4.3 OPERACIONES MARINAS PARA UNA PLATAFORMA TLP

“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Oma...
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“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata 

4.3 OPERACIONES MARINAS PARA UNA PLATAFORMA TLP.    Reeg describe el proceso de instalación de los conceptos TLP que se reproduce a continuación:     Resumen  de la instalación.     La instalación de una plataforma TLP se hace en etapas, a menudo, el trabajo de diseño en una  sección de la TLP se está haciendo mientras que otra parte se está instalando. Por ejemplo, los  pozos a menudo se pre‐perforan, mientras que la TLP está siendo diseñada y construida.     La instalación de una TLP típica se hace en el siguiente orden:     1. Instalación de la Plantilla para pozos o cimientos para TLP   2. Instalación de ductos de exportación   3. Instalación de risers flexibles y líneas de anclaje   4. Instalación de tendones de la plataforma   5. Instalación del casco y los equipos de cubierta     Instalación de la Plantilla para pozos o cimientos para TLP    Plantillas. Las plantillas proporcionan la distribución en el lecho marino para los pozos y los  cimientos si, es necesario. Los pozos pueden ser perforados a su profundidad total, o parcialmente  y colocarse la tubería del conductor de perforación. La perforación de pozos adicionales y las  operaciones de terminación se puede hacer desde el TLP. La plantilla de instalación para la  perforación y la plantilla de cimiento es similar pero algunos de los equipos utilizados pueden ser  diferentes. La plantilla está construida en tierra y remolcada a la ubicación para la instalación.   Una plataforma de perforación móvil (MODU) es el equipo preferido para la instalación, ya que  elimina la necesidad de buques adicionales. Sin embargo, las plataformas de perforación no  pueden manejar grandes pesos y se refleja en reducción de la capacidad. Las plantillas grandes  pueden necesitar una grúa para la instalación y también necesitaran sistemas de manejo costosos  y aparejos.     Cimientos.   Los cimientos aseguran el TLP al lecho marino usando pilotes enterrados, que pueden ser de  concreto o acero. Los tendones se unen a los cimientos y la plataforma se une a los tendones. Los  pilotes pueden ser hincados o instalados por perforación y cementación. Los pilotes hincados son  de costosa instalación, pero el poder de retención de los pilotes por perforación y cementación no  puede igualar la fuerza de su instalación debido a los cambios en la interfaz entre el pilote durante  las operaciones de perforación y limpieza. Un barco típico utilizado para la instalación de los  Página 79 de 90 

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cimientos puede ser una embarcación  de construcción, semisumergibles o buques de la grúa. Se  utiliza un martillo hidráulico para impulsar los pilotes en el lecho marino.     Instalación de ductos de exportación.   Los ductos para la TLP son las mismos que los utilizadas en las plataformas convencionales. Un  riser de acero en catenaria puede ser utilizado para conectar el ducto submarino a la TLP. Varios  métodos de instalación pueden ser utilizados. El método más comúnmente utilizado para la  instalación de ductos es el método de tendido en “J”. El rango en tamaño de los ductos para  alcanzan hasta 18 pulgadas de diámetro para aceite y aproximadamente 14 pulgadas para gas. A  menudo, el gasoducto se unirá a otro sistema de transporte a la costa. El aceite puede ser  transportado en duques como alternativa a los ductos.    

Instalación de los tendones de la plataforma.   El TLP hace uso de tendones para asegurar la plataforma a los Cimientos. No hay un orden  predeterminado para la instalación de la plataforma y los tendones. En algunos casos, los tendones  se conectarán a los cimientos, luego la plataforma será trasladada a su lugar y los tendones  aseguraran la plataforma.En otros casos primero se trasladará la plataforma, se aseguraran los  tendones de la plataforma, y luego se conectarán los tendones a los cimientos. Otra opción es  asegurar algunos de los tendones a las cimientos, mover la plataforma a su lugar, fijar a los  tendones asegurados, y fijar el resto de los tendones primero a la TLP y luego a los cimientos.     Instalación del casco y los equipos de cubierta.   La  sección  superior  de  un  TLP  consiste  en  el  casco,  la  cubierta,  y  los  equipos  de  cubierta.  Los  módulos  se  construyen  en  patios  de  construcción  en  tierra  y,  normalmente,  se  ensamblan  en  un  lugar de aguas someras cerca de la costa, para luego ser remolcados al sitio de la instalación final.  Los módulos pueden ser fijados al casco ya sea en tierra o en la localización final de la instalación.  El  factor  económico  es  el  determinante  para  establecer  donde  se  ensamblan  los  módulos  y  el  casco.     El casco proporciona la flotabilidad para la TLP en el agua y soporte a la plataforma. El casco  contiene varios de los sistemas mecánicos necesarios para la operación de la plataforma. La parte  superior, incluye equipos relacionados con sistemas contraincendios, procesamiento de agua de  mar, almacenamiento de diesel, almacenamiento de aceite de baja toxicidad, y sistemas de  almacenamiento de líquidos de terminación. El casco incluye equipos relacionados con balastro,  drenaje y de achique de 12 horas.     • Para el caso de Thypoon. La plataforma fue transportada al sitio utilizando cuatro remolcadores  oceánicos, viajando a tres millas por hora, completando en siete días las 400 millas de transporte.   • Debido a que la instalación se llevó a cabo en aguas someras no hubo necesidad de helicópteros  adicionales, barcos de suministro, equipos marinos, y  operaciones en alta mar. El acuartelamiento,  y las demoras del tiempo se redujeron considerablemente. La mano de obra utilizada durante la  Página 80 de 90 

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instalación, en su momento de mayor actividad, fue de 350 personas.    Información sobre la perforación.     La perforación de pozos para el TLP a menudo comienza después de la instalación de la plantilla de  perforación. El TLP puede tener hasta 50 espacios para pozos, así con las facilidades para conexión  de pozos submarinos satélite.     La pre‐perforación implica el uso de unidades móviles de perforación (buques de perforación o  semisumergibles) para perforar y colocar la tubería de conducción a una profundidad conveniente,  normalmente a través de la zona de flujos de aguas someras de flujo u otros peligros potenciales.  La pre‐perforación también puede ser suspendida justo por encima de la zona de producción y  algunos pozos pueden ser perforados a la profundidad total y terminados. El Sonta George  Richardson, un barco de perforación semisumergible es un ejemplo del tipo de embarcación  utilizada para la pre‐perforación.     El proyecto Typhoon fue ampliamente documentado en varios documentos de OTC y otras  publicaciones, El cronograma 4.2 muestra el Programa del proyecto, tenga especial atención a los  puntos 47 a 57 en este programa.     Figura 4.24 muestra el concepto del campo Typhoon, note que este campo es totalmente un  desarrollo submarino. La mayoría de las operaciones no son diferentes a los que se aplican para la  tiebacks submarinos hacia tierra. La disponibilidad de instalaciones cerca de los pozos aumenta la  capacidad de transformación y distribución de petróleo y gas lo que aumentan al final el factor de  recuperación.     Ducto de    Ducto de  exportación de    exportación de gas  aceite         Pozo con árbol    submarino GC236‐2   Pozo con árbol    submarino GC236‐1      Pozo con árbol    submarino GC236‐3             Pozo con árbol    Tipicamente cada pozo tiene una  submarino GC236‐4    línea de flujo y un umbilical      Figura 4.24 Vizualización conceptual del desarrollo Typhoon [Ring, 2004].  Página 81 de 90 

“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata  PROGRAMA DEL PROYECTO 1998 1999 2000 2001   M A  M J J A S O N D E F M A  M J J A S O N D E F M A  M J J A S O N D E F M A  M J J A S O N D   NOMBRE DE LA TAREA/ DURACIÓN 1. Adquisición de la licencia 01/11/1995   2. Programa de perforación 588 dias   3. Pozo de exploración 25 dias 4. Pozo de delimitación 95 dias   5. Pozo de desarrollo 60 dias   6. Pozo de desarrollo 9 dias 7. Pozo de desarrollo 73 dias   8. Descubrimiento del campo  28/03/1998   9. Selección de concepto 136 dias 10. Ingeniería básica Front end engineering (FEED)  107 dias   27/01/2000 11. Sanción del proyecto   12. Casco 488 dias   13. Ingeniería del casco y adquisición (Atlantia) 487 dias 14. Casco  17/02/2001   15. Fabricación del casco 390 dias   16. Levantamiento y asentamiento en la embarcación JMC 301  29/05/2001 17. Espera en el muelle 4 dias   18. Traslado al sitio 1 dia   19. Instalaciones de cubierta 506 dias 245 dias 20. Ingeniería de equipos de cubierta (Munstang Eng)    21. Adquisicion de equipo de cubierta 373 dias   22. Emisión de dibujos estructurales, tuberias y electricos. 2/10/2009 23. Inicio de ingeniería de construcción e instalación de equipos de cubierta 18/10/2009   24. Cubierta principal instalada sobre la cubierta de producción  26/01/2001    25. Fabricación de equipos de cubierta 26. Levantamiento e instalación de equipos de cubierta en la enbarcación I 404  12/06/2001   27. Espera en muelle 2 dias   28. Traslado al sitio 1 dias 29. Tendones        117 dias 30. Fabricación de tendones 117 dias       31. Pilotes de cementación 204 dias 32. Diseño, adquisición y fabricación. 204 dias   33. Risers y lineas de flujo 502 dias   34. Diseño y analísis de los sistemas de risers 407 dias 35. Diseño, adquisición y manufactura de líneas de flujo  451 dias   36. Ductos de exportación. 424 dias   37. Diseño, adquisición y manufactura de ductos de exportación de gas 424 dias 38. Sistemas submarinos 562 dias   39. Diseño, adquisición y manufactura de árboles 303 dias   40. Diseño, adquisición y manufactura de umbilicales 548 dias 41. Fabricación, ensamblaje y terminación de umbilicales 13 dias   42. Diseño, adquisición y manufactura de terminación de risers 268 dias   43. Diseño, adquisición y manufactura de controles de producción 343 dias 44. Instalación submarina y pruebas (Pozo 1 y 2) 24 dias   45. Instalación submarina y pruebas (Pozo 3 y 4) 77 dias   46. Terminación de pozos 317 dias 47. Instalaciones, operaciones de levantamiento y comisionamiento. 315 dias   48. Pilotes de instalación   8 dias   49. Instalación del ducto de exportación  64 dias 50. Instalación de tendones y casco.  21 dias   51. Levantamiento y colgado del riser de acero en catenaría  2 dias   52. Instalación de los equipos de cubierta 1 dia 53. Remolque, instalación, levantamiento y comisionamiento de los equipos de cubierta 38 dias   54. Instalación de líneas de flujo y umbilicales. 38 dias   55. Colgado de risers de lineas de flujo y umbilicales 29 dias 56. Pruebas hidrostaticas y comisionamiento de las lineas de flujo  22 dias   57. Levantamiento y comisionamiento de la linea de exportación de aceite. Descubrimiento a sanción Sanción a primera producción 22 dias   58. Inició de operaciones 22 meses 18 meses 59. Primera produccion de la plataforma.                                                                           29/7/2001   60. Producción completa de los cuatro pozos                                                                   8/16/2001 Descubrimiento a primera producción 40 meses   61. Primera producción de gas                                                                                                31/8/2001  

Cronograma 4.2 Calendario del proyecto para el desarrollo del desarrollo del campo Typhoon. [Albaugh,  2003] 

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4.4  OPERACIONES  MARINAS  PARA  UNA  UNIDAD  DE  PRODUCCIÓN  SEMISUMERGIBLE.    De los conceptos de estructuras flotantes que se muestran en este informe, la plataforma  semisumergible es la menos exigente en la complejidad y el número de operaciones marinas Ya  que los equipos de de las cubiertas superiores pueden ser preinstalados antes de la colocación  final en el sitio de producción. La operación en tierra para colocar el equipo sobre el casco es  llamada "superlift".    Sin embargo, el anclaje del casco y la instalación de risers y umbilicales al host principal son   operaciones que deben ser cuidadosamente planificadas y el traslado de los astilleros de  construcción hacia el campo de producción no es de menor complejidad.    El proyecto de Na Kika fue documentado en referencia a estos aspectos en varios documentos,  entre ellos:    OTC 16701 Na Kika – Host Construction for Record Water Depth Platform.  OTC 16702 Na Kika – Deepwater Mooring and Host Installation.  OTC 16704 Na Kika Umbilical Transport & Installation Challenges.  OTC 16703 Design and Installation of the Na Kika Export Pipelines, Flowlines and Risers.    La colocación de la estructura se hace en una operación de remolque puede ser en seco (sobre  una embarcación) o en mojado (Sobre su mismo casco) ya que el SPF no tiene sistemas de  propulsión de gran alcance.    La instalación de risers, ductos de exportación y líneas de flujo, una vez que se ancla la estructura  principal no es tan diferente a las realizadas por otras unidades flotantes como SPAR o TLPs.  El  sistema de anclaje es de gran importancia para el diseño de la estructura por el peso que este  sistema añade a toda la estructura.                  Página 83 de 90 

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CONCLUSIONES:    El sistema de producción submarino a tierra es el concepto que representa menos complejidad en  términos de operaciones marinas por el peso y dimensión de los equipos a instalar para este caso  de estudio.    Sin embargo la tecnología y el conocimiento para la construcción e instalación de estructuras  flotantes en profundidades de agua similares a la del proyecto de Lakach, con consideraciones  meteorológicas y oceanográficas equivalentes ya han sido probadas e instaladas con éxito en los  proyectos comparativos revisados en este informe. Estas unidades de producción pueden ser  sustitutivas o complementarias para los sistemas de producción submarinos pero en todos los  casos, su uso presupone un incremento en las tasas de recuperación final de los yacimientos.    Aunque la elección del sistema de producción submarino a tierra implica un ahorro evidente en  términos de costos de capital, la selección de conceptos alternativos de estructuras flotantes  ofrecen un aumento de la tasa de recuperación con respecto al sistema de producción submarina  y por lo tanto no deben ser excluidos en consideración  de la complejidad de operaciones y/o  tecnología marina.    Las estructuras flotantes constituyen un gran desafío para las competencias técnicas y de  administración de su mantenimiento y operación para la empresa que seleccione su empleo. Por  lo tanto la inversión para mejorar o adquirir dichas competencias en estos aspectos será necesaria  cuando las distancias a la costa o el tamaño del campo de hidrocarburos hagan el concepto más  favorable para su implementación.                                                  Página 84 de 90 

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REFERENCIAS:    •



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“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata 





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internet  en  http://www.cre.gob.mx/registro/permisos/gas/Anexos/061tra99x/apn31.pdf,  ultima visita 28 de Agosto 2009.    DCLG, Department for Communities and Local Government, Marine Mineral  Guidance 1:  Extraction  by  dredging  from  the  English  seabed,  London,  Reino  Unido,  Julio  2002,  Consultado  en  internet  el  8  de  Noviembre  de  2009  en  http://www.communities.gov.uk/documents/planningandbuilding/pdf/156357.pdf    Drilling Kingdom, Intro to Offshore Drilling, Consultado en internet en 8 November 2009, at  http://www.kingdomdrilling.co.uk/files/08%20Intro%20to%20Offshore%20Drilling%20REA D%20ONLY,%2057slides.pdf     DNV, Det Norske Veritas “Rules for Planning and Execution of Marine Operations”, 2008.    FMC,  FMC  Technologies,  “Subsea  trees”  online  brochure,  Consultado  en  internet  en,  8  november 2009, at http://www.fmctechnologies.com/upload/subsea_tree_brochure.pdf    FMC,  FMC  technologies,  Subsea  Processing  Boosting  Consultado  en  internet  en   http://www.fmctechnologies.com/SubseaSystems/Technologies/AdvancingTechnologies/ SubseaProcessingBoosting.aspx last visited 28 August 2009.    GEBCO,  “General  Bathymetric  Chart  of  the  Oceans,  The  GEBCO_08  Grid,  version  20090212,” http://www.gebco.net, 2009.    Gudmestad O.T. “Risk Assessment Tools for Use during Fabrication of Offshore Structures  and  in  Marine  Operations”  Proceedings  of  OMAE01  20th  International  Conference  on  Offshore  Mechanics  and  Arctic  Engineering,  Paper  No.  OMAE2001/S&R‐210,.  June  3  ‐  8,  Rio de Janeiro, Brazil, 2001.    Gudmestad O.T., Bjerke P.E.; Statoil, “Uncertainties in weather forecasting, a risk to  offshore operations” ISOPE Conference Vol. II P.p. 375‐380 Brest France    Grenland,  Grenland  Group  “References,  subsea  structures  updated  Marzo  2008”  online  brochure,  Consultado  en  internet  en,  8  november  2009,  at  http://www.grenlandgroup.com/getfile.php/Filer/Attachments%20Subsea%20Fabrication /References%20Subsea%20Fabrication%20Updated%20March%202008.pdf    Heideman  J.C.,  Finn  L.D.,  Hansen  R.L.,  Santala  M.J.,  Vyas  Y.K.,  and  Wong  P.C.,  Exxon  Production  Research  Co.  Pontigo  F,A.,  Exxon  Exploration  Co.  “Deepwater  Production  Systems  for  the  Bay  of  Campeche”.  Paper  SPE  28684,  Society  of  Petroleum  Engineers,  1994.    Homer  S.T.,  Brown  &  Root  Seaflo;  Chitwood  J.E.,  Chitwood  Engineers;  Childers  T.W.,  Consultant;  and  Verrett  A.J.,  Texaco  E&P  Inc.  “Deepwater  Templates  and  Cluster  Well  Página 86 de 90 

“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata 





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Manifolds:  Is  There  a  Single  Correct  Approach?”  Paper  OTC  7268,  Offshore  Technology  Conference, 1993.    ISO‐13628‐1:2005  “Petroleum  and  natural  gas  industries  —  Design  and  operation  of  subsea  production  systems  —  Part  1:  General  requirements  and  recommendations” International Standard Organization, Switzerland, 2005.    Jan de Nul Group, Norfra Pipeline Project, Pretrenching, sea leveling and landfall dredging  and civil works, Brochure 1997. Consultado en internet en , 8 november 2009, at  http://www.kaminco.com/pdf/JanDeNul/NORWAY‐FRANCE%20NorFra.pdf    Kibbee S.E.,  Snell D.C., Atlantia Offshore Limited,  Member of  the IHC Caland Group New  “Directions in TLP Technology”. Paper OTC 14175, Offshore Technology Conference, 2002.    Komaromy S.M., Kearney  J.P. Knight M.A., from Earl and Wight Ltd and Edwards W.G.  from Humphreys & Glasgow Ltd “The design and installation of multiwell subsea template  structures”, Advances in Underwater Technology. Ocean Science   and Offshore  Engineering, Volume II – Underwater Construction Development and Potential Society for  Underwater Technology; Graham & Trotman, REINO UNIDO, 1987.    Lim  E.F.H.  and  Ronalds,  B.F.  SPE,  U.  of  Western  Australia  “Evolution  of  the  Production  Semisubmersible” Paper SPE 63036, Society of Petroleum Engineers, 2000.    Luyties  W. H. – Shell International E&P Inc, T. P. Freckelton – Shell E&P Americas “Na Kika  –  Novel  Development  in  Record  Water  Depth”,  Paper  OTC  16698,  Offshore  Technology  Conference, 2004.    Martínez R., Pemex Exploración y Producción, Desarrollo Tecnológico, Servicios Técnicos.  “Deepwater Field Development Options For The Campeche Bay”. Paper SPE 35312, Society  of Petroleum Engineers, 1996.    Morales  C.  “Deep  Water  Exploration  Strategy”  Presentation  of  the  Pemex  Exploración  y  Producción General Director, Carlos A. Morales Gil en Offshore Technology Conference, 7  de Mayo de 2009.     Nergaard, A. “Class Notes of Subsea Production Systems” University of Stavanger  Compendium en “it’s learning”, Noruega, 2009.    Nogueira. A.C. Mckeehan D.S. INTEC Enginnering, “Design and construction of Offshore  Pipelines” Handbook of Offshore Engineering Edited by Chakrabarti S, EUA 2005.    Odland  J.  “Class  notes  of  Offshore  field  Development”,  Compendium  en  “it’s  learning”,  University of Stavanger, Noruega, 2008.     

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“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata 











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Often  O.,  PGS  Offshore  Technology  AS,  “Dry  Tree  Semi  ‐  Reduced  Costs  for  Dry  Well  Completions  in  Deepwater  West  Africa  by  Application  of  Proven  Semisubmersible  and  Riser Technology” Paper OTC 11876, Offshore Technology Conference, 2000.    Offshore magazine en internet, 12‐02‐2009“Shell sets subsea well drilling and completion  record”.  Consultado  en  la  pagina  web  http://www.offshore‐ mag.com/display_article/346835/120/ARTCL/none/DRLCM/1/Shell‐sets‐subsea‐well‐ drilling‐and‐completion‐record/, 22 de Febrero 2009.    Pegasus‐International,  “Project  description  Lakach”  consultado  en  la  pagina  web  Pagina  http://www.pegasus‐international.com/uploads/portfolio_letter_pdf_223.pdf,  web de Pegasus International,  13 de Agosto 2009.    PEMEX‐RMSO  Exploración  y  Producción,  Región  Marina  Suroeste,  “Resumen  ejecutivo,  Manifestación de impacto ambiental modalidad regional proyecto Lakach” México, 2008.    PEMEX‐RMSO Exploración y Producción, Región Marina Suroeste, “Retos para el desarrollo  y  la  explotación  de  campos  en  aguas  profundas  de  la  Región  Marina  Suroeste”  Retos  Tecnológicos  en  Exploración  y  Explotación  de  campos  Petroleros  en  Aguas  Profundas,  Comisión de Especialidad de la Academia de Ingeniería A.C. 15 y 16 de Octubre,  México,  2009.    PEMEX‐ Exploración y Producción, “Licitación pública internacional TLC No. 18575088‐018‐ 08 anexo B‐1", México, 2008.    PEMEX Exploración y Producción, “NRF‐013‐PEMEX‐2005, Diseño de Líneas Submarinas en  el  Golfo  de  México.”  Comité  de  Normalización  de  Petróleos  Mexicanos  y  Organismos  Subsidiarios, México, 2005.    PEMEX  Exploración  y  Producción,  “NRF‐003‐PEMEX‐2007  Diseño  y  evaluación  de  plataformas  marinas  fijas  en  el  golfo  de  México.”  Comité  de  Normalización  de  Petróleos  Mexicanos y Organismos Subsidiarios, México, 2007.    PEP,  PEMEX  Exploración  y  Producción,  “Las  Reservas  de  hidrocarburos  de  Mexico,  Evaluación al 1 de Enero de 2007” México, 2007.    PEP,  PEMEX  Exploración  y  Producción,  “Las  Reservas  de  hidrocarburos  de  Mexico,  Evaluación al 1 de Enero de 2008” México, 2008    PEP,  PEMEX  Exploración  y  Producción,  “Las  Reservas  de  hidrocarburos  de  Mexico,  Evaluación al 1 de Enero de 2009” México, 2009.    Petrobras, Petrobras America, “Cottonwood Field Development Project” Febrero 2007.  Consultado en internet el 8 de noviembre 2009, en http://www.petrobras‐ usa.com/cottonwood/Cottonwood_Field_Development_February_2007.pdf    

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“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata 



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Petromena ASA, Information memorandum prepared in connection with the acquisition of  the drilling rig SS Petrolia, Information Memorandum has been approved in accordance  with the Continuing Obligations for companies listed on Oslo Axess; section 3.5.5.1., 7  November 2007. Consultado en internet el 8 de Noviembre de 2009, en  http://www.petromena.no/docs/071107%20‐%20Petromena_Informasjonsdokument.pdf    POL, 1, Petroleum Open Learning, Unit 6 Floating Drilling Installations, Oilwell Drilling  Technologies, Reino Unido, 2002.   POL, 2, Petroleum Open Learning, Unit 6 Subsea completions, Oilwell Production  Technologies, Reino Unido, 2002.     Regg J.B., Atkins S., Hauser W., Hennessey J., Kruse B.J., Lowenhaupt  J., Smith B., White A.  “Deepwater  Development:  A  Reference  Document  for  the  Deepwater  Environmental  Assessment Gulf of Mexico OCS (1998 through 2007)” MMS‐OCS, U.S. Department of the  Interior Minerals  Management Service Gulf of  Mexico OCS Regional Office, New Orleans,  EUA, 2000.    Reyes  Heroles  J.G.G.,  “Aspectos  relevantes  en  materia  de  exploración  y  producción  de  hidrocarburos”  Comparecencia  del  Director  General  de  Petróleos  Mexicanos,  en  la  Comisión de Energía del Senado de la República, 14 de Enero de 2009.    Ring J., Bourgeois C.S., Howard J., Melillo A.J.,Neal S.L.,Smith S, “Management of Typhoon:  A subsea, deepwater development” SPE Paper No. 84147, Society of Petroleum Engineers,  2004.    Ruinen Ir. R.M, Application Engineer, Vryhof Anchors BV, “The use of drag embedment  anchors in offshore mooring systems” Krimpen aan den IJssel, Holanda, 2003.    Sablock  A.  and  Barras  S.  Technip  “The  internationalization  of  the  SPAR  platform”  Paper  OTC 20234, Offshore Technology Conference, 2009.    Scott  S.L.,  Devegowda  D,Martin  A.M.  Department  of  Petroleum  Engineering  Texas  A&M  University  College  Station  “Assessment  of  Subsea  Production  &  Well  Systems”    Final  Report  Submitted  to  the  U.S.  Department  of  Interior  –  Minerals  Management  Service  (MMS), Technology Assessment & Research (TA&R) Program Project Number: 424, Texas,  EUA, 12 de Octubre 2004.    Scott W. Chevron, “Typhoon Development Project Overview” Paper OTC 14122, Offshore  Technology Conference, 2002.    Seacatcorp,  “SeaCAT  Completes  Na  Kika”  Consultado  en  internet  el  8  de  Noviembre  de  2009 en http://seacatcorp.com/pr03.htm.    SENER,  Secretaría  de  Energía,  “Prospectiva  del  mercado  de  gas  natural  2008‐2017”,  México, 2008.    Página 89 de 90 

“Una  comparacion  de  conceptos  alternativos  para  un  yacimiento  de  gas  en  aguas  profundas  mexicanas  enfocado en operaciones marinas.”  Omar Romero Mata 

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SENER, Secretaría de Energía, “Segundo informe de labores”, México, 2008.    SEMARNAT, Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, “Listado del ingreso de  proyectos y emisión de resolutivos derivados del procedimiento de evaluación de impacto  y  riesgo  ambiental”,  Gaceta  Ecológica  Año  VII  Separata  N°  DGIRA/001/09  SEMARNAT/DGIRA México, D. F. 8 de Enero 2009.     SPE  (Society  of  Petroleum  Engineers),  “Guidelines  for  the  Evaluation  of  Petroleum  Reserves and Resources”, EUA, 2001. 

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Thibodeaux  C.  and  Don  Vardeman  R.  Kerr‐McGee  Oil  &  Gas  Co.;  Kindel  C.,  Spars  International,  Inc.  “Nansen/Boomvang  Projects:  Overview  and  Project  Management”;  Paper OTC 14089, Offshore Technology Conference, 2002.    Visual  dictionary  Online,  search  by  category  HOME  ::  TRANSPORT  &  MACHINERY  ::  MARITIME  TRANSPORT  ::  EXAMPLES  OF  BOATS  AND  SHIPS  ::  DRILL  SHIP.  Consultado  en  internet  el  8  de  noviembre  de  2009  en  http://visual.merriam‐webster.com/transport‐ machinery/maritime‐transport/examples‐boats‐ships/drill‐ ship.php&h=384&w=550&sz=59&tbnid=2QMzAT‐ amilOsM:&tbnh=93&tbnw=133&prev=/images%3Fq%3Ddrilling%2Bship&hl=en&usg=__Sn m0NIuSZLuDWdDNEeVbbvxTt2E=&ei=ukf5SqGnBI744AbM6c2_Cw&sa=X&oi=image_result &resnum=1&ct=image&ved=0CAcQ9QEwAA    Wilhoit L. and Supan C. Mustang Engineering. “2009 Worldwide survey of SPAR, DDCV and  Min Doc vessels”, Offshore Magazine Volumen 69, Emisión 1, Enero, EUA, 2009.    Wikipedia, Dynamic positioning, From Wikipedia, the free encyclopedia Consultado en  internet el 8 de Noviembre 2009 en http://en.wikipedia.org/wiki/Dynamic_positioning.    Wojtanowicz  A.K.,  Nishikawa  S.,  Rong  X.  Louisiana  State  University  “Diagnosis  and  remediation  of  sustained  casing  pressure  in  wells”  US  Department  of  Interior,  Minerals  Management  Service,  381  Elden  Street,  Herndon,  Virginia  20170‐4817,  Baton  Rouge,  Louisiana, EUA, 31 de Julio 2001. 

   

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ANEXO A     

CARACTERÍSTICAS DE UNIDADES DE PRODUCCIÓN   ALTERNATIVAS.                 1 DE 10

 

 

Características de una plataforma SPAR  FACILITY INDUSTRY NAME   OTHER NAME OR REFERENCE   1.0 FIELD OPERATOR & PARTNERS / OWNERS  1.1  Operator, % of participation  1.2  Partner, % of participation  2.0 LOCATION INFORMATION   2.1  General Location   2.2  Block(s)   2.3  Water Depth (ft)     (m)   3.0 RESERVOIR   3.1  Reserves (MBOE)   3.2  Estimated Field Life (Years)   4.0 WELL INFORMATION   4.1  Dry Tree or Wet Tree   4.2  Number of Dry Tree Wells   4.3  Number of Wet Trees (SS Tiebacks)   4.4  Total Number of Wells   4.5  Subsea production system Fields     4.5.1   Field A & (Wells)     4.5.2   Field B & (Wells)     4.5.3   Field C & (Wells)   4.6  Well Types     4.6.1   Producers     4.6.2   Water Injectors     4.6.3  Totals   4.7  Wells Pre‐Drilled   5.0 RISER INFORMATION   5.1  Production Riser ‐ Number of Barriers   5.2  Production Riser ‐ Sizes   5.3  Tensioning Method (Note 11)   5.4  Riser System (Per Riser) Quantity, Dia x length  6.0 HULL INFORMATION   6.1  Type   6.2  Slots   6.3  Diameter   6.4  Length   6.5  Hard Tank Length   6.6  Freeboard   6.7  Draft   6.8  Center Well Dimensions   6.9  Number of Heave Plates   7.0 WELL PATTERN INFORMATION   7.1  Well Pattern at Production Deck   7.2  Well Spacing at Production Deck   7.3  Well Pattern on Sea Floor   8.0 TOPSIDE FACILITIES  

NANSEN (4)   Global Producer V   Anadarko, 50%  Devon Energy, 50%    GOM   EB 602, 646, 690, 691   3,678  1,121  160 ‐ 180 MBOE   ~ 16 Years     Dry   9  4  13    Nansen N. (2)   Navajo (1)   NW Nansen (4)     13  0  13      Single Cased   9‐5/8"   TTR   1 Air Can (9.5' x 188')     Truss (2nd Gen.)   9  90' (27.4 m)   543' (165.5 m)   238' (72.5 m)   50' (15.2 m)   493' (150.2 m)   40' x 40'   3    3 x 3   10'‐6"       2 DE 10

 

 

8.1 

Process Capabilities     8.1.1   Oil Production MBOPD    8.1.2   Gas Production MMSCFD    8.1.3   Produced Water MBWPD    8.1.4   Water Injection MBPD    8.1.5   Gas Injection MMSCFD    8.1.6   Gas Lift MMSCFD    8.1.7   Gas Lift per Well MMSCFD    8.1.8   Total Liquids Capacity MBOPD  8.2  Number of Trains     8.2.1   Upstream of LP Separators     8.2.2   Downstream of LP Separators   8.3  Number of Modules   8.4  Quarters Size     8.4.1   Production persons    8.4.2   Drilling persons    8.4.3   Temporary persons  8.5  Levels   8.6  Power Generation kW     8.6.1   Number of Generators     8.6.2   Model     8.6.3   Backup   8.7  Compression     8.7.1   Number of Compressors     8.7.2   Model   8.8  Oil Pipeline Pumps (Pumps, HP/PUMP)  8.9  Deck Dimensions     8.9.1   Workover / Drilling     8.9.2   Mezzanine     8.9.3   Production     8.9.4   Cellar   8.10   Total Deck Area ft2  8.11  Platform Orientation from true north  8.12  Flare Boom Orientation   9.0 RIG   9.1  Spar Rig Type   9.2  Contractor & Rig   9.3  Max. Static Spar Offset for Drilling / Workover   10.0 MOORING SYSTEM     10.1  Type   10.2  Description   10.3  Anchoring   11.0 ENGINEERING & PROJECT MANAGEMENT   11.1  FEED   11.2  Hull Engineering   11.3  Topside Facilities   11.4  Mooring Engineering   11.5  Subsea  

  40  200  40  0  0  12  2  60  3  1 Gas   2 Oil   1    20    48  3  8,000  2  SOLAR ‐ Taurus 60, 4250 hp   700 kW Diesel   52 MMSCFD @ 1850 PSIG   2  Dresser‐Rand HOS7   4 @ 700 HP     75' x 154'     115' x 154'   115' x 154'   46,970  +15°   Platform North   1,000 HP Workover   Nabors   Yes, 350' Max   9 (3 x 3)   Chain & Wire   Anchor Piles 84" O.D. x 232' L       Technip   Mustang Engineering   Technip   Intec Engineering   3 DE 10

 

 4 de

11.6  Procurement   11.7  Project Management   12.0 CLASSIFICATIONS SOCIETY   12.1  Classification Organization & Hull Class  Designation   13.0 FABRICATORS   13.1  Contract Type & Prime Contractor   13.2  Topsides     13.2.1   Fabricator     13.2.2   Location   13.3 Hull     13.3.1   Fabricator     13.3.2   Location   13.4 Final Hull Assembly     13.4.1   Assembly     13.4.2   Location   13.5  Hull & Topsides Installation     13.5.1   Installation Contractor     13.5.2   Topsides Installation Method     13.5.3   Installation Vessel   13.6  Tree Manufacturer     13.6.1   Dry Tree Contractor     13.6.2   Wet Tree Contractor   14.0 TRANSPORTATION   14.1  Hull Transporter/Vessel   14.2  Trips & Method   15.0 MILESTONES & DURATIONS   15.1  Technical Discovery Date (per MMS)   15.2  Commercial Discovery Date   15.3  Project Sanction Date   15.4  Installation Date (Hull)   15.5  First Oil or Gas Date   16.0 CYCLE TIMES   16.1  Discovery to Sanction (Months)   16.2  Sanction to First Oil/Gas (Months)   16.3  Discovery to First Oil/Gas (Months)   17.0 WEIGHT   17.1  Topsides Weight (Metric Tons)   17.2  Facility Payload (Metric tons)   17.3  Hull Dry Weight (Metric Tons)   18.0 EXPORT PIPELINE INFORMATION   18.1  Gas Export or Disposal Via:   18.2  Gas Export Pipeline Size/Capacity   18.3  Gas Export Length   18.4  Oil Export Via:   18.5  Oil Export Pipeline Size/Capacity   18.6  Oil Export Length  

Kerr‐McGee & SII   Kerr‐McGee & SII     ABS ‐ FOI  

Multiple   J. Ray McDermott   Morgan City, LA, USA   Technip   Pori, Finland   Technip   Pori, Finland     J. Ray McDermott   Derrick Barge   DB‐50 (Hull) / 101 & 50 (Topside)       FMC Energy Systems     Dockwise ‐ Mighty Servant I   1 Dry Tow ‐ 28 days   25‐sep‐99  25‐sep‐99  15‐mar‐00  23‐oct‐01  28‐Jan‐02   5.6  22.4  28  4,844  7,938  10,850    Williams Field Services‐ Gulf Coast Co.  12" for 400 MMSCFD   38 Miles (66 Km)   Williams Oil Gathering   12" for 80 MMBPOD   38 Miles (66 Km)  

 4 DE 10

 

 

Características de una plataforma TLP

FACILITY INDUSTRY NAME TYPE   1.1 Current Status   1.2 TLP/TLWP (Type)   1.3 Hull Designer   1.4 Well Slots   1.5 Dry Tree or Wet Tree   2.0  FIELD OPERATOR & PARTNERS    2.1 Current Operator   2.1.1 Partner 1 Percent Ownership   2.2 Partner 2   2.3 Partner 3   2.4 Partner 4   3.0 TLP OWNERS   4.0 LOCATION INFORMATION    4.1 General Location   4.2 Block   4.3 Water Depth (Feet)   4.4 Water Depth (Meters)   5.0 WELL INFORMATION    5.1 Dry Tree Wells   5.2 Wet Trees Well (SS Tiebacks ‐ In Field)   5.3 Wet Tree Wells (SS Tiebacks ‐ Other Fields)   5.4 Total Number of Wells   5.5 Types   5.5.1 Production Wells   6.0 TOPSIDE FACILITIES    6.1 Process Capabilities   6.1.1 Oil Production (MBOPD)   6.1.2 Gas Production (MSCFD)   6.1.3 Total Throughput (MBOED)   6.1.4 Produced Water (MBWPD)   6.1.5 Water Injection (MBPD)   6.2 Quarters Information   6.2.1 Permanent Quarters (Persons)   6.2.2 Temporary Quarters (Persons)   6.2.3 Helideck Rating   6.3 Deck Levels   6.4 Deck Dimensions (L x W x H)   7.0 HULL INFORMATION    7.1 Hull Type   7.2 No. of Columns   7.3 Column Dimensions   7.4 Column Height   7.5 Column Centers  

NEPTUNE TLP   INSTALLED   1 Column New Generation TLP   SBM Atlantia SeaStar®   0  Wet   BHP   35.00%  Marathon Oil (30%)   Woodside Energy (20%)   Respol‐YPF (15%)   Field Partners   US‐GOM   GC 613   4,232  1,290  0  7  0  7     7     50  50  58.3  30  0     26  24  S‐92   3  121' x 110'  (36.6m x 33.5m)   Steel   1 Col.   76' (23m) Dia.   128' (39m)       5 DE 10 

 

7.6 Length x Width   7.7 No. of Pontoons   7.8 Draft @ MWL   7.9 Well Spacing   7.10 Center Well Bay Dimensions   7.11 Well Pattern   7.12 Design Life (Years)   8.0 WORKOVER OR DRILLING RIG    8.1 Type   8.2 Leased or Owned   8.3 Contractor & Rig   10.0 TENDON INFORMATION   10.1 No. of Tendons (Pattern)  10.2 Tendon Diameter & Wall Thickness (WT)   10.3Total Length of Tendon   10.4Tendon Segments x Length   10.5Tendon Connector   10.6Tendon Supplier   11.0 FOUNDATION    11.1Type   11.2No. of Piles   11.3Piling (Diameter x Pile Length)   12.0 ENGINEERING & PROJECT MANAGEMENT    12.1FEED   12.2Hull   12.3Topside Facilities   12.4Mooring Engineering   12.5Subsea (Trees/Controls)   12.6Procurement   12.7Project Management   13.0 CLASSIFICATIONS SOCIETY    13.1Classification Organization   13.2Hull Class Designation (Note 11)   13.3CVA Scope of Work (Note 7)   14.0 CONTRACT METHOD    14.1 Contract Type   14.2Contractor   15.0 FABRICATORS    15.1Topsides   15.1.1 Fabricator   15.1.2 Location   15.2Hull   15.2.1 Fabricator   15.2.2 Location   15.3Hull & Topsides Assembly   15.3.1 Assembly Method   15.3.2 Contractor   15.3.3 Location  

   3  98' (29.9m)            20  None   NA   NA      6 (3 x 2)   36" x 1.36" WT (914.4mm x 34.5mm)      289' (88m)   VETCO   Europipe   Individual Piles   6 Piles   96" x 414'   SBM Atlantia Inc.   SBM Atlantia Inc.   SBM Atlantia Inc.         SBM Atlantia Inc.   SBM Atlantia Inc.   ABS   +A1 FOI   ABS (D/F/I)   EPCi   SBM Atlantia      Gulf Island Fabricators   Houma, LA      Signal International   Orange, TX      Offshore DB Lift   Heerema Marine Contr.   Offshore @ AT 617    6 DE 10 

 

15.4Tendon Fabricator   15.5Pile Fabricator   16.0 TRANSPORTATION    16.1Transport Contractor   16.2Hull Transporter/Vessel   16.3Trips & Method   17.0 INSTALLATION    17.1Usage of Temporary Floatation Tanks   17.2Tendon & Hull Contractor   17.3Installation Vessel(s)   18.0 MILESTONES & DURATIONS    18.1Commercial Discovery Date   18.2Full Project Sanction Date (Note 10)   18.3Offshore Installation Date (Hull & Topsides)   18.4First Oil or Gas Date   18.5Estimated Field Life (Years)   19.0 CYCLE TIMES    19.1Commercial Discovery to Sanction (Months)   19.2Sanction to First Production (Months)   19.3Discovery to First Production (Months)   20.0 WEIGHT    20.1Topsides Weight (Deck & Facilities)   20.2Hull Weight   20.3Total Weight   20.4Payload (Facilities/Riser/Rig ‐ Deck)   20.5Displacement @ MWL   20.6Pile Weight   20.7Tendons Weight   21.0 EXPORT PIPELINE INFORMATION    21.1Oil Export Pipeline Size & Riser Type   21.2Oil Export Length   21.3Gas Export Pipeline Size & Riser Type   21.4 Gas Export Length   22.0 RESERVOIR INFORMATION    22.1Proven Reserves  

Gulf Marine Fabricators      Heerema Marine Contractors   Wet Tow  Dry Tow   NO   Heerema Marine Contractors   Thialf HLV   15‐Aug‐02   30‐jun‐05  05‐jun‐07  End of 2007   15  34.4  30  64.4  5,352 mt / 5,900 st   5,950 st   6,370 st   8,800 st   27,000 st   2,334 st   6,564 st   20"   23 Miles (32 Km)   12.75"   23 Miles (32 Km)   100 ‐ 150 MMBOE  

     

           7 DE 10 

 

Características de una plataforma de producción semisumergible   STATUS   FACILITY NAME   VESSEL OWNER   VESSEL OPERATOR   FIELD OPERATOR   FIELD(S)  COUNTRY  WATER DEPTH (FT)  RESERVES (MMBOE)  DISCOVERY DATE (D/M/YR)  SANCTION DATE (D/M/YR)  FIRST PRODUCTION DATE (D/M/YR)  TOTAL WELLS  PRODUCTION WELLS  INJECTION WELLS  DRY TREE  TYPE SUBSEA TREE  VESSEL TYPE  VESSEL DESIGN   HULL  HULL2  TOPSIDES  TOPSIDES3  CONVERSION/ INTEGRATION  GENERAL CONTRACTOR (EPCI)  CLASSIFICATION   LENGTH (FT)    WIDTH (FT)   HEIGHT (FT)   MAX OPERATING DRAFT (FT)  FACILITIES WEIGHT   DISPLACEMENT (TONS)   DEADWEIGHT (DWT) (TONS)   CONVERSION OR NEWBUILD   NUMBER OF PONTOONS   MAIN PONTOON LENGTH (FT)   MAIN PONTOON WIDTH (FT)   MAIN PONTOON HEIGHT (FT)   NUMBER OF COLUMNS   COLUMN LENGTH (FT)   COLUMN WIDTH (FT)    COLUMN HEIGTH (FT) 2  OPERATING WT (TONS)   DECK DIMENSIONS (FT)  

10  NA KIKA   Shell   BP   Shell   ‐3  US GOM   3,070  300  08/01/1987  09/01/2000  11/23/03   12        H   SS     ABB Lummus   HHI   DCA   HHI   HHI   Shell E&P   ABS     184  466  90  20,000  64,000    N   4    41  35  4  56  56  142  12,112  335 x 289    8 DE 10 

 

NUMBER OF DECKS   OIL PRODUCTION (MBOPD)   PRODUCED WATER (MBWPD)   GAS PROCESSING (MMSCFD)   WATER INJECTION (MBWPD)   GAS INJECTION (MMSCFD)   GAS EXPORT & GAS LIFT  (MMSCFD)   TOTAL NUMBER OF RISERS   RISER TYPE (SCR, FLEXIBLE, RIGID)   MAX SIZE (IN)   SIZE (IN)   RISER TYPESIZE (IN)  SIZE (IN)2  RISER TYPE   QUARTERS CAPACITY   TOTAL INSTALLED POWER (KW)   ANCHORING SYSTEM  NUMBER OF MOORING LINES  ANCHOR TYPE (6)   PERMANENT OR DISCONNECTABLE   PLATFORM CHAIN DIAMETER (IN)    

  110    425        26  SCR             60    Wire Chain   16  P      

 

 9 DE 10 

 

     

ANEXO B   

CARACTERÍSTICAS DE UNIDADES DE PERFORACIÓN  SEMISUMERGIBLES CONTRATADAS POR PEMEX.             

 10 DE 10 

Ocean Voyager

Rig Type Rig Location Rig Design Year Built Yard Built Upgrade Class R it Registry Water Depth ‐ Ft Drilling Depth ‐ Ft Quarters Dimensions Helideck Drilling Draft Variable Deckload ‐ Operating Variable Deckload ‐ Transit Number of Columns Number of Columns Max Combined Structure  Load Moonpool Dimensions Operating Displacement 2,340 kips 19' x 19' 23,169 LT

1,520 LT 12

3,000 LT

Especifications Semisubmersible Mexico Ocean Victory 1973 Nylands Verksted, Oslo, Norway 1995 ABS AI Column Stabilized Drilling Unit M h ll I l d Marshall Islands 3 25 88 + 3 bed hospital 323' x 266' x 128' 83' x 83' for Sikorsky S‐61 70'

Especifications 9,600 cu ft 1,806 bbls 6,730 bbls 13 600 bbls 13,600 bbls 631 bbls 4,000 sacks Pyramid 40' x 40' x 180', 1,000 kips dynamic  hook load, Cantilever Mast Continental Emsco C‐3‐II w/1‐3/8" drill line Varco TDS‐3 w/PH60 pipe handler / Oilwell A‐495, 49‐1/2"

Derrick Drawworks Top Drive Rotary Top of Rotary Table to  Bottom of Barge 152 Ft. Pipe Handling System Varco AR‐3200 Iron Roughneck p ((2) Continental Emsco ) FB‐1600 Mud Pumps Main Engines (4) EMD L‐16‐645‐E6 Annular BOP (1) Shaffer (dual) 18‐3/4" 5K Ram BOP (2) Hydril MPL (double) 18‐3/4" 10K Diverter Regan KDFS 24" Riser Vetco 21" MR6‐C Riser Tensioning Riser Tensioning 960 kips 960 kips Solids Control (4) Brandt dual tandem LCM‐20, Cascade system Cranes (2) SeaTrax 6032 w/130' boom (8) 3 x 5,000' chains, (8) 10 MT Bruce MK4  Mooring System anchors

Bulk Mud & Cement Liquid Mud Fuel Oil Drill Water Potable Water Sack Storage

Ocean Voyager

Ocean Voyager Ocean Voyager

Semisubmersible Noble EVA‐4000™

Ingalls Shipbuilding Corp., Pascagoula, Mississippi 1981;1999 7000 m 30,000ft 3 9' 328' 30' 349' x 328' x 130' 79' 43' 60' Sikorsky S61

Built By Year Constructed Water Depth Rated Drilling Depth Hull Dimensions ll i i Draft, Operating Draft, Transit Draft, Storm Heliport

106 4,000 st 18,250 cu ft 11,648 bbls 2,360 bbls 9,288 bbls 12 496 bbls 12,496 bbls 6,701 bbls 2,114 bbls

Rig Type Rig Design

General

Quarters Variable Load Mud Cement Bulk LiquidMud Active Mud Reserve Mud Fuel DrillWater PotableWater

Capacities

Mooring System

Riser Tensioner

Shakers p Power Slips Compensator

Cranes Pipe Handling System Iron Roughneck Mud Cleaner

Bop System

(3) Continental Emsco FB‐1600; 1,600 hp

Pumps Total HP Hook Load Hook Load Max Load Top Drive Derrick Moonpool

(10) Single Shaffer 160 kip; 1,600 kips total (9) Skagit triple drum traction winch/windlass;  4,250 ft chain and 9,000 3‐1/8

(2) Dreco 72 DNS160‐1.8 King Post 64.5 st max  SWL; (1) CraneMann bridge crane; 2 x 20 st Varco PRS‐4i Varco AR3200C Brandt LCM‐2D/CMC 24/3 (5) Brandt shakers LCM‐2D linear motion  cascade Varco BJ PS 30 Shaffer CMC; 600 kips

10 1,500,000 lbs 1,500,000 lbs 1,750 st Varco TDS‐4S 170' x 40' x 40' 25' x 45' (1) Shaffer Type "SLX" Double 18‐3/4" x 15,000  i (1) Sh ff Type T "SLX" D bl 18‐3/4" x  "SLX" Double 18 3/4" psi, (1) Shaffer 15,000 psi (2) Shaffer 18‐3/4" x 5,000 psi  Spherical

Continental Emsco C‐3 Type II, 3,000 hp

Drawworks

E i t Equipment

Max Smith Max Smith

Design/Class Construction Year Water Depth (ft) Drilling Depth (ft) Quarters

TECHNICAL DETAILS Rigtype O Owner Rigname

Semi‐submersible Drilling Vessel P t Ri III Pt Ltd PetroRig III Pte Ltd PetroRig III F&G ExD Millenium Mobile Offshore Semi‐ Submersible Drilling Unit / Class ABS +A1 + CDS  + DPS‐2 2010 7,500 ft 40,000 ft 160 persons

Other Data

Positioning Work Area Work Area Remarks

Derrick (ft) BOP System, Annular y , BOP System, RAM BOP Controls Wellhead Connector  (inches) Drilling Riser (inches) Ch k M if ld Choke Manifold Cranes Mooring

Top Drive

Hull (ft) Hull (ft) Variable Load Heliport (ft) Mud/Cmt Bulk (cubic feet) Liquid Mud (bbl) Fuel (bbl) ( ) Water for Drilling (bbl) Potable Water (bbl) Drawworks Pumps Prime Movers R t T bl Rotary Table

SS SS PetroRig PetroRig III

Cameron 18.75" 15,000 psi Cameron 21" with flotation T h D ill 15 000 i Tech Drill 15,000 psi Seatrax 2 x 150 t electro hydraulic Provision for 8 point mooring Kongsberg triple redundant SDPM‐32 plus  DPS700 15,000 sq ft on Main Deck 15,000 sq ft on Main Deck Provision for 2 work class ROVs Rolls Royce UUC 355 Azimuth Thrusters x 8  with 3.8 MW motors

244 ft x 244 ft 244 ft x 244 ft 7,840 sh tons 75 ft Helicopter D Value ‐ Eurocopter EH‐101 34,613 cubic ft 18,984 bbls 22,753 bbls , 14,702 bbls 4,803 bbls Wirth 4500 with 3 AC motors Wirth 4 x 2200 hp electric 7,500 psi Caterpillar 3616 ‐ 8 x 4.8 MW Wi th RTSS 60 5" Wirth RTSS 60.5" Maritime Hydraulics DDM‐1000‐AC‐2M 1150  hp x 2 AC motors Maritime Hydraulics Hi‐Pro Quad 210 ft 1,250  sh tons Cameron DL 18.75" 10,000 psi , p Cameron TL 18.75" 15,000 psi 6 cavity Cameron multiplex 5,000 psi

– 36.2m  – 83.2m  – 15.7m – 38.2m – 45.2m – 72.7m – 15.7m

3,000m 10,000m 6,000–7,000t

Operation Max Water Depth Max Drilling Depth Variable Deck Load

– 118.6m  – 10.2m 

Moss Maritime Det Norske Veritas + 1A1 Column Veritas + 1A1 Column Stabilised Drilling Unit, Drill(N), E0, DYNPHOS‐AUTRO, Crane, Heldk – for world wide operation IMO MODU Code, USCG

Main Dimensions Length of pontoons Height of pontoons Height of deck double  bottom Length of deck structure Width of pontoons Height of main deck Height of upper deck Width of deck structure Air gap survival draught

Authorities: 

Class: 

General Design: 

14m x 16m x 64m rated at 1,000t Automatic ac electric powered at 4,500– 5,000hp 1,000t 60 inch rated 1,000t Ac electric driven top drive, two motors, Ac electric driven top drive, two motors,  1,000 hoisting capacity 4 off 2,200hp at 7,500psi 15,000psi Automatic, drill‐pipe, casing and riser Installed Crown mounted compensator rated at 500t  d d with 25ft stroke 6 off cascade type 2 off vacuum type

Capacities Accommodation Fuel Fresh Water Liquid Mud / Brine Liquid Mud / Brine Active Mud Bulk Mud / Cement Sack Storage Helipad

192 people 3,100m3 780m3 2 200m3 2,200m3 1,000m3 840m3 8,000 sacks Sikorsky S91 or S61

Control Blow Out Preventer (BOP) Subsea 18 ¾ x 15m, 6 cavity Diverter 60 inches x 15m Complete with overhead BOP service crane,  Xmas tree crane and BOP transporter rated  BOP Handling 400t lift capacity BOP Control  Multiplex BOP Control

Motion Compensation Shale Shakers Degassing

Top Drive Stons Mud Pumps Cement Unit Pipe Handling Trip Saber

Draw‐Works Hoisting Equipment Rotary Table

Drilling Derrick

SS SS Dragon Dragon

Four columns: Transit draught: Transit displacement: Transit deck & column  P.load: Operation draught: Operation displacement: Operation displacement: Operation deck & column  P.load: Survival draught: Air gap in survival:

60.4 x 47.2 ft 32.3 ft 45,522 ft 6,393 ft 75.5 ft 91,890 st 9 ,890 st 8,267 st 62.3 ft 57.4 ft

18.4 x 14.4 m 9.9 m 41,300 mt

5,800 mt 23.0 m 56,150 mt 56, 50 mt

7,500 mt 19.0 m 17.5 m

317.3 ft 256.2 ft 356.9 ft 33.6 ft 147.6 ft 27.9 ft

Norwegian NMD & PSA, UK HSE, US Coast  Guard IMO MODO Code 2001, IMO DP Class 3 Guard IMO MODO Code 2001, IMO DP Class 3

Gotaverken GVA 7500  Daewoo Shipbuilding at the Daewoo  Shipyard, South Korea shipyard  2010 Flag World wide use including North Sea From mild World wide use including North Sea. From mild to harsh weather conditions 3,000 m (10,000 ft)  Up to 12,000 m (40,000 ft)

Regulations R l i Classification DNV, ABS or Lloyd’s Accommodation 160 persons Length over all:  118.6 m Width over all: 96.7 m  p 78.1 m  Width outside pontoons: Length of pontoons: 108.8 m Height of pontoons: 10.2 m Height to Main Deck: 45.0 m Height of deck box: 8.5 m

Operation area Operation water depth Drilling depth

Built By Delivery Year

MAIN PARTICULARS C S Rig Design: 

TANK/STORAGE CAPACITIES Fuel oil: 3,000 m³ Drill water: 2,600 m³ Potable water: 1,300 m³ Mud Storage, col+pont: 1,600 m³ Mud pits: Mud pits: 900 m³ 900 m Brine: 750 m³ Base oil: 750 m³ Bulk mud: 620 m³ Bulk cement: 280 m³ Sack storage: 250 m³

MAIN DRILLING SYSTEMS/EQUIP. Derrick for up to 135 ft  stands: 908 mt Top drive: 908 mt Drawwork 908 mt 908 mt Riser tensioners, N‐line  type: 1,630 mt Drilling riser, 75 ft joints 2,000 kips flange rating Mud pumps: 4 x 1,700 kW BOP Stack: 15,000 psi, 6 rams

18,870 bbls 16,350 bbls 8,180 bbls 10,060 bbls 5 660 bbls 5,660 bbls 4,710 bbls 4,710 bbls 22,000 cbft 10,000 cbft 2,690 sqft

1,800 st

1,000 st 1,000 st 1 000 st 1,000 st

MAIN MARINE SYSTEMS/EQUIP. Power generation: 8 x 5,040 kW 8 x 6,700 HP Thruster: 8 x 3,800 kW 8 x 5,100 HP Thruster control: DP 3 Mooring system: 8 point, all chain Main deck cranes: Main deck cranes: 2 x 85 mt 2 x 93 st

SS SS Muralla Muralla III