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INSTALACIONES MARINAS PARA LA EXPLOTACION DE HIDROCARBUROS

Trabajo que para ingresar como Miembro de Número Presenta:

Antonio Acufia R.

metros y medio, pero a casi un kilómetro de tierra firme.

I. INTRODUCCION

La necesidad de satisfacer la demanda creciente de hidrocarburos, ha orientado al hombre a incursionar en la búsqueda y explotación de yacimientos subyacentes al fondo marino.

El descubrimiento de yacimientos y su explotación por medio de pozos petroleros fuera de la costa, ha demandado la utilización de la tecnología más avanzada para efectuar las actividades requeridas en las distintas etapas de su desarrollo, que van desde los estudios geológicos y geofísicos durante la exploración, hasta la construcción y operación de instalaciones industriales en plataformas y tuberías de conducción para la producción de los campos marinos.

El desarrollo de la tecnología ha permitido a la perforación costa afuera ir venciendo los obstáculos que representan la magnitud de los tirantes de agua y la distancia a la línea de costa en donde se desempeña, así como del dominio de técnicas específicas que utiliza.

De esta forma, en los primeros pozos, perforados en California en 1887, se emplearon procedimientos y diseños que se aplicaban en otras ramas de la industria, apoyando los equipos y las torres de perforación sobre muelles de madera o utilizando terraplenes, con lo cual se logró extender hasta tres y medio metros de tirante. Posteriormente, la primera cubierta alejada de la costa, apoyada sobre pilotes de madera, fue construida en 1933 frente a las costas de Louisiana, también para un tirante de tres

Con los avances tecnológicos logrados en la Segunda Guerra Mundial, durante 1946 se construyó una cubierta en el Golfo de México para un tirante de 4.3 metros y a 8 kilómetros mar adentro. Esta fue la primera cubierta provista de una torre deslizante para la perforación de tres pozos, utilizando por primera vez acero para sus 338 pilotes.

Al siguiente año se introdujo el concepto de estructura denominado "jacket" o subestructura, mismo que se sigue utilizando hasta nuestros días. Mediante este nuevo concepto la subestructura se fabrica en tierra y se transporta a su sitio. Los pilotes son hincados a través de las piernas de la subestructura, misma que está reforzada con riostras o contravientos que le dan rigidez.

A las plataformas pioneras construidas en sitio sólo se les podía dotar de riostras arriba del nivel del agua, lo cual limitaba su uso. Actualmente el peso de los equipos que van sobre la plataforma se descarga directamente sobre los pilotes de acero.

La evolución de la tecnología de plataformas marinas ha llevado al desarrollo de proyectos para instalar estructuras tipo "jacket" en profundidades cada vez mayores. En 1988 se instaló una plataforma en el Golfo de México en un tirante de agua de 412 metros, siendo la mayor profundidad hasta ahora alcanzada.

La primera ocasión que se empleó el concreto como parte de una instalación petrolera fue en 1920 en el Lago Maracaibo, Venezuela,

aplicando un procedimiento de construcción similar al de un muelle, sin embargo, el uso generalizado de plataformas de concreto sucedió hasta la década de los setenta en el Mar del Norte, participando con su tecnología el Reino Unido, Noruega, Francia y los Países Bajos. Una de las últimas plataformas de concreto construidas es la "Gullfaks B", en 1988, para servicios múltiples: perforación, producción compresión, y acomodo de personal.

Después de su extracción, para ser aprovechados, los hidrocarburos requieren llevarse de los centros de producción al lugar de carga, almacenamiento o proceso. De ahí que la rentabilidad de la explotación de los hidrocarburos líquidos o gaseosos de un yacimiento depende en gran parte del costo de su transporte.

Las primeras soluciones al transporte de crudo consistieron en usar tanques que fueron colocados sobre carros tirados por caballos o propulsados por las corrientes de los ríos; posteriormente se usó extensivamente el ferrocarril; con el tiempo se observó que estos sistemas no eran eficientes y que las pérdidas por derrames eran considerables, llegándose a la conclusión de que las tuberías son el medio más eficiente para el transporte de hidrocarburos.

Como consecuencia, en 1860 se construyó la primera tubería empleando madera y hierro fundido, pero aún se presentaron fugas durante su operación. La primera

tubería que funcionó satisfactoriamente se construyó cinco años después con hierro forjado; ésta consistió en una línea de cinco centímetros de diámetro y 9800 metros de longitud, p r o b a d a hidrostáticamente a 63 kilogramos por centímetro cuadrado.

Las primeras tuberías submarinas se instalaron durante la Segunda Guerra Mundial, tendiéndose a través del Canal de la Mancha 20 tubos de 7 centímetros y medio de diámetro y 48 kilómetros de longitud; estos tubos se fabricaron con un armazón de acero flexible.

En nuestro país, el Gobierno ha encomendado a Petróleos Mexicanos, el desarrollo de todas las actividades de explotación de los hidrocarburos, por lo cual ha trabajado fuera de la costa en forma multidisciplinaria para llegar a obtener la producción de aceite y gas en la Sonda de Campeche. Esto se ha logrado con el apoyo tecnológico del Instituto Mexicano del Petróleo, dando como resultado una obra de ingeniería que por su importancia ha trascendido al ámbito internacional.

En este trabajo se hace una breve reseña de los acontecimientos más importantes que se fueron sucediendo en la Industria Petrolera Nacional, durante su incursión para obtener la producción de campos marinos, haciendo énfasis en lo relativo a la Sonda de Campeche y sus repercusiones en la ingeniería de diseño y la de construcción, así

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como en la asimilación de la tecnología. Al final se plantea la perspectiva futura como marco de referencia a las decisiones que se deben de tomar para continuar cumpliendo con la encomienda del Gobierno Federal.

II. ANTECEDENTES.

Los trabajos que se realizan en la industria petrolera para disponer de producción de hidrocarburos, se inician con estudios de campo en actividades de reconocimiento; posteriormente, con estudios de detalle de los prospectos más prometedores, se determinan las localizaciones de pozos exploratorios. Al descubrir depósitos de hidrocarburos después de realizar la perforación de estos pozos y basados en la información de las características físicas y químicas del fluído contenido en la roca productora, se planea la explotación de los campos mediante la perforación de desarrollo y la construcción de las instalaciones requeridas para el manejo de los hidrocarburos.

En México se inició la explotación de yacimientos de hidrocarburos fuera de la costa en 1958, en aguas del Golfo de México, con la instalación de plataformas fijas frente a la barra de Santa Ana, en el estado de Tabasco.

A finales de los sesenta se perforó desde una plataforma fija en la localización de Tiburón, al norte de la Barra de Tuxpam, Veracruz. También se instalaron siete plataformas frente a la Barra del Río Cazones para perforar los pozos Atún, Bagre,

Morsa y Escualo. Frente a la desembocadura del Río Pánuco, en Tampico, desde cuatro plataformas se perforaron adicionalmente los pozos Arenque y Marsopa. En el diseño estructural de estas primeras plataformas se aplicaron métodos simplificados.

En todos los casos las plataformas fueron diseñadas en el extranjero, construidas con materiales de importación e instaladas en tirantes de agua no mayores a 50 metros. Estas plataformas se utilizaron únicamente para la perforación y explotación de los pozos. La mezcla de aceite y gas fue enviada a través de tuberías de conducción hasta las instalaciones construidas exprofeso para ello en tierra firme, en donde se separaban en aceite, gas y agua.

Para el transporte de los hidrocarburos extraídos de estos primeros campos fuera de costa, se tendieron 400 kilómetros de tuberías con diámetros de 20 a 30 centímetros y a una profundidad máxima de 60 metros.

Durante 1975 se inició la perforación del primer pozo exploratorio denominado Chac-1, 80 kilómetros al norte de la Isla del Carmen, Campeche, terminándose al año siguiente. Al resultar productor este pozo abrió la expectativa de lo que posteriormente se confirmó: la existencia de varios campos marinos productores de aceite y gas en la Sonda de Campeche.

Para 1977 se descubrieron dos campos más, con la perforación de los pozos Akal-1 y Bakab-1. El

siguiente año se descubrió el cuarto campo productor: Nohoch, que junto con Chac y Akal integran lo que se ha denominado el complejo Cantareil. La perforación exploratoria se llevó a cabo desde plataformas móviles del tipo autoelevables (jack-up) y equipo flotante instalado sobre barcos de gran capacidad.

La importancia del descubrimiento en la Sonda de Campeche tiene su origen en que ahí se ubican varios campos que por su contenido de reservas, se consideran a nivel mundial como supergigantes. Independientemente de ello, estos yacimientos tienen espesores de roca caliza impregnados de hasta un kilómetro, y alta porosidad, con presencia muy común de cavernas, que le confieren una permeabilidad sumamente alta respecto a la generalidad de los yacimientos en México.

Al resultar productivos los dos primeros pozos exploratorios, se iniciaron los estudios con simuladores matemáticos que permiten variar el espaciamiento entre pozos, utilizando para ello la tecnología de punta disponible e incorporando aspectos financieros. Como resultado, se obtuvo el número de pozos y plataformas para desarrollar un campo, la cantidad de pozos por plataforma, así como los programas de incorporación de reservas, de producción y de inversiones.

En forma paralela se desarrollaron en el país los primeros programas de cómputo para el análisis y diseño de plataformas marinas.

Con estas consideraciones se estableció el plan regulador de la Sonda de Campeche bajo el esquema de explotación, a base de plataformas fijas y tuberías de conducción de hidrocarburos. Asimismo, con este plan se definieron el número, función, orientación y capacidad de las plataformas de los arreglos conocidos como complejos de plataformas PECH, los cuales están constituidos por las de producción, enlace, compresión y habitación.

Para complementar dichos complejos se instalan estructuras secundarias destinadas al soporte de quemadores, sistemas de telecomunicación y puentes; estos últimos necesarios para el paso peatonal y el apoyo de tuberías entre plataformas contiguas.

De igual forma, se normó la interconexión de los complejos y las plataformas periféricas con capacidad para doce pozos, destinadas solamente a la perforación y extracción de hidrocarburos.

Al decidir la explotación intensiva de los campos Chac, Akal y Bakab, se estableció un programa de construcción de diez plataformas fijas de perforación, instalándose la primera en noviembre de 1978 en el campo Akal-C, en un tirante de 44 metros, marcando el inicio de la edificación de las plataformas instaladas en la Sonda de Campeche.

Por lo que se refiere al tendido

de tuberías de conducción, esta actividad también comenzó en 1978, con la construcción de un oleoducto de 90 centímetros de diámetro y 160 kilómetros de longitud, uniendo la plataforma de Akal-C con la terminal de almacenamiento de Dos Bocas, Tabasco.

III. CONSTRtJCCION E INSTALACION DE PLATAFORMAS MARINAS Y LINEAS DE CONDUCCION PARA MANEJO DE HIDROCARBUROS.

Partiendo de las características del conjunto de plataformas PECH y de una capacidad de producción de hidrocarburos, se pueden establecer con anticipación las filosofías y criterios para el procesamiento, manejo y transporte del crudo y del gas asociado. De igual forma se determina la mejor modulación de los equipos para lograr la apropiada combinación de eficiencia y confiabilidad. Sobre esta base se fija la integración y centralización de los servicios más convenientes, conforme a las regulaciones en materia de protección ecológica y dentro del marco de un aprovechamiento eficiente de energía.

El diseño de las instalaciones para el desarrollo de un campo marino se divide en tres fases, que comprenden: los estudios previos, la ingeniería básica y la ingeniería de detalle.

Los estudios fundamentales para sustentar el diseño de las instalaciones se refieren a las

características del aceite y del gas producidos. Las del aceite crudo permiten, mediante un análisis técnico económico, esquematizar el procesamiento requerido, para llegar a tener un fácil manejo y almacenamiento, así como el óptimo rendimiento para lograr máxima calidad del producto.

Con respecto al gas, el objetivo es seleccionar, a través de un estudio técnico-económico, el proceso de secado que permita la reducción del contenido de licuables y su aprovechamiento, así como la obtención de un gas con bajo punto de rocío para disminuir los problemas durante el transporte por la tubería que lo conduce a tierra.

La ingeniería básica determina el mejor arreglo secuencial de los equipos del proceso, incluyendo los servicios auxiliares donde se aplican los criterios de máxima seguridad, operabilidad, eficiencia y flexibilidad, así como la filosofía de centralización de servicios, para evitar duplicidades innecesarias de éstos. El alcance de las actividades incluye la especificación y preselección del equipo principal de proceso.

La ingeniería de detalle lleva a cabo la selección de los equipos, sistemas, instrumentos y dispositivos en general, así como el diseño estructural y de tuberías, como base para su adquisición, construcción e inspección.

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Con la selección efectuada y el diseño de tuberías, se definen las áreas requeridas para su instalación, tomando en cuenta sus dimensiones, su peso, la necesidad de una integración sencilla y un fácil mantenimiento; esta definición conduce a un diseño integrado o a un diseño modular.

En el diseño integrado el equipo se distribuye uniformemente sobre las cubiertas, mientras que en el modular se aloja en un cierto número de estructuras esqueléticas denominadas módulos. Al contar con el total de equipos y sistemas integrados, desde tierra se pueden realizar las pruebas de arranque. El uso de dichos equipos ofrece varias ventajas, tales como: fácil manejo en el transporte, por haber seccionado el peso estructural; más económico, por hacer su ensamble con mano de obra en tierra, y además una rápida instalación en el mar.

La ingeniería de detalle de las plataformas se inicia una vez determinadas las características de los equipos que se montarán en ellas. Una plataforma marina fija consta de tres componentes principales: superestructura, subestructura y pilotes.

La superestructura es la parte de la plataforma que sobresale del agua, su función es soportar los equipos e instalaciones de proceso mediante cubiertas y cuyas cargas se transmiten a los pilotes a través de columnas. El número de cubiertas depende de la función asignada a la plataforma.

La subestructura queda sumergida en el agua, y está conformada por marcos trapezoidales rigidizados por riostras, y sus piernas alojan y dan apoyo lateral a los pilotes desde el fondo marino hasta su extremo superior, que es donde se interconectan ambas partes. Los pilotes son elementos tubulares hincados en el suelo, que se prolongan a través de las piernas de la subestructura hasta conectarse con la superestructura para recibir las cargas.

El armado de la subestructura, superestructura, módulos y pilotes, se efectúa en patios de construcción habilitados para el manejo de estructuras robustas y pesadas.

La subestructura se fabrica en posición horizontal en el patio; al término de esta etapa se carga, corriéndola sobre las vigas de fabricación hacia la barcaza que efectuará el transporte hasta el sitio de instalación; al llegar a su destino se desliza del chalán al mar, en donde flota libremente. Para su colocación en posición vertical se emplean sistemas de inundación; posteriormente se apoya sobre el fondo marino, se nivela y se procede al hincado de los pilotes. Los tubos empleados en la fabricación de estos pilotes se ensamblan en patio para formar los tramos que se acoplarán durante el hincado; dichos tramos se transportan también en una embarcación.

La superestructura se fabrica en el patio, en posición vertical, se carga y transporta en forma

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similar a la subestructura, sobre una barcaza desde la cual se iza para colocarla sobre los extremos superiores de los pilotes, que sobresalen de la subestructura.

Los módulos se fabrican y equipan en patio, y se cargan, transportan e izan en forma similar a la superestructura.

El proceso de fabricación de la tubería de conducción en el mar se inicia en tierra, donde cada tramo se limpia, se le aplica el anticorrosivo, el recubrimiento mecánico y el concreto para su lastrado, el cual evita que la tubería flote. Posteriormente se carga y transporta a la barcaza de tendido; donde los tramos se van soldando para formar la tubería, completándose la protección y lastrado.

Durante los dos primeros años del desarrollo de la Sonda de Campeche no fue posible efectuar la fabricación de las plataformas en el país, dado que no existía la infraestructura requerida; por tal motivo se tuvo que recurrir al apoyo internacional. Durante ese periodo la fabricación y la ingeniería tanto básica como de detalle se efectuaron respectivamente por patios y firmas extranjeras. Para la transferencia de estas actividades a profesionales y empresarios de México se tuvieron que definir estrategias visionarias, tales como: apoyo al desarrollo de tecnologías con miras a su rápida aplicación en proyectos de ingeniería; estímulo y motivación a inversionistas para su

incorporación al proceso de generación de infraestructura y, concertación con fabricantes y prestadores de servicio de todo el país para la ampliación de sus productos y capacidad instalada, de acuerdo los requerimientos de la industria petrolera.

En el corto plazo se vieron resultados con la instalación de los primeros patios de fabricación de plataformas marinas, que se fueron localizando en las márgenes de los ríos Pánuco, en Tampico, y Pantepec, en Tuxpam, hasta llegar a disponer de la amplia capacidad de fabricación que ofrecen los diez patios que operan en la actualidad.

Por su parte la ingeniería y desarrollos tecnológicos inherentes también se fueron mejorando, hasta que a mediados de los ochentas esta actividad la realizaban en su totalidad profesionales mexicanos; dentro de esas ingenierías se incluye la empleada para realizar el diseño de las estructuras.

La evolución que ha tenido el diseño de las plataformas para la Sonda de Campeche se inició bajo dos corrientes tecnológicas, una de ellas utilizó programas de cómputo generados en el extranjero y la otra programas desarrollados en el país; a mediados de los ochentas la totalidad de los diseños se llevó a cabo utilizando los programas nacionales, mismos que fueron validados mediante la certificación de los diseños por parte de instituciones clasificadoras.

Dadas las necesidades de la industria, de contar a corto plazo con la ingeniería de las obras para la incorporación de reservas, se adquirió y mejoró un sistema informático con el que se redujo a una sexta parte el tiempo de generación de la ingeniería. El propósito fundamental del diseño estructural es lograr plataformas seguras, funcionales y económicas; para lograrlo, se aplican modelos matemáticos para calcular y verificar los esfuerzos en cada miembro y junta de las plataformas.

El diseño se inicia con la generación de un modelo numérico que se integra con la forma geométrica de la estructura, las propiedades mecánicas de sus elementos, de la cimentación y del suelo de soporte; estos modelos se utilizan para simular la estructura bajo diversas condiciones de carga que se presentan durante su construcción, instalación y operación. Las cargas más significativas son: el peso propio, oleaje, corrientes marinas, viento, sismo y efectos dinámicos.

La solución de este modelo da como resultado los desplazamientos y las fuerzas a que están sujetos los elementos estructurales, con lo cual se efectúa el dimensionamiento de los mismos, así como de sus conexiones. Todo este proceso se realiza cumpliendo con la normatividad internacional vigente.

Para asegurar la continuidad del servicio de las instalaciones en

la Sonda de Campeche, adicionalmente se han desarrollado programas de mantenimiento preventivo y correctivo aplicables en los equipos de perforación, en las instalaciones industriales, en las líneas de conducción para hidrocarburos y en las plataformas. Los programas de mantenimiento correctivo se derivan de inspecciones rutinarias para detectar anomalías, con objeto de reparar o sustituir los elementos estructurales afectados. Resultados derivados del mantenimiento han permitido mejorar el diseño y construcción de las estructuras.

El mantenimiento de un complejo del tipo PECH, que en algunos casos incluye hasta siete plataformas, ocho trípodes y más de diez puentes, se realiza en un tiempo promedio de seis meses, si se cuenta con el apoyo de un barco capaz de efectuar trabajos de soldadura, pailería, electromecánicos, pintura y recubrimientos, buceo e inspecciones submarinas, entre otros. Cabe destacar que todas las actividades del mantenimiento se efectúan sin interrumpir la operación en el complejo.

Como apoyo a las actividades que se realizan, se tiene una variedad de embarcaciones: a) construcción: barcos grúa de gran capacidad de carga, y embarcaciones para apoyo topográfico; b) transporte: chalanes y remolcadores, así como barcos abastecedores y lanchas rápidas; también se cuenta con una flota de helicópteros; y c) servicios: barcos de inspección y

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mantenimiento.

IV. EXPLOTACION DE CAMPOS EN AGUAS CON TIRANTES MENORES A 80 METROS

Los principales campos productores de la Sonda de Campeche se encuentran distribuidos en una superficie de aproximadamente 2,500 kilómetros cuadrados; en ella se han instalado 139 plataformas, 35 trípodes, 72 puentes y tendido 1,800 kilómetros de tuberías de conducción de diversos diámetros, longitudes y servicios. El tirante de agua en donde se localizan las plataformas y las tuberías está comprendido entre los 15 y 80 metros.

Del número total de plataformas, 64 son de perforación, desde las que se han perforado 471 pozos, además, ahí se alojan los cabezales y válvulas que se utilizan para el control de la producción.

Para el manejo y separación de las mezclas producidas se dispone de trece plataformas, en las cuales se separa el aceite del gas. El crudo se bombea a través de oleoductos hacia otros complejos, como el centro embarcador de Cayo Arcas, situado al norte de la Sonda, o bien al centro de almacenamiento de Dos Bocas, localizado en la costa de Tabasco. Para el transporte del aceite a Dos Bocas se utilizan tres tuberías de 160 kilómetros y una estación intermedia de rebombeo.

Por lo que respecta al gas, éste se envía a las plantas de

acondicionamiento de Ciudad Pemex, Nuevo Pemex y Cactus, utilizando compresoras instaladas en cinco plataformas localizadas en diferentes complejos.

El personal que trabaja en la Sonda de Campeche se hospeda en hoteles situados en nueve plataformas, acondicionados para alojarlo y proporcionarle recreación y bienestar, mediante salas de cine, gimnasios, y lectura, así como servicios médicos.

Los cabezales, válvulas de control y trampas de "diablos" de las tuberías de conducción se ubican en plataformas específicas denominadas de enlace.

Asimismo, se dispone de seis complejos de plataformas PECH, que integran las funciones de producción, enlace, compresión y habitación, localizados en: Akal "C", Akal "J", Abkatun "Al', Ku "A", Nohoch "Al' y Pol "Al'.

Otro complejo que destaca por su importancia es el dedicado al sistema de recuperación secundaria con la inyección de agua al yacimiento en los campos Abkatun, Chuc y Pol. El complejo está compuesto por tres plataformas en donde se ubica el sistema de captación, tratamiento y bombeo de agua con sus servicios auxiliares, así como el hotel correspondiente. Además, existen otras seis plataformas donde se alojan los pozos empleados para la inyección.

En la Sonda también se cuenta con cinco trípodes y un tetrápodo para

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el soporte de los servicios de telecomunicaciones, localizados en Akal C, Ixtoc, Pol-A, rebombeo, Eco-1, y Cayo Arcas.

La tecnología aplicada para el desarrollo de las instalaciones marinas de la Sonda de Campeche tuvo que ser asimilada en corto tiempo, dado que así lo exigió la industria petrolera del país. Durante cierto tiempo la filosofía de trabajo enfatizó la entrega de diseños oportunos para agilizar la producción. En la actualidad, tal filosofía se enfoca a la incorporación de mejoras tecnológicas tendientes a abatir costos de inversión.

Una de esas mejoras se aplica a las plataformas de perforación y producción, que son las más empleadas, introduciendo el concepto conocido como Estructuras Ligeras Tipo Tetrápodo. La principal característica de este concepto es que para la cimentación se utilizan pilotes faldón, que se conectan a las piernas de la plataforma en la base. La incorporación de estas innovaciones se traduce en diseños con menor número de elementos, lo que implica un ahorro en los costos de hasta un 40 por ciento con respecto a los tradicionales.

En lo referente a la recuperación de pozos perforados con el auxilio de estructuras móviles, los avances técnicos se están aplicando con el concepto conocido como Plataforma Mínima, que tiene un costo de construcción inferior al de las estructuras que se aplicaban en estos casos, ya que

aprovecha el tubo conductor del pozo como elemento estructural, eliminando con ello una pierna y un pilote.

La Sonda de Campeche, que contiene cerca del 46 por ciento de las reservas probadas, ha adquirido una importancia de primer orden no sólo para el sector energético sino para el país en general; además, esta zona aporta el 70 por ciento de la producción total de crudo, el 75 por ciento de condensados y el 31 por ciento del gas.

Para mantener la producción y facilitar la extracción de los hidrocarburos, se ha iniciado la inyección de agua en los yacimientos de Abkatun, Chuc y Pol, así como el bombeo neumático en el Campo Cantareli. La inyección de agua permitirá extraer volúmenes adicionales de hidrocarburos, que con el mecanismo natural de explotación no se recuperarían, manteniendo adicionalmente una presión constante en el yacimiento, con lo que se trata de mantener la producción diaria.

La inversión efectuada en todas las instalaciones de la Sonda de Campeche es del orden de 6,500 millones de dólares, independientemente del costo de los estudios de exploración y las erogaciones debidas a la perforación tanto exploratoria como de desarrollo; considerando estos últimos rubros, dicha cifra alcanza los 10,500 millones de dólares.

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V. EXPLOTACION EN AGUAS PROFUNDAS.

A medida que se han descubierto yacimientos petrolíferos en sitios costa afuera, con tirantes cada vez mayores, se ha hecho necesario desarrollar nuevos sistemas de explotación, los cuales están conformados por instalaciones para el control de la producción e instalaciones para su procesamiento, manejándose dos opciones respecto a la ubicación de las instalaciones de control: la primera de ellas consiste en colocarlas en la superficie, sobre una estructura de soporte, y la segunda en hacerlo directamente sobre el fondo marino. En ambos casos los hidrocarburos se envían a un centro de proceso en la superficie. Las estructuras de soporte pueden ser rígidas, flexibles o flotantes.

SISTEMAS RIGIDOS

Este tipo de estructuras se sigue tomando en cuenta para grandes profundidades, debido a que su tecnología es muy conocida y se ha probado en múltiples ocasiones; además, ofrecen gran capacidad de carga en sus cubiertas.

Plataforma tipo "jacket"

Plataformas de este tipo se han logrado instalar en tirantes de más de 400 metros, aunque se continúan buscando alternativas en aras de reducir costos. Algunos ejemplos de estas plataformas en diferentes ámbitos y para diferentes tirantes, son los siguientes:

Bullwinkle: Se encuentra instalada en el Golfo de México, en un tirante de 412 metros, que es el máximo alcanzado a la fecha; fue diseñada para soportar dos equipos de perforación y alojar 60 pozos; la subestructura se transportó y se lanzó el año 1988 en una sola pieza.

Cognac: Se localiza en el Golfo de México en un tirante de 312 metros. La subestructura consta de tres secciones que fueron diseñadas, fabricadas, transportadas y lanzadas independientemente; la plataforma quedó totalmente instalada en 1978.

Estas dos plataformas se colocaron frente a las costas de Louisiana, donde el oleaje y el viento son el efecto predominante para el diseño.

Hondo: Se instaló en 1976 frente a las costas de California, a 260 metros de profundidad. En dicha región el sismo es el efecto que gobierna el diseño. La subestructura de la plataforma indicada se construyó y lanzó en dos secciones; el acoplamiento de éstas se realizó mientras flotaban en posición horizontal.

Magnus: En 1982, se colocó en el Mar del Norte, a una profundidad de 183 metros, en uno de los ambientes más hostiles, lo que originó que ésta sea una de las plataformas de mayor peso instaladas a la fecha. Esta estructura se diseñó para que tuviera flotación propia, y se construyó de una sola pieza, en un

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dique seco.

Plataformas de concreto

En 1973 se instaló en el campo Ekofisk, del Mar del Norte, la primera plataforma de concreto; a la fecha existen 20 de estas estructuras en el mundo, localizadas en tirantes de más de 200 metros. Sus mayores ventajas radican en lo amplio de sus espacios y la gran capacidad de carga que ofrecen sus cubiertas para alojar múltiples servicios, así como por el almacenamiento en el interior de su estructura.

SISTEMAS FLEXIBLES

Estos sistemas tienen la característica de no oponer resistencia al efecto de las olas, es decir, se desplazan con ellas girando con respecto a su base en el fondo marino.

Torres atirantadas

Están formadas por torres de acero, de sección transversal constante y un sistema de cables o tirantes que conecta la parte superior de la torre con los pilotes de anclaje del fondo marino. La carga útil en estas estructuras es similar a la de una plataforma fija, sin embargo, la instalación de los tirantes es complicada, ya que requiere un gran número de maniobras marinas. Una desventaja de este concepto es la restricción a la navegación y anclado de barcos en el área de influencia de los cables.

Torres articuladas

Se caracterizan por tener una articulación en la base, manteniendo su verticalidad mediante tanques de flotación colocados en la parte superior. Estas torres se han instalado en el Mar del Norte hasta una profundidad de 160 metros, para servir como estructuras auxiliares; además, se tienen estudios de factibilidad para tirantes de 300 a 1000 metros.

SISTEMAS FLOTANTES

A la fecha, la mayoría de los campos petroleros costa afuera se han desarrollado con estructuras rígidas, sin embargo, a medida que se incrementa la profundidad también lo hace el costo. La alternativa en estos casos son las estructuras flotantes, cuyo costo no depende de la profundidad.

En años recientes, la industria petrolera ha puesto mucho interés en la aplicación de este tipo de sistemas, debido a que en determinados casos sus ventajas representan una alternativa técnica y económica factible.

En su papel de sistemas autónomos, la mayoría de las veces, las unidades flotantes se han utilizado en yacimientos pequeños o en sitios alejados de instalaciones permanentes. Sus desventajas más notorias con respecto a los sistemas rígidos son su limitada capacidad de carga, y la susceptibilidad al paro de operaciones por condiciones ambientales. El costo

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de estas estructuras es prácticamente independiente de la profundidad, y dado que son reutilizables, pueden amortizarse empleandolas en varios campos.

Cuando se usan como instalaciones de producción, estos sistemas están formados típicamente por cinco partes: una estructura flotante para soportar el equipo de producción y servicios, un sistema de anclaje para el posicionamiento de la plataforma sobre el pozo, un sistema de conductores para enviar a la superficie el producto del pozo localizado en el lecho marino, una plantilla submarina, y una estación de control de flujo de los hidrocarburos. Adicionalmente, tienen la ventaja de que la producción puede comenzar casi inmediatamente después de la perforación de los pozos.

Cabe mencionar que hay tres tipos básicos de estructuras flotantes:

Plataforma semisumergible

Es una estructura reticular consistente de cascos de flotación sumergidos, sobre los cuales se apoyan las columnas que sostienen la cubierta de trabajo.

Una plataforma semisumergible es aplicable a operaciones de perforación y de producción. A grandes profundidades, el sistema de anclaje, compuesto por un conjunto de cables en catenaria, impone limitaciones a la navegación; el uso de un sistema de posicionamiento dinámico resuelve el problema, aunque

implica mayor costo.

Plataforma de piernas tensionadas (Tension Leg Platforrn)

Es una plataforma flotante de configuración estructural similar a la de una semisumergible, con la diferencia de que la sujeción al fondo marino se realiza con t i r a n t e s verticales permanentemente tensionados.

La primera plataforma de piernas tensionadas se instaló durante el verano de 1984 en el campo Hutton del sector británico del Mar del Norte, a una profundidad de 150 metros, y la primera de este tipo en el Golfo de México fue la plataforma para el campo JOLLIET, instalada en mayo de 1989.

Barco de producción (Monohuil Production Vessel)

Por lo general consta de un barco anclado mediante cables o con posicionamiento dinámico. Los usos más generalizados de estos sistemas son: de producción, almacenamiento y carga. Unidades avanzadas de tal tipo se anclan en su parte central, como si ésta fuera una boya, todo el barco puede girar sobre su centro. Dichas unidades pueden operar aún en condiciones ambientales muy severas, tales como las del Mar del Norte.

SISTEMAS DE PRODUCCION SUBMARINOS

Estos sistemas consisten básicamente de un grupo de pozos terminados en el fondo del mar, conectados por tuberías a un

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múltiple colector que a su vez está sobre una plantilla; la producción se envía a través de un arreglo de tubería ascendente, a alguna plataforma de procesamiento en la superficie. Los sistemas de producción submarina se emplean en los siguientes casos:

- En la explotación de yacimientos alejados de campos donde existe infraestructura. - En el aprovechamiento de la producción de campos en los cuales no existe infraestructura, es decir, producción temprana. - En sistemas de inyección de agua y gas.

La utilización de los sistemas submarinos data de principios de los años setentas, y hasta la fecha se han instalado más de 620 terminaciones submarinas, de las cuales alrededor del 35 por ciento corresponden al Mar del Norte, 30 por ciento a Brasil, 10 por ciento al Golfo de México, 7 por ciento a la costa oeste de los Estados Unidos, y el resto a otros sitios.

La fase operacional más importante en el desarrollo de sistemas submarinos es el mantenimiento, asistido normalmente por buzos hasta profundidades de 150 metros, después de éstas es indispensable el uso de vehículos submarinos.

TUBERIAS DE CONDUCCION

Actualmente las tuberías submarinas más notables en el mundo son las siguientes: la de mayor diámetro, 90 centímetros, instalada en 160 metros de tirante de agua en el campo Brent, Mar del

Norte, construida en 1975; la tubería tendida a mayor profundidad para el transporte de gas es la Transmediterránea, en 608 metros de tirante. Esta tubería tiene 50 centímetros de diámetro y conecta las costas de Argelia con las de Italia; para crudo y gas, las más profundas del Golfo de México son de 35 y 40 centímetros de diámetro, respectivamente, instaladas en paquete, y con un tirante máximo de 469 metros en la zona de "Green Canyon".

PARTICIPACION DE MEXICO EN PROYECTOS DE PREVISION

Como se ha mencionado, el desarrollo de la Sonda de Campeche representa un verdadero logro para la ingeniería mexicana, gracias a que desde el principio se tuvo la capacidad y visión para establecer los programas de desarrollo, con los cuales se han alcanzado los niveles de producción ya conocidos. Con lo anterior también se pudo capitalizar la infraestructura tecnológica que sirve de base en la actualidad para aceptar el nuevo reto que representa la explotación de hidrocarburos en aguas profundas.

Conscientes de la necesidad de satisfacer tanto la creciente demanda interna de hidrocarburos como la cuota de exportación, en 1985 se comenzó a explorar en campos localizados en sitios con profundidades superiores a los 100 metros. Previendo las necesidades tecnológicas para estas profundidades, el año de 1986 se completó el diseño de una

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plataforma de perforación para una profundidad de 150 metros, así corno el estudio del concepto conocido como "Torre Gamma", que fue un estudio de factibilidad con resultados positivos, aplicable a tirantes de 300 a 1000 metros.

Asimismo, se concluyó el estudio de factibilidad para el diseño y construcción de estructuras de concreto aplicables a la Sonda de Campeche. A finales de 1987 se incursionó en el campo de las plataformas semisumergibles, participando en proyectos de investigación con el Colegio Universitario de Londres (UCL).

A continuación se hace una breve descripción de los principales avances alcanzados en los proyectos anteriormente mencionados, los cuales fueron realizados con la activa participación de técnicos mexicanos:

Plataforma de Perforación Zazil-Ha

Recurriendo a la transferencia de tecnología, se terminó en su totalidad el diseño de una plataforma del tipo rígido para un tirante de 150 metros en el campo Zazil-Ha; el diseño incorporó la experiencia aplicada por la industria a nivel internacional, en tirantes hasta de 300 metros.

La superestructura es similar a la empleada en las plataformas existentes, es decir, para un equipo de perforación de 4000 toneladas y capacidad para doce pozos. La subestructura tiene ocho

piernas con ocho pilotes principales más cuatro pilotes faldón, colocados en las esquinas. La transportación de la subestructura se puede realizar con una barcaza de 400 pies de eslora, 100 de manga y 25 de puntal. Como resultado de los análisis efectuados, se obtuvo una plataforma cuyo peso total fue de 10,000 toneladas.

Por lo que respecta a la factibilidad de su fabricación, se encontró que en los patios nacionales existe la capacidad necesaria para ello. Esta plataforma no se construyó debido a que la explotación del campo Zazil-Ha no resultó rentable.

A nivel internacional, en la plataforma multi funcional Bullwinkle, las etapas de diseño y construcción tomaron un periodo de cinco años; la producción esperada era de 50,000 barriles diarios y 90 millones de pies cúbicos de gas. El peso total de la estructura fue de 61,000 toneladas; la mayor parte de sus componentes fueron fabricadas en Japón y se ensamblaron en un patio de fabricación localizado en las costas de Louisiana.

Torre Gamma

La Torre Gamma es el producto de un estudio de investigación realizado por una institución francesa, y financiado por un grupo de empresas entre la que participó una de México. A través de él se demostró la factibilidad técnica-económica del concepto; para su desarrollo se tomó como

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base un sitio localizado en el Golfo de México, a una profundidad de 610 metros.

La estructura consiste de una cubierta convencional de perforación y producción, apoyada en una torre de sección transversal hexagonal conformada por elementos tubulares, formando una armadura. La estabilidad de la torre se logra mediante seis tanques de flotación ubicados en la parte superior de la misma, por debajo del nivel medio del mar.

La principal ventaja de una plataforma como la Torre Gamma, comparada con una estructura convencional rígida, es que la cantidad de material para lograr una estructura segura y estable se reduce sustancialmente. Dicha cantidad resultó de 70,000 toneladas.

Así las cosas, se evaluó la factibilidad de la fabricación de la torre en patios mexicanos, encontrando que podía construirse en dos partes con algunas modificaciones a la estructura.

Una estructura de tipo similar es la Torre Lena, cuyas etapas de diseño y construcción tomaron cuatro años. Esta torre se instaló en el campo Lena, del Golfo de México, en una profundidad de 305 metros.

Plataforma de Concreto para la Sonda de Campeche

Recurriendo a la transferencia de tecnología se completó este estudio de factibilidad, cuyos

principales resultados para la Sonda de Campeche son: la subestructura de concreto es técnicamente factible en tirantes hasta de 150 metros; se requiere construir un dique seco para su fabricación; el sitio identificado como el más viable fue el área de Dos Bocas; el tiempo estimado de fabricación de la subestructura fue de dos años y medio, y la superestructura se fabricaría de acero con tres niveles.

Investigaciones sobre Estructuras Flotantes.

El Colegio Universitario de Londres es una institución que realiza investigación y desarrollo de tecnología para las industrias petrolera y naval. Nuestro país, por medio de un convenio de intercambio con el Colegio, ha participado en diversos estudios sobre estructuras flotantes.

SISTEMAS DE EXPLOTACION PARA AGUAS PROFUNDAS EN LA SONDA DE CAMPECHE.

Para llevar a cabo la explotación en aguas profundas, en la actualidad existen a nivel mundial varios sistemas que según se ha descrito ya están probados. A partir de ellos y de la experiencia y recursos a nivel nacional se determinará cuáles son los que vendrán a formar la segunda generación de sistemas estructurales que se aplicarán en la era de explotación de hidrocarburos en aguas profundas de la Sonda de Campeche.

Los sistemas estructurales del tipo "jacket" se han aplicado en

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profundidades mayores de 400 metros. En estas estructuras se cuenta con más experiencia a nivel nacional, y varios patios de fabricación son susceptibles de ampliarse a corto plazo con el fin de ofrecer sus servicios para grandes tirantes. Asimismo, se dispone de recursos tecnológicos para la generación de la ingeniería en tirantes hasta de 300 metros. En el corto plazo, mediante la permanente práctica de proyectos de previsión, se podrán cubrir las profundidades futuras, sin perder de vista que a medida que el tirante crece en este tipo de estructuras, también lo hace el costo.

Los sistemas estructurales flexibles, tal como la torre "Lena", única de este tipo instalada en un tirante de 300 metros, o bien la torre "Gamma", factible de aplicarse en profundidades de 300 a 1000 metros, representan una alternativa para los sistemas estructurales rígidos. Su diseño y construcción a nivel nacional se podría realizar haciendo algunas ampliaciones en los patios, y la ingeniería se puede generar mediante el intercambio tecnológico con el exterior.

Las estructuras de concreto se han instalado en el Mar del Norte, en tirantes de poco más de 200 metros, con tecnología que se considera aplicable hasta 300. Por condiciones técnicas, su uso en México se vería limitado a profundidades de 150 metros. Para su construcción se requiere de infraestructura nueva, así como de

adoptar la filosofía de multiservicios para la producción, con objeto de aprovechar su gran capacidad de carga, que es donde presentan las mayores ventajas.

De acuerdo con las publicaciones de los avances a nivel mundial, los yacimientos localizados en sitios con las profundidades marinas más grandes se han logrado explotar a través de los sistemas de producción flotantes. El caso más notable lo constituye el campo Jolliet, cuyo tirante es de 536 metros y se explota a través de una plataforma de piernas tensionadas (TLP) con capacidad para 20 pozos, cuya producción se procesa enviándola a dos plataformas fijas cercanas, localizadas en tirantes menores. Los pozos se agrupan en una plantilla submarina directamente abajo de la estructura. La plataforma se instaló en 1989 en el Golfo de México, y fue una labor de cuatro años, desde su planeación hasta su puesta en marcha.

Indudablemente esta tecnología es aplicable a la Sonda de Campeche, sin embargo, a pesar de tenerse cierto conocimiento de sus características, es una tecnología de punta que requiere de un mayor esfuerzo de asimilación.

Los sistemas de producción submarinos encuentran su mayor aplicabilidad entre los 30 y 150 metros, y aunque en menor número, también se han utilizado en tirantes entre 150 y 300 metros, dejando un mínimo de ellos -menos del 5 por ciento- para más de 300

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metros. Una de las características mayormente atractivas es su bajo costo de inversión y el rápido inicio de la producción. La tecnología inherente de tales sistemas está disponible a nivel internacional y su aplicabilidad en la Sonda de Campeche es factible.

VI. EL RETO FUTURO

Las expectativas inmediatas de exploración en la Sonda de Campeche abarcan regiones cuyos tirantes llegan hasta poco más de 200 metros, sin embargo, es de preverse que a corto plazo habrá que operar en aguas más profundas.

Tomando como base la experiencia acumulada en la explotación de los yacimientos marinos, se presentarán algunas reflexiones que a manera de ejercicio pretenden describir el escenario en el que se considera prevalecerá la explotación de los hidrocarburos en los próximos años. La perspectiva que se plantea se refiere a los requerimientos de producción, a la tecnología aplicable y al orden de magnitud de las inversiones involucradas. Estas reflexiones se respaldan con la información más reciente del programa de producción de crudo, las estadísticas de declinación de la producción de los yacimientos, y el pronóstico del comportamiento de dicha producción; consideran, además, que el consumo interno de crudo crecerá en un 3.5 por ciento anual, y que el programa de exportación se mantendrá en el

nivel presente.

Así, se estima que la producción actual más la que se irá incorporando, proveniente de los nuevos campos de las áreas en exploración, será suficiente para cubrir las demandas interna y de exportación, hasta mediados de la década; a partir de esa fecha, los descubrimientos de nuevas áreas por explorar deberán aportar una producción creciente de hidrocarburos que se habrá de sumar a la vigente. Para el año 2000, la contribución de esos descubrimientos deberá ser del orden de 750,000 barriles diarios, y para el 2005, de 1'500,000.

Junto con la producción de aceite al final de este periodo, se estima obtener de la región marina una producción de gas de 1,450 millones de pies cúbicos por día, de los cuales 1,000 corresponderán a los nuevos descubrimientos.

Según los pronósticos actuales, el escenario más promisorio para el descubrimiento de nuevas acumulaciones de hidrocarburos es la plataforma continental del Golfo de México. Por la experiencia y el conocimiento de la Sonda de Campeche, se puede pensar en extrapolar las características y comportamiento de los yacimientos marinos actualmente en explotación a los que se descubrirán en aguas más profundas.

Suponiendo que la capacidad productiva de los pozos por explotar sea del orden de los 5,000 barriles diarios como

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promedio, para obtener los volúmenes estimados como requerimiento adicional para finales de siglo se deberá contar con alrededor de 150 pozos nuevos, y para un lustro después dicha cifra tendería a duplicarse, localizándose 180 de ellos en tirantes medios de agua y los restantes 120 en aguas más profundas.

La producción adicional acumulada a lo largo del periodo de pronóstico sería del orden de 2,700 millones de barriles. Asimismo, considerando que un yacimiento aporta el 50 por ciento de su reserva en los primeros diez años de su explotación, se llegaría a una reserva total de 5,400 millones de barriles como respaldo para la producción adicional acumulada en este periodo. De acuerdo con dichas premisas y aplicando parámetros típicos de esta provincia geológica, será necesario descubrir un volumen original total de aceite del orden de los 22,000 millones de barriles.

En la Sonda de Campeche se ha acumulado experiencia para desarrollar y operar yacimientos bajo tirantes de agua del orden de 80 metros y, de acuerdo con la orografía de su suelo, la probable área de exploración en el futuro próximo exhibe profundidades hasta de 300 metros, con una superficie aproximada de 25,000 kilómetros cuadrados y distancias a la costa entre 10 y 150 kilómetros.

Dado que en primer término se continuarán desarrollando las

áreas actuales y que paulatinamente se pasará a las más profundas, se estima que en el periodo analizado la producción adicional requerida provendrá en un 60 por ciento de los yacimientos descubiertos bajo tirantes del orden de los 100 metros, y el 40 por ciento restante de aguas más profundas.

La metodología de explotación de los pozos que se descubran en regiones con tirantes de agua medios, será prácticamente la misma que se ha empleado a la fecha para la explotación de los yacimientos actuales, con algunas innovaciones para abatir costos, tales como la incorporación de las plataformas mínimas para recuperar pozos y la introducción de estructuras ligeras de perforación. La explotación de estas regiones requerirá al menos de tres nuevos complejos, doce plataformas ligeras periféricas, y 750 kilómetros de tuberías.

En lo referente a metodologías de explotación para la zona de aguas profundas, es necesario fijar desde ahora la atención en el horizonte tecnológico, y captar las características de los esquemas más avanzados, prefiriendo aquellos que hayan probado su efectividad.

La planificación de la explotación en aguas profundas debe tomar en cuenta los recursos disponibles en el país, y promover la pronta capacitación de técnicos nacionales en las tecnologías, para su incorporación a la estrategia que permitirá obtener

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la producción requerida en el futuro y cubrir las necesidades energéticas que se prevén.

Respecto a los costos involucrados en el desarrollo del panorama descrito pueden hacerse algunas apreciaciones generales. Datos recientes asignan un monto de inversión del orden de 10,500 millones de dólares a los casi 500 pozos perforados y a las instalaciones de la Sonda de Campeche, infraestructura con la que se manejan diariamente 2 millones de barriles de petróleo crudo y 1,100 millones de pies cúbicos de gas provenientes de campos localizados en un tirante medio de agua de 45 metros. Para la situación que se ha venido comentando como futuro inmediato, la producción adicional, cuyos volúmenes serán semejantes a los manejados actualmente, provendrá de dos regiones principales, la somera delimitada por tirantes hasta de 100 metros y la profunda por tirantes mayores.

Los montos de inversión para la región somera serán del orden de la mitad de los ejercidos hasta la fecha para el desarrollo de la Sonda de Campeche, es decir, alrededor de los 5,000 millones de dólares.

Para tener una idea de las inversiones que significarán el desarrollo de campos en la región profunda, se puede comparar el costo de un complejo actual con el de uno equivalente en capacidad pero en tirantes mayores.

A manera de ejemplo, resulta que

el costo estimado para un complejo en tirantes de 100 metros sería del orden de 270 millones de dólares y el de uno en 300 metros sería de 720, es decir, alrededor del 26 y del 240 por ciento adicionales, respectivamente, referidos al costo de un complejo actual, que se estima en 215 millones de dólares. Análogamente, el costo promedio de tubería de conducción por kilómetro tendido, considerando diámetros hasta de 35 centímetros, crecería entre el 40 y poco más del 100 por ciento, al comparar su costo actual de 540,000 dólares con el que se estima tendría en tirantes de 100 y 300 metros, respectivamente.

A fin de estimar el costo de otras posibles alternativas para la explotación en aguas profundas, se condicionó que la capacidad de producción fuera la misma que ofrece un complejo como los actuales. De esto resulta que en orden creciente el monto para la aplicación de plataformas de piernas tensionadas, barcos, semisumergibles y torres atirantadas, va desde el 290 hasta el 440 por ciento adicionales respecto al costo actual de un complejo, y el caso particular de plataformas de concreto podría significar hasta ocho veces el costo antes citado.

El aspecto financiero es un elemento de importancia preponderante en el futuro de las inversiones antes mencionadas, y su manejo resulta especialmente interesante ante los nuevos y diversos mecanismos mundiales de

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interrelación económica y comercial que empiezan a operar en t o d o s los á m b i t o s ; consecuentemente, también en este rubro se deberá estar actualizado, atento y abierto a la asimilación y aprovechamiento de los nuevos modos de financiamiento, algunos de ellos quizá difíciles de imaginar en este momento, que puedan ser oportunos y convenientes para la industria; siempre y cuando estén enmarcados dentro de los lineamientos constitucionales de soberanía nacional en materia de producción de petróleo y recursos energéticos.

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