1 Planificación del pozo MalvinasOctubre 2010 Jorge Barrón, Gerente de Perforación Offshore 1
2 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAGENDA Antecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento 2
3 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento
4 Perforación Offshore en el Mar Argentino AntecedentesEn el 1er. Trimestre de 2011 YPF llevará adelante una campaña de exploración en la cuenca Malvinas. Se perforará un pozo exploratorio de 2000 m en el bloque CAA-40 con una profundidad de agua de 500m (exploración Wildcat) Compromiso con el estado Abril 2011 Socios PanAmerican Energy y Petrobras 4
5 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Bahía Blanca Deep-Draft Port 900 nm Puerto Madryn Puerto Madryn Deep-Draft Port 784 nm Comodoro Rivadavia Logistics Base Airport 514 nm – 2d 5hr Pto.Argentino Puerto Deseado Refueling Station 381 nm – 1d 9hr Punta Quilla Contingency Port 307 nm – 1d 7hr Punta Loyola Contingency Port 270 nm – 1d 3hr Rio Grande Aerial Base 185 nm – 1hr 22m 5
6 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento
7 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoDesafíos El margen continental argentino es de km2 Históricamente se han perforado alrededor de 173 pozos exploratorios offshore: : 23% : 48% : 26% : 1% El 60% de estos pozos fueron perforados solo en la cuenca Austral. Tomando en cuenta la gran extensión del margen continental marítimo, se ve una baja exploración offshore. 7
8 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoDesafíos Falta de contratistas locales con experiencia Offshore Costos de movilización / desmovilización de barcos de apoyo, materiales, herramientas. Falta de recursos humanos locales con experiencia offshore Consideraciones logísticas: inexistencia de barcos de apoyo de bandera Argentina. Consideraciones geológicas: regiones geológicas inexploradas, incertidumbre. Consideraciones medioambientales: fuerte sensibilidad ambiental en mares del Sur. Falta de entes de control centralizados: permisos municipales, provinciales, y nacionales. 8 8
9 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoDesafíos Disponibilidad de Equipos para operaciones offshore (año 2009) Fuente: RigZone (Año 2009) 9
10 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento
11 Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning-GIP Gestion Integrada de Proyectos
12 Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning
13 Bajo Gradiente de FracturaPerforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Riesgos Identificados Tiempos De Espera Derrames Formación de Hidratos Influjos Someros (Gas-Agua) Pega Diferencial Bajo Gradiente de Fractura Arcillas Reactivas Zonas Sobre presionadas Fallas
14 Principales Riesgos Asociados Well Planning- Secciones RiserlessABILITY TO MANAGE LOW HIGH (Impact x Probability RISK Shallow water flow Shallow gas flow Inadequate wellbore cleaning Angle build up Insufficient PAD mud on rig Downtime due to WOW ROV Failure Rig Equipment Failure Sección 17 ½” – Antes de la Mitigación
15 Principales Riesgos AsociadosABILITY TO MANAGE LOW HIGH (Impact x Probability RISK Shallow water flow Shallow gas flow Inadequate wellbore cleaning Angle build up Insufficient PAD mud on rig Downtime due to WOW ROV Failure Rig Equipment Failure Sección 17 ½” – Luego de la Mitigación
16 Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Esquema MecánicoMud Line (522 m) 36” Conductor Casing (582 m) 13 3/8” Surface Casing (1032 m) Asegurar suficiente Resistencia de Formación e integridad de cemento para impedir migración de gas a superficie. 9 5/8” Production Casing (1432 m) Objetivo Primario: Adquisición de datos. Correr y fijar liner para el ensayo. 7” Production Liner (2032 m)
17 Perforación Offshore en el Mar Argentino Well Planning- Secciones Riserless Secciones Riserless : Método Pump and Dump Objetivos: Hueco Piloto 8 ½” Determinar Presencia de gas somero en el área hasta los 1000 m En caso de una arremetida de gas, el control dinámico tiene mas chances de éxito que en un pozo de gran diámetro Objetivos: Sección ensanchada 42” Perforar, y cementar los sedimentos no consolidados de superficie. Objetivos: Sección Ensanchada 17 ½” Perforar y cementar las formaciones del bajo Pleistoceno y Plioceno Perforar eficientemente a través de las capas de gas somero. Suficiente competencia de zapato (LOT) Optimizar la utilización de fluidos. 17 ½” 8 ½” Hueco Piloto 42” 36” Csg 560 m 1000 m Mix-on-the-fly technology 16 ppg + EMW
18 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento
19 Movilización y AlistamientosRIG READINESS Country Entrance Permits, Materials Uploading & Crew Change Duration: 8 days Bahía Blanca Puerto Madryn 1st STAGE MOB Brazil - Argentina Distance: 1700 nm Duration: 15 days Cdro Rivadavia 2nd STAGE MOB CRV - MLV Distance: 530 nm Duration: 2 days
20 Bases Logísticas OnshoreBahía Blanca Deep-Draft Port 900 nm Puerto Madryn Puerto Madryn Deep-Draft Port 784 nm Comodoro Rivadavia Logistics Base Airport 514 nm – 2d 5hr Pto.Argentino Puerto Deseado Refueling Station 381 nm – 1d 9hr Punta Quilla Contingency Port 307 nm – 1d 7hr Punta Loyola Contingency Port 270 nm – 1d 3hr Rio Grande Aerial Base 185 nm – 1hr 22m
21 Bases Logísticas OnshorePto Comodoro Rivadavia (Prov. Chubut) Maniobra de amarre Sin inconvenientes Permanencia en muelle Sin restricciones Instalaciones existentes Si, construidas y acondicionadas para Aurora Experiencia operativa del puerto Si, reciente Actividad petrolera regional Si, presencia de bases de suministro de empresas de servicio Relación con las Autoridades Si, fluida, agilidad en los procesos administrativos y operativos Actividad Sindical Existente Experiencia operativa de PNA
22 Base Logística Comodoro Rivadavia, Chubut
23 Base Suministro de CombustiblePuerto Deseado (Prov. Santa Cruz) Pto Punta Quilla Pto Comodoro Rivadavia (Prov. Chubut) Maniobra de amarre Sin inconvenientes Espera horario de marea (12hs) Permanencia en muelle Condicionado a las corrientes de mareas (7 nds) Propietario Si No Método de provisión Manifold de la Terminal Camión, desde Comodoro Rivadavia (750 km) Camión, desde km3 (9 km)
24 Bases Aéreas Premisa: menor tiempo de vuelo mínima distancia a la locación Aeropuerto Hermes Quijada (Río Grande, TdF) Islas Malvinas (Ushuaia, TdF) Norberto Fernandez (Río Gallegos, Santa Cruz) Distancia a locación 185 MN (1 hr 22min) 215 MN 270 MN Categoría AOCI (Organización de Aviación Civil Internacional). 4C Aeropuerto Internacional 4E Aeropuerto Internacional Tipo de aeronaves que pueden operar McD Douglas MD-81 Airbus A318 / A319 / A320 / A321 Boeing 738 Airbus A340 Boeing 747 / 778 Boeing 747 / 779 Operadoras LADE Aerolíneas Argentinas Aerolíneas Argentinas LAN Airlines LAN Argentina Aeovías DAP Hangares disponibles Base Aeronaval ARA Aeroclub
25 Bases Aéreas 9 km NW of Río Grande city, Road No. 3Base Aeronaval Río Grande – Hermes Quijada International Airport (TdF) 9 km NW of Río Grande city, Road No. 3 185 nm from Malvinas x-1 E&P OFFSHORE PROJECTS YPF 25 25
26 Manuales y ProcedimientosManual y Procedimientos de Operación de Bases Logísticas Criterios de diseño, instalaciones y procedimientos de operación de Bases Logísticas onshore para apoyo de las actividades de exploración offshore. Plan Logístico: Identificación y especificación de medios y necesidades logísticas para el proyecto Manual de Operaciones Marinas Lineamientos generales para operación de buques en el área
27 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento
28 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoStena Drillmax Dadas las condiciones climáticas, la geografía y la profundidad del agua, se empleará un drillship. Stena DrillMAX Alta autonomía Posicionamiento dinámico Doble torre de perforación Profundidad Máx. Agua: 3048 m. 28
29 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoBarcos de Apoyo Normand Skarven. Normand Baltic.
30 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoHelicópteros Helicópteros para Transporte de Personal: Aeronave: 2x Agusta Westland AW-139 Tipo: Bi-turbina Capacidad de vuelo: Diurno y nocturno Tripulación mínima: Piloto y copiloto Pax: máx. 7 Reserva de combustible mínima: 30 min para un vuelo de 400 mn MEDEVAC: remoción de asientos para transporte de camilla y asistente médico
31 Perforación Offshore en el Mar ArgentinoAntecedentes Desafíos Well Planning Logística Stena Drillmax Planes de Contingencia y Aseguramiento
32 of Well Control AssuranceWell Control Action Plan GIP: Frame Work VISUALIZATION DEFINITION EXECUTION CONCEPTUALIZATION KickOff Meeting Programs Drilling Working Instruction Pre-Spud Well Control Action Plan Site Survey Rig and Drilling Tools Acceptance SHA Review Rig Visit Risk Assess. Identify Needs of Well Control Assurance Risk Assess. Blowout Response II DWOP TWOP Blowout Response I Hazid HSE OS Drill OSER Plan 32
33 Assurance Specific Tasks During Conceptualization Rig SelectionSurface Hole Approach Engineering Focused Well Control Tasks (B&C) Shallow Gas Flow Blow Out Estimation Rates Pumping Requirements Conceptual Relief Well Well Interventions Drilling Fluids Strategy Logistics needs identification and Plan Specific Tasks During Definition Rig Audit Rig Inspection BOP Inspection Crew Engagement External Well Examiner Working Instructions Blow Out Contingency Plan (BCP) Drilling Fluids Strategy Logistics implementation plan
34 Assurance Specific TasksOperations Zero tolerance on any BOP or control systems defects Max focus on PP detection Pit volume monitoring (one operation at a time) Rigorous tripping procedures Strict adherance to policies during installation & testing of safety critical barriers. Decision-making Implementaion of “Well Aware” programme to raise awareness of human factors issues Review key decision points on decision criteria and potential ambiguities Table top exercises to rehearse team in decision making and response to unexpected events. Pre-Operations Start-Up Verification of emergency disconnection and AMF systems Double check function on ROV hot stab interfaces Re-check shearing capabilities Advice from Boots and Coots on emergency access – Lessons from Macondo Petrobras and PAE shared learnings post Horizon Incident Rig Audit Shared Activity with previous operator YPF Supervisors Involved Stenas´additional actions post Horizon incident Action Tracking from previous operator to YPF Periodic Verification During Operations Well Integrity Implement UK well examination scheme Verification of barriers Critical focus on well integrity issues during the Well Test. Re-verification of barriers that might have been inadvertently disturbed.
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