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EL FUTURO DE LA EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN EN
AGUAS PROFUNDAS: MÉXICO EN EL CONTEXTO DEL
MUNDO.
Chris P. Sladen; Alfredo Garc ía-Mondragón, BP México, Ciudad de México
Copyright 2005, CIPM. Este artículo fue preparado para su presentación en el cuarto E-Exitep 2005, del 20 al 23 de febrero de 2005 en Veracruz, Ver., México.
El material presentado no refleja necesariamente la opinión del CIPM, su mesa directiva o sus colegiados. El artículo fue seleccionado por un comité técnico
con base en un resumen. El contenido total no ha sido revisado por el comité editorial del CIPM.
RESUMEN
En la actualidad el acceso a reservas nuevas y de
grandes volúmenes son cada vez es mas limitadas
para la industria por lo que existe la tendencia de ir
hacia las aguas profundas en algunas cuencas en el
mundo. En donde el acceso esta siendo limitado en
lo que se refiere a tecnología disponible y la
experiencia en la misma que se han generado a
través de los años en diversas cuencas. La
tecnología controla nuestra industria. Los costos de
descubrimiento de la Industria de la Exploración y
Producción (E&P) se han podido disminuir en un
75% en términos reales durante los últimos 20 años.
Esta reducción de costos ha sido controlada en gran
medida por las mejoras en las tecnologías tanto
sísmica como de perforación. La tecnología no solo
ha tenido un impacto poderoso en la industria
también tiene el poder de hacer la diferencia. BP
cuenta con los costos más bajos de descubrimiento
entre su grupo de homólogos.
Los retos por los que ha pasado la industria
globalmente y en particular a los retos que se
enfrenta la industria en el Golfo de México, es
relativamente conocido debido a la complejidad
geológica nos pone nuevos retos por lo que para
poder crear un valor nuevo son necesarias nuevas
tecnologías para la sísmica en la mejora de
imágenes sub-salinas por lo que ha sido clave en la
exploración y desarrollo de campos en las aguas
profundas del Golfo de México, estas han
representado un elemento vital para la obtención del
éxito.
La tecnología ha permitido la extensión del
envolvente de perforación, permitiendo así la
búsqueda y producción de petróleo y gas cada vez
a mayores profundidades. Para poder dominar el
ambiente de aguas profundas, creemos en el uso de
ingeniería de clase mundial, herramientas
adecuadas, sistemas y prácticas para poder
entregar pozos extraordinarios en ambientes
extraordinarios. Actualmente estamos perforando
los pozos de desarrollo más profundos en aguas
profundas.
Nuestros esfuerzos se enfocan en la predicción y
detección de arenas, fibra óptica para pozos
inteligentes, tubería expandible, predicción de la
presión de poro y técnicas de visualización 3D que
se aplican a la planeación de pozos y predicción de
riesgos someros, despliegues en tres dimensiones y
trabajo en colaboración con un equipo
multidisciplinario. Los paquetes de modelado
nuevos están revolucionando el modelado de
yacimientos y la planeación de pozos.
Las nuevas tecnologías se han desarrollado para
poder llevar a tierra petróleo y gas. El proyecto
Mardi Gras está construyendo nuevas redes de
tuberías de petróleo y gas en dos áreas en aguas
profundas del Golfo de México de los EE. UU. En
donde no hay infraestructura existente. Los retos
técnicos incluyen las construcción de tuberías en
aguas profundas que van en tamaño de 16” a 28” en
aguas profundas con tirantes de hasta 2,225m.
El Sistema de Transporte Mardi Gras cuenta con las
tuberías más grand es nunca antes tendidas en
aguas profundas y tendrá la capacidad de
transportar más de 1 mbp/d de petróleo, y 1.5 bcf/d
de gas. “Primero” se requiere de un arreglo en
aguas profundas. El sistema de transportación
transportará aceite y gas desde los campos clave de
aguas profundas en donde BP América está
involucrado: Holstein, Mad Dog & Atlantis en el área
SE del Green Canyon, y Thunder Horse & Na Kika
en la parte SE del área del Cañón del Mississippi.
Tomando todos los antecedentes mundiales y del
Golfo de México de las operadoras en los Estados
Unidos, México afronta retos tanto técnicos como
tecnológicos de encontrar y desarrollar nuevas
reservas económicamente explotables a bajos
costos, así como el de construir nuevas
instalaciones en tiempos que permitan equilibrar la
declinación de la producción actual. A la vez de
tener la oportunidad de generar empleos con

proyectos de gigantescas magnitudes a través de la
construcción de dichas plataformas en México, por
lo que habrá que buscar nuevas formas de negocios
con contratistas tecnológicos y de construcción.
El presente trabajo se basa principalmente en
tres puntos los cuales se describirán por
separado, los cuales se enfocan a:
• panorama de E&P en aguas profundas
alrededor del mundo
Panorama de E&P en aguas profundas
alrededor del mundo:
En la actualidad existen 6 provincias
principales en el mundo en donde se han
encontrado volúmenes Importantes de
hidrocarburos en aguas profundas, de los
cuales actualmente se esta teniendo
producción comercial y en etapas de
desarrollo de campos, las cuales son: EUA-
Golfo de México, Sur-América
principalmente Brasil, del Oeste África
principalmente Nigeria y Angola, Mar
Mediterráneo, Norte de Europa, y el pacifico
en Asia. En los cuales podemos encontrar
diferentes niveles de reservas potenciales.
En las cuencas del oeste de África y
América principalmente son productoras de
petróleo y en las cuencas de Europa y Asia
son principalmente productoras de gas.
A mediados de la década de los 70´s se
inician las actividades exploratorias en
profundidades mayores a los 500 metros de
batimetría, con sus primeros
descubrimientos, pero los avances
tecnológicos en la delimitación, desarrollo,
perforación y producción en estas
profundidades, hacen que exista un retrazo
en las ciclo de exploración-producción con
un promedio de 10 a 15 años, hecho que
incentivó a las compañías en conseguir las
tecnologías adecuadas para acelerar el ciclo
(Fig. 1).
El riesgo típico en aguas profundas según
estadísticas nos lleva a obtener relaciones
de 1en 4 dependiendo de la complejidad
geológica, lo cual nos puede llevar a
incrementar esta relación de riesgo sí la
cuenca no se conoce adecuadamente.
A principios de los 90´s se inician las
primeras producciones en aguas profundas
con ciclos completos del descubrimiento al
inicio de producción de 10 a 15 años, pero
este ciclo se ha venido reduciendo debido a
la aplicación de nuevas tecnologías y
• desafíos en aguas profundas en el
Golfo de México – EE.UU.
• desafíos para México de E&P en aguas
profundas
conocimiento del área, además de reducir
los costos de desarrollo.
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Fig. 1 Records progresivos en el mundo
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La industria en el mundo cada vez se esta
moviendo hacia las provincias en aguas
profundas, en donde principalmente se
están enfocándose a campos que permitan
reducir los costos de desarrollo, esto es en
campos de volúmenes mayores 250
MMbpce, posteriormente el enfoque puede
variar al incluir campos de menores
volúmenes de reservas, lo cual puede
mejorar los retornos de los proyectos, que
por si solos podrían ser ineconómicos, de
aquí las grandes ventajas competitivas del
sector de las operadoras independientes
que aprovechan la infraestructura existente
y acelerar la producción e incrementar los
retornos.
Es necesario tomar en cuenta que las
nuevas tecnologías contribuyen
enormemente en esta reducción de costos
en la forma que se apliquen.
Desafíos en aguas profundas en el Golfo
de México – EUA
Los desafíos en las aguas territoriales de los
Estados Unidos comienzan después de que
han sido encontrados las mayoría de
campos de gran magnitud en aguas
someras, por lo que la industria empieza a
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moverse hacia profundidades cada vez
mayores, iniciando con los primeros
levantamientos multi-cliente en los inicios de
los 90´s en donde el enfoque es en
profundidades mayores a los 500 metros de
profundidad de agua, logrando obtener una
cobertura del casi el 90% con sísmica 3D
en un lapso de 10 años, pero también
existen consideraciones económicas que
hacen lograr este reto, ya que en la porción
americana, el área a cubrir es de
aproximadamente de 300,000 km 2
a un
costo de promedio de US $5000 por km 2,
esto nos puede dar una idea de los montos
de inversión en exploración(Fig. 2).
MMbpd. En donde se puede apreciar que la
producción de la plataforma es
principalmente gas que por un periodo de
cerca de 25 años a producido alrededor de
12 bcfpd, lo cual en aguas profundas no se
manifiesta la producción de gas
considerablemente (Fig. 3).
Aceite
Plataforma
Aguas
profundas
Gas
Texas
Louisiana
1500´
Plataforma
1500´
1500´
Aguas
profundas
1992-2001
Nota: área total de aguas profundas c.300,000km 2
Golfo de México
Fig. 2. Cobertura de sísmica 3D en el Golfo de
México, porción de EUA, Tomado de MMS
La historia de exploración y primeros
descubrimientos costa fuera en los Estados
Unidos data de inicios de los 50´s, a la
fecha actual para la incorporación de
reservas se consideran provincias maduras,
ya que no están agregando volúmenes de
que pudieran modificar las curvas de
incorporación, pero cuando vamos al
análisis de incorporación de reservas en
aguas profundas encontramos que estas
provincias están en etapas relativamente
iniciales de exploración.
Dado que la producción en la plataforma se
inicia a principios de los 60´s, con
producción ascendente por un periodo de
15 años llegando a alcanzar una producción
pico de 1000 MMbpd, de ahí
manteniéndose en un comportamiento
prácticamente sin cambios trascendentes en
un promedio de los 800 MMbpd hasta a
mediados de los 90´s para iniciar una
declinación que continua hasta nuestros
días , considerando que existe un nivel de
actividad intenso en donde las plataformas
de producción son de alrededor de un millar.
Esto contrasta con el inicio de producción
en aguas profundas que inicia a mediados
de los 90´s, superando por 100 MMbpd,
alcanzando para el año 2001 los 820
Fig. 3 Historia de producción en el Golfo de México en
EUA. Tomado de MMS.
Los principales objetivos son terciarios en el
Golfo de México, lo cual conlleva a tener
implicaciones sub-salinas, y a tener
información sísmica 3D que sea confiable,
esto obliga a BP a invertir en el desarrollo
de tecnología propia para mejorar las
imágenes sub-salinas y de geometría
compleja, mejorando con esto los modelos a
medida que se tiene mejor control
geológico, ayudando estos adelantos en
una mejor delimitación de campos así como
en la localización de extensiones de
yacimientos lateralmente por debajo de la
sal.
En cuanto a la experiencia de perforación
en aguas profundas, los costos tradicionales
hacía prohibitivo perforar en estas áreas, en
donde los costos pueden fluctuar entre los
15 y 50 millones de dólares por pozo y en
ocasiones superar los 100 millones de
dólares considerándose esto como normal,
como los costos de perforación es por día
en donde los precios oscilan entre los 200 y
450 mil dólares por día, por lo que es vital
reducir el tiempo de perforación, así es
necesaria la aplicación de nuevas
tecnologías y los avances de las
geociencias aplicada a las actividades de
perforación han traído significantes ahorros,
ya que se mejoraron los modelos
geológicos, lo cual nos reduce el riesgo

geológico, mediante de técnicas avanzadas
de procesamiento de datos sísmicos, estos
mismos se han empleado para mejorar los
modelos de predicción de poro y gradientes
de facturación, beneficiando en tener
mejores diseños de pozos, eliminando
incertidumbre de definición de columna
geológica, ahorros en lodos de perforación y
tramos de tuberías de revestimiento (Fig.
4).
Estas prácticas cada vez mas comunes,
esta llevando a la industria de reducir los
tiempos de perforación, así como perforar
con equipos duales, los cuales permitan
perforar pozos simultáneos y reducir los
costos en el desarrollo de campos. Es uno
de los mayores desafíos el contar con
nuevas tecnologías de perforación lo que
permita reducir el número de tuberías de
revestimiento.
Fig. 4 Reducción de tuberías de revestimiento.
El conocimiento de las corrientes
submarinas así como de riesgos someros
es cada vez mas crucial en las actividades
de desarrollo de campos para la instalación
de infraestructura de producción, el tener
conocimiento de volcanes de lodo
submarinos, corrientes submarinas y el
conocimiento de condiciones de
sedimentación y ruta de sedimentación
actual es esencial para la instalación de
equipo submarino, es cada vez mas
necesarios.
las últimas tecnologías de Tecnología de
Información. Así como el uso de prácticas
de sísmica 4D para poder tener monitoreo
en tiempo real en donde podamos visualizar
en prácticamente en tiempo real el
movimiento de los fluidos dentro del
yacimiento.
En lo que se refiere a transporte de
hidrocarburos en aguas profundas BP
desarrolla los sistemas submarinos en
aguas profundas y sistemas de proceso de
fondo marino, por lo que debe existir una
absoluta confianza en el desempeño de
estos equipos ya que sería costoso hace
intervenciones de reparación,
Ductos en aguas profundas - sistema Mardi
Gras
• Sistema de 4 ductos, 2 aceite, 2 gas;
construido para más de 10 campos
• 780km en total, capacidad total:
1,000,000 b/d aceite; 1.65 bpc/d gas
• El ducto más profundo de 28, 24, 20, &
16- pulgadas, que se haya tendido, a
(1,630m, 2,225m, 1,830m, y 2,225m,
respectivamente)(Fig.5)
Teniendo como retos en la trayectoria de los
ductos de Mardi Gras, por lo que se
emplean técnicas de sonar de alta
resolución para definir rutas que mejoren el
tendido y aplicación de tecnologías de
vanguardia en:
• Sistema de diámetros múltiples: 16/20”,
20/24”, 24/28” y 24/28/30”
• Prueba de colapso a escala completa
para calibrar/reducir el espesor de la
pared del ducto
• Construcción de diablos inteligentes de
24/28/30”
Los equipos de instalación de ductos son
limitados mundialmente por lo que se tiene
que hacer una planeación que permita de
desarrollo del proyecto sin contratiempos
Dentro de las prioridades que actualmente
existen en aguas profundas es el manejo de
campos y pozos inteligentes, debido a poder
monitorear los yacimientos desde lugares
remotos por ejemplo, los campos de la
costa de New Orleáns se monitorean desde
Houston. Para esto se requiere del uso de

Fig. 5 Sistema de Ductos Mardi Gras en el Golfo de
México en EUA.
Desafíos para México de E&P en aguas
profundas
En primer lugar para México, el acceso a
proyectos de aguas profundas es necesario
tener una idea clara de los recursos
potenciales, su distribución, entendimiento
geológico, para que esto lleve a PEMEX a
poder jerarquizar las áreas de
oportunidades, así poder enfocar sus
recursos y habilidades en estas áreas. Por
lo que se puede hacer uso de analogías de
aguas profundas en otras áreas del mundo.
El Golfo de México del lado mexicano
abarca aproximadamente 500 000 km 2 que
sí bien, dijéramos que se necesitará cubrir
con sísmica 3D, ya que en la actualidad la
mayoría de las empresas internacionales,
no autorizan localizaciones sin sísmica 3D,
estaríamos hablando de que se necesitaría
invertir alrededor de muchos billones de
dólares solo en sísmica, por lo que el reto
no solo es el volumen de sísmica sino la
capacidad (entiéndase como
tiempo/hombre) de interpretarla sea
suficiente en capital humano.
Debido a que México cuenta con un retrazo
en la reposición de reservas, ya que por
años no se realizaron las inversiones
debidas en exploración que cubra de
manera satisfactoria en una visión de largo
plazo, en este momento es importante
enfocarse en proyecto de gran escala, que
permita recuperar las mermas de
producción debido a la declinación natural
de los yacimientos actuales. Por analogía
lógica deberíamos pensar en realizar una
comparación de la experiencia de diversas
operadoras en el Golfo de México en los
Estados Unidos de América en donde la
inicio de producción podría darse en una
lapso de mas de 7 a 10 años, esto puede
impactar de manera contundente en la
producción esperada pronosticada en el
futuro.
Por lo que debido a esta urgencia será
necesario tomar decisiones en el tipo de
infraestructura y tipo de plataformas de
producción que se seleccionará y esto
puede llevar a tomar decisiones erróneas
por la premura de desarrollar campos para
reemplazar la producción declinada, estas
decisiones podrán impactar en la
rentabilidad de los proyectos y de los
trabajos futuros a realizar, tal como si se
quisiera tener acceso a los yacimientos,
agotamiento rápido del gas, perforación en
etapas posteriores, tener la posibilidad de
realizar estudios de sísmica 4D en el futuro.
Son algunos de los planteamientos que el
grupo multidisciplinario se debe hacer
Como se ha expuesto a lo largo de este
trabajo, en los proyectos de aguas
profundas es importante resaltar que será
necesario tener acceso a tecnologías,
experiencia y financiamiento, por lo que es
clave atraer a los contratistas adecuados
que cubran estas necesidades, por lo que
atraerlos será esencial, por lo que las
alianzas y asociaciones podrían facilitarlas a
México.
Considerando la necesidad de la creación
de nuevos patios para la construcción, esta
es una oportunidad para México de construir
y armar las plataformas de producción en
México, de tal forma que esto ayude a la
generación de empleos en México, a través
de constructoras y empresas tecnológicas
Es importante no perder de vista que el
poder poner en producción un campo que
se descubra en aguas profundas pude
implicar que tarde mas de 10 años en
iniciar, considerando que no existe
infraestructura que permita manejar y
transportar la producción, por lo que esto
podría afectar las inversiones que por lo
general son costosas y complejas.
En el desarrollo de proyectos de grandes
magnitudes se necesita el trabajo en equipo
de todas las áreas que tengan alguna
actividad dentro del proyecto, sea el área

que sea, debe existir una adecuada
coordinación entre cada una de ellas,
debido a la gran influencia en la toma
decisiones que logra resolver problemas en
una forma multidisciplinaria anticipándose a
los problemas que pudieran surgir (Fig. 6).
Fig. 6 Integración de recursos humanos.
Finalmente México podría estar dentro de
los países que tienen actividad en aguas
profundas en un lapso de 10 años junto con
el Noroeste de África, Trinidad, India,
Vietnam, China, Nueva Zelanda y Sakhalin
en Rusia, y México no debe perder de vista
que tendrá que competir con estos últimos
países para atraer inversiones, por lo que
habrá que ser un país competitivo que
resultara por ser atractivo.
Por último es importante resaltar que cada
una de estas cuencas representan retos
nuevos y distintos, tanto de experiencia
como de tecnologías que no están
disponibles en la actualidad por lo que en
algunas habrá que esperar a tenerlas
disponibles o bien desarrollarlas.
De lo contrario el no tener acceso a estas
limitantes el pronóstico de éxito podría ser
muy bajo.

Chris Sladen, MBE
tel. 55-5063 2161,
e-mail: sladenc@bp.com
Chris tiene una sólida trayectoria de 24 años
en BP Exploración & Producción. Durante
este tiempo se ha especializado en
desarrollar proyectos en países como
Siberia, Vietnam, Mongolia y China. La
experiencia profesional de Chris incluye
participaciones en más de 40 países.
Chris ocupa el cargo de Vice-Presidente de
BP en México desde hace 3 años y dirige el
área de Exploración & Producción. Sus
responsabilidades contemplan el desarrollo
de una colaboración con PEMEX y el
Gobierno, relaciones con el sector energía,
además de la formación de un equipo de
trabajo de mexicanos quienes no sólo
cuentan con la posibilidad de trabajar
localmente sino en otros países.
Chris estudió geología en la Universidad de
Southampton y realizó sus estudios
doctorales en la Universidad de Reading en
Inglaterra. Sus áreas de interés contemplan
el estudio de lagos, sistemas petroleros y
sistemas lacustres. Es autor de numeros as
publicaciones en los temas antes
mencionados, además de aspectos de
desarrollo de nuevas tecnologías en la
industria del gas y petróleo.
Chris es miembro de la AAPG, AIPM,
Delegación México y vicepresidente de la
Cámara de Comercio Británica.
Alfredo García Mondragón
tel. 55-5063 2094,
e-mail: alfredo.garcia@bp.com
Originario del Distrito Federal , estudió en la
Escuela Superior de Ingeniería y
Arquitectura del IPN, presentó su examen
profesional de Ingeniero Geofísico el día 26
de abril de 1991, presentando el tema de
tesis: “Interpretación de datos sísmicos
tridimensionales aplicados a proyectos
marinos”.
Inicia su actividad profesional en la
Compañía Western Geophysical de México,
desarrollando los puestos, en diversos
proyectos para Pemex, (1989-1992)
En 1992 se integra a The Andrews Group
International, desarrollando diversos
puestos, siendo entrenado en nuevas
tecnologías de exploración y producción en
diversos lugares de los Estados Unidos.
Después de la fusión con Core Lab en 1998,
Ingeniero de desarrollo de Negocios y
Gerente Regional en Reynosa, participando
en diversos proyectos para PEP en diversas
regiones.
A inicios del 2002, se integra a BP
Exploration México, desarrollando el puesto
de E&P Technical Team Leader,
participando con PEMEX, teniendo
estancias en proyectos de aguas profundas
de BP en Aberdeen (Mar del Norte),
Sunbury (proyectos de Angola), Londres,
Trinidad & Tobago y Houston (Golfo de
México).
Es miembro de AIPM, AAPG y AMGE.
Nota:
Los puntos de vista expres ados en este
documento de los autores no
necesariamente representa BP.