Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

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Primavera de 2000

Desarrollo de campos submarinos

Monitoreo permanente con instalaciones de fondo

Manejo y entrega de datos

Oilfield Review


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Para garantizar el éxito de las operaciones, las compañías operadoras

y contratistas se enfrentan a nuevos desafíos en el desarrollo de los

campos petroleros situados en áreas de aguas profundas. Estos

desafíos comprenden temas relativos a la seguridad, al medio

ambiente, al diseño conceptual, a los costos, a la producibilidad de

los pozos y a la confiabilidad del equipamiento. Hoy en día, para que

los proyectos resulten viables desde el punto de vista económico, lascompletaciones en aguas profundas deben optimizar al máximo la

recuperación final de los yacimientos. Los yacimientos descubiertos

recientemente tienen capacidad para producir con altas tasas de flujo,

por lo cual, el diseño de los pozos debe ser conforme a ello. Debido a

los altos costos y a la dificultad para acceder a los pozos en aguas

profundas, la industria petrolera debe confiar plenamente en las

nuevas tecnologías para optimizar las erogaciones de capital

realizadas en los proyectos.

El diseño de las completaciones y la confiabilidad de los equipos

resultan fundamentales para el éxito de un proyecto. Si bien las nuevas

tecnologías son esenciales, existen riesgos en el uso de dispositivos que

no han sido sometidos a pruebas rigurosas para comprobar su grado de

confiabilidad. A lo largo de la vida de un pozo, estos problemas implican

la necesidad de efectuar operaciones de re-entrada y reacondiciona-

mientos, las cuales se deben minimizar para que el proyecto resulte

viable. Los problemas pueden provocar daños en la formación, pérdidas

de reservas y riesgos relacionados con la seguridad y el medio

ambiente.

Habitualmente, las completaciones en aguas profundas se carac-

terizan como pozos submarinos con árboles de válvulas secos o con

árboles de válvulas húmedos. El concepto de árbol seco incluye las

completaciones para estructuras fijas, para plataformas flotantes

sostenidas en el lugar por cables tensionados (TLPs, por sus siglas en

Inglés) y para cilindros verticales flotantes, conocidos como unidades

"spar." Estas completaciones son similares a las realizadas para plata-

formas convencionales y su diseño es tal que permiten el acceso de un

cable de acero durante la vida productiva del pozo. Las completaciones

con árboles de válvulas secos en aguas profundas están diseñadas con

vistas a una tasa de producción elevada.

Las completaciones submarinas con árboles de válvulas húmedos

son, por lo general, más complejas que las completaciones para

plataformas convencionales y, normalmente, incluyen elementos para

la inhibición de hidratos, el monitoreo de la presión y la temperatura,

además de los nuevos dispositivos "inteligentes" para controlar el flujo

en una completación de múltiples zonas. En el diseño de este tipo decompletaciones, por lo general, no se contempla el acceso de

herramientas operadas a cable.

En el caso de los pozos en los que no resulta factible el perfilaje

operado por cable, se recurre a la instalación permanente en el fondo

del pozo de sondas para medir la presión, la temperatura y monitorear

el flujo. Esto les permite a los productores anticipar o advertir los

problemas. Si bien las completaciones inteligentes pueden propor-

cionar beneficios económicos además de la capacidad de controlar

diferentes capas en producción, hoy presentan un riesgo desconocido

asociado con la confiabilidad de los equipos.

Manejo de los riesgos y desafíos propios de las aguas profundas

Las intervenciones oportunas o los ajustes en los equipos de com-

pletación, tales como los dispositivos para el control del flujo, permiten

mejorar el drenaje del yacimiento y la recuperación final del mismo.

La confiabilidad de los equipos de monitoreo permanente ha mejorado

en forma sostenida en los últimos diez años, por lo cual la tecnología se

vuelve más atractiva para las aplicaciones en aguas profundas y submari-

nas, en las que la confiabilidad tiene una importancia capital.Por otra parte, a partir de su preocupación por el medio ambiente, la

industria petrolera busca controlar la emisión de gases y la polución

durante las operaciones de limpieza del pozo. Con el objeto de asegurar

la producibilidad, las completaciones submarinas son sometidas a un

período de flujo durante el cual se utilizan equipos portátiles. Esta prueba

de flujo les permite a los ingenieros validar la completación. El control de

emisiones durante la prueba de flujo constituye un motivo de preocu-

pación para la industria petrolera; en la mayoría de los países productores

de petróleo, tanto la combustión de líquidos o gases como el venteo de gas

están controlados por entes reguladores. Los operadores y los contratistas

trabajan en forma conjunta en la búsqueda de nuevas tecnologías y pro-

cedimientos que les permitan aliviar estas preocupaciones.

El abandono de un campo situado en aguas profundas pone en juego la

capacidad de la compañía para controlar los gastos y su responsabilidad

civil. Para abandonar completaciones del tipo de árboles secos se utilizan

técnicas convencionales, pero para la recuperación de las tuberías de pro-

ducción y el abandono de las completaciones submarinas se requieren los

mismos equipos especializados que se utilizan para la instalación inicial,

lo que representa costos muy elevados. Es necesario entonces desarrollar

nuevas tecnologías y técnicas que les permitan a las compañías petroleras

reducir costos y riesgos en las operaciones de abandono de campos

situados en áreas de aguas profundas.

En los últimos cinco años, se han producido importantes cambios en

la tecnología, el diseño conceptual y la complejidad de las operaciones

en aguas profundas. Para mantener el constante crecimiento de estas

operaciones, la industria petrolera se verá obligada a realizar continuos

avances, para lo cual tanto los operadores como las compañías de

servicios deberán ofrecer soluciones para los nuevos desafíos técnicos

que se les presenten.

John R. Cromb IIIIngeniero senior de perforación en aguas profundasTexaco Worldwide Exploration and Production

Houston, Texas, EE.UU.

John Cromb es ingeniero senior de perforación en aguas profundas enTexaco Global Drilling y está basado en Houston, Texas. En la actualidad tiene

a su cargo el diseño de completaciones para un desarrollo conceptual en zonasmarinas de Africa Occidental. John comenzó su carrera comoingeniero de yacimientos en Texaco en las oficinas de Nueva Orleans,

Luisiana, EE.UU. Ha trabajado en una amplia variedad de proyectos, desdeingeniería de yacimientos en campos de aguas poco profundas, hasta eldiseño y la ejecución de completaciones submarinas. Su experiencia también

incluye trabajos de ingeniería de producción, así como de completación,reacondicionamientos y perforación de pozos. John se graduó en ingenieríaquímica en la Universidad del Estado de Ohio en Columbus, EE.UU.


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2 Oilfield Review

Soluciones submarinas

Alan ChristieAshley Kishino

Rosharon, Texas, EE.UU.

John Cromb

Texaco Worldwide Exploration

and Production

Houston, Texas

Rodney Hensley

BP Amoco Corporation

Houston, Texas

Ewan Kent

Brian McBeathHamish Stewart

Alain Vidal

Aberdeen, Escocia

Leo Koot

Shell

Sarawak, Malasia

Se agradece la colaboración de Robert Brown, John Kerr yKeith Sargeant, Schlumberger Reservoir Evaluation,Aberdeen, Escocia; y Michael Frugé, Andy Hill y FrankMitton, Schlumberger Reservoir Evaluation, Houston,Texas, EE.UU.

EverGreen, E-Z Tree, IRIS (Sistema Inteligente de Implemen- tación Remota) y SenTREE son marcas de Schlumberger.

Los pozos petroleros no son todos iguales. Los pozos submarinos, que se elevan desde el fondo del mar sin llegar

hasta la superficie, tienen un comportamiento sumamente particular. Para construir estos pozos y mantenerlos en

producción se requieren tremendos esfuerzos; sin embargo, estos ya han comenzado a mostrar buenos resultados.

1. Brandt W, Dang AS, Magne E, Crowley D, Houston K,Rennie A, Hodder M, Stringer R, Juiniti R, Ohara S,Rushton S: “Deepening the Search for OffshoreHydrocarbons,” Oilfield Review 10, no. 1(Primavera de 1998): 2-21.


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Primavera de 2000 3

El mundo submarino encierra misterios y

desafíos que siempre resultaron atractivos para

los aventureros y los exploradores. A lo largo de

miles de años, se especuló sobre la existencia de

civilizaciones submarinas y el hombre soñaba

con el descubrimiento de ciudades perdidas o el

desarrollo de formas de vida y de trabajo en las

profundidades del mar.

Si bien las ciudades submarinas constituyen

todavía una ilusión, algunos aspectos de la vida

cotidiana transcurren efectivamente en las pro-

fundidades del océano, como extensiones de

procesos que se desarrollan también en la super-

ficie: por ejemplo, los primeros cables de comu-

nicación que atravesaban el fondo del mar; los

dispositivos de investigación que controlan las

propiedades de la tierra y del mar y los equipos

de supervisión militares que investigan activi-

dades sospechosas.

De la misma forma, la industria del petróleo yel gas ha extendido sus primeras operaciones de

exploración y producción con taladros montados

en tierra firme, cabezales de pozos y tuberías de

conducción para explotar las riquezas del volu-

men de la tierra que se encuentra cubierta por el

mar. Esta evolución desde la tierra hacia el mar se

ha producido a lo largo del último siglo, a partir de

1897 cuando se instaló el primer mástil de per-

foración encima de un muelle en las costas de

California (EE.UU) (derecha)1. Más adelante, se

comenzaron a utilizar los equipos de perforación

costa afuera, con plataformas marinas, semisu-

mergibles y taladros de perforación autoelevablesy embarcaciones de perforación con sistema de

posicionamiento dinámico. Desde un punto de

una plataforma fija o un equipo flotante, se po-

dían perforar pozos en distintas direcciones con el

fin de explotar el yacimiento al máximo posible.

A medida que se perfeccionó la tecnología de

operaciones marinas en busca de la conquista de

ambientes cada vez más hostiles y desafiantes,

la perforación costa afuera evolucionó en dos

2. Bradbury J: “Brazilian Boost,” Deepwater Technology,Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5(Mayo de 1999): 17, 19, 21.

El concepto de aguas profundas tiene distintas defini-ciones. Según una de ellas, se considera "aguas profun-das" a una profundidad del fondo del mar de 2000 pies enambientes hostiles, o 1100 m [3000 pies] en otro tipo deambientes. Según otra definición, "aguas profundas" sig-nifica más de 400 m [1312 pies] y "ultraprofundas" cuandose superan los 1500 m [4922 pies] de profundidad.

> Cronología de las operaciones marinas.

Perforación marina

1897 Se coloca un mástil de perforación encima de un muelle a 76 m [250 pies] de la costa

1911 Primera plataforma de perforación

1925 Primera isla artificial de perforación

1932 Primer pozo perforado desde una plataforma independiente

1953 Primeros taladros móviles y sumergibles

1956 Se perfora a partir de 183 m [600 pies] de profundidad bajo el agua

1966 Primer taladro de perforación autoelevable

Profundidad del mar

1970 Perforación guía a partir de 456 m [1497 pies] de profundidad bajo el agua

1971 Primera embarcación con sistema de posicionamiento dinámico

1987 Récord de perforación a partir de 2292 m [7520 pies] de profundidad bajo el agua

1994 Récord de producción de petróleo a partir de 1027 m [3370 pies] de profundidad bajo el agua

1996 Récord de producción de

petróleo a partir de 1709 m [5607 pies] de profundidad bajo el agua

Actividades submarinas

1961 Primer árbol de válvulas submarino

1973 Primer plantilla (template) de pozos múltiples submarinos

1991 Récord de tubería horizontal submarina de 48 km [30 millas] de longitud

1992 Primer árbol horizontal

1996 Récord de tubería horizontal

submarina de 109 km [68 millas] de longitud

1997 1000 pozos submarinos completados2000 Récord de perforación a

partir de 2777 m [9050 pies] de profundidad bajo el agua

direcciones principales. En primer lugar y, según

lo previsto, los pozos se perforaban en zonas en

las que la columna de agua aumentaba año tras

año, hasta llegar al récord actual que es de 1852

m [6077 pies] en un pozo productor del campo

Roncador, en el área marina de Brasil.2 En la per-

foración con fines exploratorios, sin producción

real, Petrobrás alcanzó el récord de 2777 m [9050

pies], también en un área marina de Brasil. En e

Golfo de México, existen otras parcelas aún no

exploradas en las que la columna de agua supera

los 3050 m [10.000 pies].


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En una segunda dirección, los equipamientos

de completación de pozos se han sumergido en elagua. En lo que se denomina completación sub-

marina, los cabezales de los pozos que se

encuentran sobre el lecho del mar se conectan

con las líneas de flujo que transportan el petróleo

y el gas a la superficie (arriba a la izquierda). Al

contar con diversos puntos de acceso, es posible

alcanzar una mayor superficie del yacimiento res-

pecto de los pozos de alcance extendido, lo cual

permite explotar el volumen del yacimiento con

mayor eficacia. Asimismo, el uso de una insta-lación central común permite reducir el costo de

desarrollo del campo en forma significativa.

Los primeros pozos submarinos se completa-

ban desde taladros de perforación semisumergi-

bles con ayuda de buzos que dirigían el

emplazamiento de los equipos y operaban las

válvulas. Hoy en día, las completaciones sub-

marinas pueden resultar demasiado profundas

para los buzos, de tal modo que los equipamien-

tos de producción se controlan y manejan por

medio de vehículos operados por control remoto

(ROVs, por sus siglas en Inglés). El simple con-

junto de cabezal de pozo y tuberías de conduc-

ción se ha ampliado hasta incluir varios

cabezales conectados a un conjunto de válvulas

de distribución a través de líneas de flujo, y luego

a un sistema de producción flotante, a una

plataforma cercana o a las instalaciones em-

plazadas en la costa (izquierda). A través de gru-

pos de válvulas de distribución conectados a

puntos centrales submarinos se logra maximizar

la cobertura del yacimiento. La distancia horizon-

tal entre la completación submarina y su co-

nexión a la plataforma (tieback) ha aumentado

desde algunos cientos de metros hasta alcanzar

el récord de 109 km [68 millas], que ostenta el

campo Mensa en el Golfo de México.3

Cada vez con mayor frecuencia, las opera-

ciones que se realizaban originalmente en la

superficie se están trasladando al fondo del mar.La tecnología submarina disponible hoy en día

comprende una amplia variedad de equipamien-

tos y actividades: cables guía para descender los

equipos al fondo del mar, árboles de válvulas de

cabezal de pozo, o de producción, preventores de

reventones (BOPs, por sus siglas en Inglés),

árboles de intervención y de prueba; conjuntos

de válvulas de distribución, plantillas; ROVs,

líneas de flujo, tubos ascendentes (risers), sis-

temas de control, sistemas de distribución de

energía eléctrica, bombeo y medición de fluidos,

y separación y reinyección de agua. En una visión

futurística se puede imaginar inclusive un taladrode perforación instalado en el fondo del mar.4

El primer árbol de producción submarino fue

instalado en 1961 en un pozo operado por Shell

en el Golfo de México.5 Al cabo de 36 años, se

habían completado 1000 pozos submarinos. Los

paladines de la industria petrolera afirman que

para completar otros 1000 pozos se necesitarán

únicamente cinco años y que la expansión con-

tinuará a razón de 10% por año durante los próxi-

mos 20 años.

En algunas zonas, como el Golfo de México y

el área marina de Brasil, será necesario

traspasar las barreras de la tecnología limitadapor la profundidad. En todo el mundo, se han

completado sólo dos pozos desde profundidades

del fondo del mar superiores a los 1524 m [5000

pies]. Si bien está previsto un aumento en la can-

tidad de completaciones submarinas en todos los

rangos de profundidad, el más impresionante

será, sin duda, el correspondiente a las profundi-

dades extremas (próxima página)6.

4 Oilfield Review

> Arbol de producción submarino, con una líneade flujo conectada a la instalación de superficie.

> Arboles múltiples. Un grupo de cinco árboles deproducción submarina se encuentra conectado aun conjunto de válvulas de distribución, donde elflujo confluye en una única estación antes decontinuar hacia la superficie. En el fondo seobserva un segundo grupo de pozos submarinosinyectores de agua.


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A las profundidades de agua en cuestión, el

desplazamiento de hidrocarburos a través de las

tuberías, las válvulas y los tubos de conducción

implica un esfuerzo considerable. Las bajas tem-

peraturas y las altas presiones pueden provocarla precipitación de sólidos, que reducen o blo-

quean completamente el flujo. La precipitación

de asfaltenos y parafinas constituye un problema

en ciertos yacimientos, donde, por lo general, se

debe recurrir a una intervención en algún punto

de la vida del pozo. Las incrustaciones de mine-

rales también pueden restringir el flujo, por lo

cual es necesario impedir su formación o elimi-

narlas.7 La formación de hidratos de gas sólidos

puede causar bloqueos en las tuberías y en las

líneas de flujo, en especial cuando una mezcla de

agua y gas se enfría mientras fluye a lo largo del

lecho marino a través de una tubería de gran lon-gitud. Las técnicas de prevención utilizadas com-

prenden el calentamiento de las tuberías, la

separación del gas y el agua previo al desplaza-

miento del crudo y la inyección de inhibidores

para impedir la formación de hidratos.8 La co-

rrosión constituye otro enemigo de la continuidad

del flujo, y puede ocurrir cuando el agua de mar

entra en contacto con tuberías cargadas eléctri-

camente.

El acceso al pozo para realizar pruebas, inter-

venciones, tareas de reacondicionamiento o

adquisición de datos adicionales es un punto

clave a tener en cuenta. Tradicionalmente, en loscasos en que el desarrollo requiere el acceso al

pozo una vez realizada la completación, los ope-

radores se inclinan por soluciones adecuadas a

cada tipo de plataforma. Las plataformas inclu-

yen árboles de válvulas y equipamientos para el

control del pozo en la superficie, lo cual facilita el

acceso para introducir herramientas y modificar

las operaciones del pozo. Para realizar estas ta-

reas en pozos submarinos se necesita contar con

una embarcación o un taladro y, en muchos

casos, un tubo ascendente—un gran tubo que

conecta el pozo submarino a la embarcación y

aloja la sarta de perforación, el fluido de per-foración y los fluidos provenientes del hueco—

además de una adecuada planificación para

obtener estos instrumentos cuando fuesen nece-

sarios.

Todo estos factores hacen que los costos se

incrementen en forma significativa. En muchos

casos, se debe remover el árbol de producción

submarino. Para efectuar una reconexión a varios

pozos submarinos para realizar tareas de rea-

condicionamiento y recompletación, es necesario

contar con un sistema de intervención especial-

mente diseñado para controlar el pozo y permitir

que las otras herramientas pasen a través delmismo hasta alcanzar el nivel del yacimiento. En

la actualidad, el desarrollo de un árbol de prue-

bas de completación posibilita el acceso a los

pozos submarinos, lo cual permite un control más

confiable del pozo frente a cualquier tipo de

intervención. Más adelante en este mismo ar-

tículo se amplía la información sobre este tema.

La confiabilidad de los equipos representa

una gran preocupación en cualquier instalación

submarina. Una vez que los equipos se encuen-

tran instalados sobre el lecho del mar, se espera

que se mantengan en esa ubicación a lo largo de

toda la vida del pozo. Algunos operadorestodavía no están convencidos de que los sis-

temas submarinos resulten adecuados y confia-

bles en los emprendimientos en aguas ultrapro-

fundas. No obstante, un número cada vez mayor

de operadores van adquiriendo confianza en este

tipo de prácticas a medida que las compañías de

servicios introducen soluciones innovadoras y de

probada eficacia.

Equipamiento

La mayoría de los equipos especializados que se

utilizan en las instalaciones submarinas son dise-

ñados, fabricados, instalados y conectados por

empresas de ingeniería, constructoras y empre-

sas de manufactura. Las empresas ABB Vetco

Gray, FMC, Cameron, Kvaerner, Oceaneering,

Brown & Root/Rockwater, McDermott, Framo y

Coflexip Stena son algunas de las compañías que

suministran la mayor parte de los BOPs, los

cabezales de pozos, las plantillas, los árboles de

producción, los sistemas de control de produc-

ción, los colgadores de las tuberías de produc-

ción, las líneas de flujo, los cordones umbilicales,

los ROVs, los medidores multifásicos y bombas,

los separadores y los generadores de energía.

Las estructuras más grandes, como los conjuntos

de válvulas de distribución, pueden llegar a pesar

75 toneladas o más, y se pueden construir y

transportar en forma modular para luego armar-

los directamente sobre el lecho del mar en su

ubicación definitiva.

Asimismo, las compañías de serviciospetroleros y otros grupos suministran herramien-

tas y servicios especiales destinados al ambiente

submarino. Baker Hughes, Halliburton, Expro,

Schlumberger y otras empresas han desarrollado

soluciones para resolver problemas cruciales

relacionados con los hoyos.

Una de las mayores preocupaciones durante

la construcción y la operación de los pozos sub-

marinos consiste en mantener el control del pozo

en todo momento. Por lo general, existen dos

tipos de embarcaciones capaces de realizar la

perforación, la completación y los servicios sub-

siguientes en los pozos submarinos: un sistemaflotante atado o anclado al lecho del mar, y otro

que mantiene su ubicación sobre el pozo con un

sistema de posicionamiento dinámico. En ambos

casos, es fundamental que la embarcación se

mantenga en la ubicación correcta, o "en posi-

ción." Esta posición se puede describir como el

área que abarcan dos círculos concéntricos cuyo

punto central es la ubicación del pozo en el lecho

marino. El círculo interior representa el límite de

la zona preferida, mientras que el círculo exterior

representa el límite máximo aceptable para que

no se produzcan daños. Si las corrientes o las

condiciones climáticas provocan el movimientode la embarcación desde su lugar de emplaza-

miento, ésta cuenta con propulsores que la vuel-

ven a colocar en la posición deseada; mientras

tanto las tareas de perforación, pruebas,

completación o intervención del pozo continúan

normalmente.

6 Oilfield Review

Schlumberger ha diseñado una serie de árboles de válvulas

para operaciones, pruebas de pozos, completaciones e in-

tervenciones submarinas. La combinación de los diámetros

internos y externos de las herramientas, los valores de la

presión y la temperatura y los sistemas de control hacen

posible su adaptación a una amplia variedad de completa-

ciones submarinas y pruebas de pozos, además de diversas

profundidades y condiciones del hoyo.


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> Configuración de un árbol de completación y pruebas, y del conjunto preventor de reventones (BOP)submarino. El árbol de completación y pruebas se instala dentro del BOP para controlar un pozo activo

Preventorde reventones

Arbol de completación y pruebas

7. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A yKing G: “Fighting Scale—Removal y Prevention,” Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 31-45.

8. Para mayor información sobre inihibición de hidratos degas: Brandt et al, referencia 1: 11-12.

Primavera de 2000 7

Sin embargo, bajo condiciones extremas,

puede ocurrir que el sistema de posicionamiento

dinámico no sea suficiente para mantenerla en

posición, o bien puede surgir una situación que

podría poner en peligro la integridad de la embar-

cación. Pueden ocurrir problemas en el sistema,

como la falla del sistema propulsor o la pérdida

de alguna línea de anclaje, con lo cual la

embarcación sería arrastrada fuera de su

emplazamiento. También pueden presentarse

condiciones climáticas adversas o colisiones con

témpanos u otras embarcaciones. Bajo tales

condiciones, la embarcación con sistema de posi-

cionamiento dinámico sería arrastrada fuera de

su emplazamiento.

En todos estos casos sería necesario desco-

nectar la columna de asentamiento y el tubo

ascendente del pozo. Una vez tomada la decisión

de desconectar el pozo, las mejores prácticas

que se conocen en la industria petrolera para

operar en aguas profundas con embarcaciones

con sistema de posicionamiento dinámico exigen

que se complete todo el proceso en un lapso de40 a 60 segundos, dependiendo de las condi-

ciones y los sistemas utilizados. Sin embargo,

antes de desconectarse del pozo, y en un proceso

separado que dura en sí mismo entre 10 y 15

segundos, es necesario controlar todo el flujo

proveniente del pozo y no deben derramarse hi-

drocarburos en el mar. Ambos extremos del con-

ducto desconectado deben sellarse y, una vez

superadas las condiciones peligrosas, cuando se

considera que se puede volver a operar en forma

segura, se puede restablecer la conexión al pozo

y recomenzar las operaciones.

Las herramientas desarrolladas porSchlumberger y otras compañías para realizar

estas tareas se denominan árboles de com-

pletación y prueba submarinos. No se fijan en

forma permanente al lecho del mar como los

árboles de producción, si no que son recupera-

bles y cuando se los necesita se colocan dentro

del tubo ascendente por medio de una columna

de asentamiento, se corren dentro del conjunto

BOP y se conectan al colgador de la tubería del

árbol de producción (derecha). Estas herramien-

tas combinan dos características principales: la

parte de la herramienta que corresponde al sis-

tema de control transmite la información entre lasuperficie y la herramienta y facilita la activación

de las válvulas y los conectores. Las válvulas y

los conectores realizan la conexión, el control del

flujo y las operaciones de desconexión y recone-

xión con el árbol ubicado en el fondo del mar.


9/61

Schlumberger ha diseñado una serie de

árboles para operaciones, pruebas de pozos,

completaciones e intervenciones submarinas.

Las distintas combinaciones de los diámetros

internos y externos de la herramienta, los valores

de presión y temperatura y los sistemas de con-

trol hacen posible su adaptación a una amplia

variedad de completaciones submarinas y aplica-

ciones de pruebas de pozos, además de diversas

profundidades y condiciones del hoyo. Para

realizar pruebas de pozos se utiliza el sistema

SenTREE3, que es de menor diámetro. La he-rramienta SenTREE3 tiene un diámetro interno de

3 pulgadas y límites de operación de 15.000 lpc

[103,4 MPa] y 350°F [177°C]. Para las completa-

ciones e intervenciones, el sistema SenTREE7

cuenta con un diámetro interno de 73 ⁄ 8 pulgadas y

límites de operación de 10.000 lpc [68,9 MPa] y

325°F [163°C], con capacidad para operar en pro-

fundidades de hasta 10.000 pies. Una línea para

inyección de químicos permite introducir aditivos

en el pozo con el fin de prevenir la corrosión o la

formación de hidratos.

El sistema de control de cada herramienta

está instrumentado de acuerdo con los requeri-mientos de cada operador. El tiempo disponible

para la desconexión depende de varios factores:

la capacidad del sistema de posicionamiento

dinámico propio de cada embarcación, la profun-

didad del agua, las corrientes esperadas y la

altura de las olas y un análisis de operaciones

riesgosas. El diseño de las herramientas

SenTREE permite que las mismas se desconecten

cuando son sometidas a una tensión extrema y a

8 Oilfield Review

> Dentro del sistema SenTREE7. El módulo electrónico (arriba) interpretalas señales multiplexadas enviadas desde la superficie para controlar lasfunciones de la herramienta. Las líneas hidráulicas (izquierda) transmitenlas señales a las válvulas y a los conectores de la herramienta.

un ángulo mayor del que se puede alcanzar físi-camente en el conjunto BOP. Esto permite garan-

tizar la posibilidad de un desenganche controlado

bajo todas las condiciones. En zonas con profun-

didades de hasta 2000 pies [610 m], bajo condi-

ciones normales y desde una embarcación

anclada o amarrada, el tiempo necesario puede

ser de hasta 120 segundos. El tiempo es más

largo porque la embarcación se encuentra

anclada y no depende del sistema de posi-

cionamiento dinámico para mantenerse en posi-

ción. Por lo general, en estos casos el sistema de

control cuenta con un diseño hidráulico directo.

La señal de desconexión se envía a través de laslíneas hidráulicas a las válvulas solenoides que

se encuentran en el sistema de control de la he-

rramienta, que activan las válvulas de la he-

rramienta en forma hidráulica. Debido al

comportamiento del fluido y las líneas de control,

el tiempo necesario para que la señal de cegado

llegue hasta la herramienta submarina aumenta

de acuerdo con la profundidad. Para minimizar

este tiempo adicional en profundidades de hasta

4000 pies [1219 m] se trata de mejorar el sistemapor medio del uso de acumuladores de presión en

el sistema hidráulico submarino.

Cuando las profundidades son mayores, o en

operaciones realizadas desde una embarcación

con sistema de posicionamiento dinámico, la

desconexión se debe realizar en 15 segundos o

aún menos. A lo largo de la distancia en cuestión,

un sistema hidráulico por sí solo funciona con

demasiada lentitud, pero la combinación de un

sistema hidráulico y eléctrico hace posible que

una señal eléctrica rápida active la desconexión

controlada en forma hidráulica y ejecute el

cegado del flujo. Estos sistemas se conocen conel nombre de electrohidráulicos. En el caso del

sistema SenTREE3, el sistema de superficie envía

una señal eléctrica directa por medio de un cable

eléctrico hasta las tres válvulas solenoides del

sistema de control de fondo. Estas válvulas con-

trolan las tres funciones de la herramienta

SenTREE3, que consisten en cerrar las válvulas

de cegado, liberar la presión y efectuar la

desconexión.


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Válvula lubricador

Sistema de control

Válvula de purga/desahogo

Válvula de retención

Sistema de conexión

Válvula charnela

Válvula esférica

4

2

3

5

1

Herramienta SenTREE7

Primavera de 2000 9

Por otra parte, el sistema de control múlti-

plexado SenTREE7 realiza 24 funciones, que in-

cluyen abrir y cerrar cuatro válvulas, conectar y

desconectar dos herramientas, trabar y destrabar

el colgador de la tubería de producción, inyectar

sustancias químicas y monitorear la temperatura

y la presión (página anterior). Este sistema es

demasiado complicado para operar mediante una

señal eléctrica directa, por lo cual se envía una

señal multiplexada por un cable de perfilaje,

luego se interpreta con un módulo electrónico

submarino incluido en el sistema de control, el

que a su vez activa las funciones de la he-

rramienta. Además, los telémetros del sistema

eléctrico pueden suministrar datos acerca de la

presión, la temperatura, el estado de las válvulas

y demás parámetros que se requieran, con lo cual

se produce una comunicación de dos vías entre la

herramienta y la superficie. El sistema de control

multiplexado de Schlumberger es el método

probado más veloz disponible hasta el momento.

El sistema de cegado incluye una válvula

esférica, válvulas charnelas y un sistema de

conexión. El sistema se completa con una herra-

mienta para bajar el colgador de la tubería de

producción (THRT, por sus siglas en Inglés). Una

junta espaciadora separa las válvulas del sistema

de conexión a los efectos de ajustar el espacia-

miento de los arietes empaquetadores de cual-

quier configuración del conjunto BOP submarino .

Esto permite que se puedan cerrar los arietes en

el caso de producirse un reventón (abajo).

Junta conectora

Válvula de purga/desahogoVálvula de retención

Tubo de corte

Unidad del sistema de conexión

Unidad de válvulas

Junta espaciadora

Colgador ajustable

Tubo ascendente

Válvula Hydril

Arietes de corte

Arietes ciegos

Arietes para tubería

Arietes para tubería

Conjunto BOP

Herramienta SenTREE3

> Herramientas de la serie SenTREE para pruebas y completaciones submarinas. Las herramientasSenTREE3 (izquierda) y SenTREE7 (derecha) presentan un diseño similar, que incluye válvulas ysistemas de conexión para cegar el flujo del fluido y desconectarse del pozo en una operación contro-lada. La herramienta SenTREE3 (amarillo) aparece dentro de un conjunto BOP (verde). Los compo-nentes del sistema SenTREE7se encuentran numerados en el orden de activación en el caso de quesea necesario realizar una desconexión.


11/61

Certificados otorgadospor Det Norske Veritascuando los módulospasan la prueba deaceptación de fábrica, yGary Rytlewski, jefe deingeniería submarina enel centro deCompletaciones deYacimientos deSchlumberger.

>

Las válvulas están diseñadas para mantener

presiones ejercidas desde adentro o desde

afuera del sistema. Para garantizar el ais-

lamiento del fluido, las válvulas operan en orden;

en primer lugar, la válvula esférica, luego las

válvulas charnelas inferiores impiden la entrada

del fluido proveniente del pozo; en segundo lugar,

se cierra la válvula de retención ubicada por

encima del sistema de conexión para contener

los fluidos que se encuentran en la tubería que

lleva a la superficie; en tercer lugar, se permite la

salida de la pequeña cantidad de fluido atrapadaentre las dos válvulas hacia el tubo ascendente;

por último, se desconecta la sección superior,

que se puede separar del conjunto BOP. Si se va

a desconectar el tubo ascendente al mismo

tiempo, se cierran los arietes ciegos del conjunto

BOP en este momento y se desconecta el tubo

ascendente de perforación. La embarcación

puede, entonces, abandonar su posición dejando

el pozo bajo control. El diseño de un árbol sub-

marino de completación y prueba se basa en la

capacidad de realizar una desconexión contro-

lada: un hecho que tanto el operador como la

compañía de servicios desearían que nunca seproduzca, pero que, llegado el caso, deben tener

la capacidad de manejarlo.

El diseño y el proceso de fabricación de los

árboles de completación y pruebas difieren bas-

tante comparados con otras herramientas que

brindan servicios en los campos petroleros. Las

herramientas operadas a cable o las herramien-

tas de perfilaje durante la perforación, fueron

diseñadas por las compañías de servicios para

ser utilizadas cientos de veces en muchos pozos

y para adaptarse a una amplia variedad de condi-

ciones. Los árboles submarinos de completación

y pruebas constan de módulos convencionales,

que deben ser adaptados a las especificaciones

de cada proyecto y dependen de las dimensiones

del conjunto BOP, de la capacidad de corte y de

las dimensiones del sistema del colgador de la

tubería de producción; todo ello de acuerdo con

un tiempo de desarrollo y entrega sumamente

ajustados.

En la construcción de los diferentes compo-

nentes de una instalación submarina participan

diversos proveedores, y cada componente debe

ajustarse y funcionar con los demás de acuerdo

con lo programado. Las demoras que se produz-

can en la disponibilidad de las herramientas

significan demoras en la producción. Las herra-

mientas mismas son físicamente enormes

(izquierda), puesto que dentro de ellas han de

caber hasta las más grandes herramientas ope-

radas por cable de acero. Las dimensiones

substanciales y el peso de estos equipos hace

necesaria la utilización de equipos especiales y

grúas para su movimiento y manipulación. Por lo

general, la operación, el acarreo y el mante-

nimiento de las herramientas se realizan eninstalaciones especiales en las que también se

ocupan de los equipos de prueba de pozos.

Cada árbol de completación y pruebas debe

estar adaptado para ajustarse a un árbol de pro-

ducción submarino y una combinación de BOP

específicos, de los cuales aparentemente no

existen dos versiones iguales.

Los primeros árboles de producción eran en

su mayoría árboles de “doble hueco,” con un

hueco de producción y otro hueco separado para

el espacio anular, que pasan a través del árbol en

forma vertical y con válvulas orientadas también

10 Oilfield Review

> En la fotografía se puede apreciar una herramienta tan grande como el equipo de trabajo. Elgrupo de ingeniería de la herramienta SenTREE en el centro de Completaciones de Yacimientosde Schlumberger ubicado en Rosharon, Texas, EE.UU. La fotografía ilustra el gran tamaño de laherramienta SenTREE7.

9. Richborg MA y Winter KA: “Subsea Trees andWellheads: The Basics,” Offshore 58, no. 12(Diciembre de 1998): 49, 51, 53, 55, 57.


12/61

Primavera de 2000 1

en forma vertical. También existían algunos

árboles con huecos concéntricos en los que no

era posible acceder al espacio anular.9 Algunos

fabricantes denominan árbol vertical a ambos

tipos de árboles de producción.

La desventaja de este tipo de árbol es que se

instala por encima del colgador de la tubería de

producción, de manera tal que si se debiera reti-

rar la tubería para realizar un reacondi-

cionamiento, se debería quitar el árbol de

producción, que por lo general pesa unas 30

toneladas. En ciertos casos, esto también implica

quitar los cordones umbilicales o incluso las

conexiones de las tuberías de conducción.

En 1992 se introdujo un nuevo tipo de árbol

de producción: el árbol horizontal. En este caso,

el hueco de producción y hueco del espacio anu-

lar se desvían desde los costados del árbol y las

válvulas se encuentran orientadas en forma hori-

zontal. En algunos casos se los denomina árboles

de válvulas laterales. Dado que la tubería de pro-

ducción se encuentra asentada dentro de un

árbol horizontal, se puede acceder a ella o

quitarla sin mover el árbol, con lo cual la inter-

vención resulta mucho más fácil. Cada tipo de

árbol de producción tiene un diseño diferente en

lo que respecta al conjunto BOP, el cabezal del

pozo y el colgador de la tubería de producción,

razón por la cual requiere su propio árbol de com-

pletación y pruebas.

Su diseño único y la combinación de los

métodos eléctrico e hidráulico en el sistema de

control hacen del SenTREE7 de Schlumberger un

árbol submarino de completación y pruebas

sumamente versátil y adaptable a las necesi-

dades de cada proyecto (abajo). Estos equipos se

construyen a medida para cada cliente, de ma-

nera tal que encajen dentro de un conjunto BOP

con cualquier espaciamiento entre los arietes

empaquetadores, y que puedan interactuar con

cualquier herramienta utilizada para bajar el col-

gador de la tubería de producción.

La confiabilidad de las herramientas

Lo primero que hay que tener en cuenta cuando

se selecciona un árbol submarino de com

pletación y pruebas es su confiabilidad

Schlumberger garantiza la confiabilidad de estos

sistemas a través de pruebas meticulosas y sis

temáticas. Cada uno de los componentes de cada

herramienta pasa por pruebas con varios niveles

de escrutinio.

La primera prueba formal es la prueba de

aceptación de fábrica (FAT, por sus siglas en

Inglés), en la cual se prueban los módulos indi

viduales. Un representante de Det Norske Veritas

se encuentra presente durante las pruebas y

revisa los cálculos que muestran el tipo de opera

ciones que dicha herramienta debería realizar de

acuerdo con su diseño (página previa, abajo).

Sin embargo, los cálculos por sí solos no

garantizan que una herramienta vaya a funciona

bajo las condiciones extremas que existen en e

ambiente submarino. Los operadores necesitan

algo más que cálculos numéricos cuando está en

juego la seguridad de su personal, de susequipos y del medio ambiente. El costo que

implica instalar una herramienta básica subma

rina a los costos diarios actuales—que com

prende un día o más para llevar la herramienta a

la profundidad deseada, algunas horas para

detectar que no funciona correctamente, y uno o

dos días más para traerla a la superficie—puede

alcanzar la suma de un millón de dólares, sin te

ner en cuenta el costo de las reparaciones. La

confiabilidad de otros tipos de equipos se puede

comprobar en embarcaciones con laboratorios

presurizados, pero probar un árbol de completa

ción submarina en una embarcación presurizadano constituye una tarea fácil. Con este propósito

Un equipo de ingenieros arma unaherramienta SenTREE7 para someterlaa una prueba en el centro deCompletaciones de Yacimientosde Schlumberger.

>


13/61

Presión externade 5000 lpcVálvula inferior a la zona de interés

Válvula superior a la zona de interés

8x funciones de control

Arbol de pruebaSenTREE7

Sistema de conexióna la herramientausada para bajarel colgador de latubería de producción

el grupo de Completaciones de Yacimientos de

Schlumberger diseñó y construyó una instalación

de grandes dimensiones para realizar pruebas de

herramientas a alta presión (arriba).

Esta cámara hiperbárica de pruebas se en-

cuentra en Rosharon, Texas, EE.UU. y para cons-

truirla se excavó una fosa de 11 m [35 pies] de

profundidad con un hueco de 48 cm [19 pulgadas]

de diámetro interno para sostener un árbol de

completación completo en condiciones equiva-

lentes a 10.000 pies de profundidad bajo el agua.En este lugar, es posible recrear cualquier escena-

rio de presión submarina para imitar las condicio-

nes esperadas en cualquier trabajo y comprobar

el correcto funcionamiento de la herramienta.

Las pruebas de calificación garantizan que los

módulos se ajustan a los estándares específicos

de la industria en cuanto a su funcionamiento,

tales como los establecidos por el Instituto

Americano del Petróleo (API). Los estándares API

especifican, por ejemplo, que un módulo debe

funcionar a una cierta temperatura, con una pre-

sión y una tasa de flujo determinadas, con diver-

sos fluidos, durante un determinado tiempo.Estas pruebas se realizan en el Instituto de

Investigación del Sudoeste en San Antonio,

Texas, de acuerdo con ciertas pautas fijadas por

la industria petrolera; pautas que otros equipos

submarinos también deben cumplir.

Otro de los ensayos en los que se requiere la

colaboración de terceros es la prueba de inte-

gración del sistema (SIT, por sus siglas en Inglés),

en la cual todos los componentes de todos los

proveedores se ensamblan para la simulación de

una operación submarina real. El cliente, por lo

general, se encuentra presente y observa la

prueba integrada. Los equipos y servicios que se

someten a esta prueba son: el árbol de produc-

ción submarina, el conjunto de válvulas de dis-

tribución, las líneas de flujo flexibles y rígidas, elcontrol a través de cordón umbilical, el árbol de

completación submarina y el sistema de control

SenTREE7, la herramienta utilizada para correr el

colgador de la tubería de producción, el colgador

de la tubería, la unidad de línea de arrastre, un

ROV de prueba y las grúas. Asimismo, todo el

personal que trabajará en el campo también es

testigo de las pruebas. En algunos casos, los

conectores que integran los sistemas de moni-

toreo permanente y los equipos de pruebas aso-

ciados con los mismos también forman parte del

SIT. Toda interfaz entre la herramienta SenTREE7

o la herramienta utilizada para bajar el colgador

de la tubería de producción y una completación

inteligente o de avanzada debería ser incorpo-

rada al SIT, para eliminar de esa manera la posi-bilidad de que surjan problemas en las áreas

marinas, que resultarían sumamente costosos.

Este sistema garantiza el correcto funciona-

miento de todo el equipamiento en el campo.

A continuación se presentan ejemplos reales,

en los que se demuestran las funciones que

cumplen los árboles de completación y pruebas

en las distintas etapas de la vida del pozo, desde

la exploración y la completación hasta su inter-

vención y abandono.

12 Oilfield Review

> Laboratorio de alta presión y de grandes dimensiones para probarla confiabilidad de las herramientas submarinas, con el cabezal depozo a nivel del suelo (ver fotografía). Se pueden crear condicionessemejantes a las esperadas en una instalación submarina conpresiones equivalentes a los 10.000 pies de columna de agua.


14/61

Primavera de 2000 13

Prueba de pozos

Durante la etapa de exploración de un pozo, una

vez descubierta una zona potencial de produc-

ción, se lleva a cabo una prueba del pozo con el

fin de evaluar la producción y la capacidad de

fluencia del mismo. Para probar un pozo sub-

marino, se emplea una herramienta de prueba

bajada, a través del conjunto BOP, con la columna

de perforación (DST, por sus siglas en Inglés). Por

lo general, una sarta DST consta de cañones,

sondas, un transportador de sondas de presión y

temperatura con capacidad para realizar lecturas

desde la superficie, un empacador recuperable y

válvulas para efectuar las pruebas. Se conecta

por medio de tuberías hasta el lecho del mar, y

luego a un árbol de pruebas recuperable que con-

trola el pozo y se coloca en el conjunto BOP para

garantizar que, de ser necesario, se podrá

desconectar en forma controlada. Los fluidos

provenientes del yacimiento entran en contacto

con sondas de la sarta, donde se miden la pre-

sión y la temperatura en condiciones de fondo,

luego recorren la tubería de producción y el árbolde pruebas y, finalmente, llegan a la superficie.

En el año 1974, cuando Flopetrol-Johnston

Schlumberger introdujo la primera herramienta

de prueba submarina denominada E-Z Tree, se

comenzaron a realizar operaciones de prueba

desde embarcaciones que contaban con el nivel

de seguridad necesario. Desde entonces, la tec-

nología ha evolucionado y otras compañías han

diseñado distintas herramientas con fines rela-

cionados. Hoy en día, Halliburton y Expro ofrecen

herramientas y servicios similares. Por su lado,

Schlumberger ha desarrollado el árbol de prue-

bas SenTREE3.

En un trabajo de pruebas submarinas rea-

lizado para Chevron, fue posible confirmar la

capacidad de desconexión controlada del sis-

tema SenTREE3 bajo condiciones climáticas se-

veras en el Mar del Norte. En la locación del pozo

la profundidad del lecho marino era de 116 m

[380 pies], y se utilizó una herramienta SenTREE3

equipada con un sistema de control hidráulico. La

prueba en este yacimiento de petróleo pesado se

realizó con una bomba electrosumergible y una

herramienta DST. Las condiciones climáticasempeoraron de tal manera que el promedio de

oscilación vertical de la marea alcanzó los 4,6 m

[15 pies]. En ese momento, el operador decidió

detener la prueba y efectuar la desconexión. Se

activaron las válvulas de cegado y la herramienta

fue desconectada y levantada (abajo a la

izquierda). Se desconectó el tubo ascendente y la

embarcación se desplazó.

Cuando las condiciones climáticas mejoraron

la prueba de pozo fue interrumpida y el objetivo

principal consistió en reconectar y recuperar la

herramienta DST. Se realizó la reconexión con to

do éxito y se pudo recuperar la herramienta de

prueba.

Otro ejemplo de pruebas submarinas exitosas

proviene del campo Barden, ubicado en el Ma

del Norte en Noruega y operado por un consorcio

formado por Norsk Hydro, BP, Shell, Statoil y

Saga Petroleum. A principios de 1998, los ope

radores decidieron evaluar el nuevo descubri

miento con la herramienta SenTREE3 y fueron los

primeros del mundo en utilizar el módulo de con

trol electrohidráulico de Schlumberger (abajo)

La embarcación Ocean Alliance, equipada con esistema de posicionamiento dinámico, mantuvo

> Desconexión de emergencia del sistema SenTREE3 durante una prueba depozo realizada para Chevron. El sistema hidráulico de control se desconectódel árbol de pruebas submarino cuando las condiciones climáticas se tornaron peligrosas, y luego, una vez que el tiempo hubo mejorado, se logróreconectar para recuperar el árbol de pruebas y la herramienta DST.

> La herramienta SenTREE3 con controlelectrohidráulico utilizada para efectuarpruebas en el campo Barden en el Mardel Norte en Noruega.


15/61

su posición en las agitadas aguas, cuyas profun-

didades alcanzaban los 857 m [2812 pies]. Frente

a esta combinación de mares potencialmente agi-

tados y profundidades moderadas, la capacidad

de realizar una desconexión en forma rápida

resulta aún más crítica que en zonas de aguas

más profundas, puesto que el ángulo del tubo

ascendente respecto de la vertical cambia más

rápidamente a medida que la embarcación se

aleja de su posición, y se llega más rápido al

ángulo máximo de desconexión permitido.Afortunadamente, el clima se mantuvo calmo

durante los siete días que duró la prueba del

pozo. Una sonda para medir la presión y la tem-

peratura colocada dentro de la herramienta

SenTREE3 monitoreaba las condiciones de fluen-

cia, con el fin de prevenir la formación de hidra-

tos. Los fluidos del yacimiento pasaban a través

de la sarta de pruebas del Sistema Inteligente de

Implementación Remota (IRIS, por sus siglas en

Inglés). Los hidrocarburos líquidos producidos se

quemaron con el nuevo quemador EverGreen, que

no produce humo ni desprendimiento de sólidos.

En los tres años transcurridos desde su intro-

ducción, esta nueva tecnología de pruebas sub-

marinas se ha extendido a otras áreas de

exploración. Se han realizado otras dos pruebas

de pozos con la herramienta SenTREE3 munida

del sistema de control electrohidráulico: una de

ellas en el área marina de Brasil y la otra en

Nigeria. Aproximadamente se han realizado 300

trabajos más con el dispositivo SenTREE3 y lossistemas avanzados de control hidráulico en

áreas marinas de Brasil, Africa Occidental,

Australia, Indonesia y el Golfo de México.

Completaciones

Las operaciones descritas hasta el momento

están relacionadas con la exploración submarina

y la evaluación de pozos con completaciones

temporarias. Una vez realizadas las pruebas, se

extraen el empacador, la sarta de pruebas y la

tubería de producción y, el conjunto BOP queda

en control del hueco, ya sea para su posterior

abandono o para realizar re-entradas. La insta-

lación de una completación permanente, o una

sarta de tubería de producción, se realiza durante

la etapa de desarrollo, cuando se perforan y se

completan los pozos productivos, o bien cuando

se recompleta un pozo existente. El proceso

básico de completar un pozo submarino con un

árbol de producción horizontal se puede describir

como una serie de cinco pasos, que comprendenvarias tareas derivadas dentro de las cinco cate-

gorías principales:

Suspensión del pozo —Suspender el flujo del

pozo inyectando fluidos para matar pozos; colo-

car tapones para cegar el flujo; recuperar el tubo

ascendente y el conjunto BOP.

Instalación del árbol de producción —Instalar

el árbol horizontal; bajar nuevamente las válvulas

BOP de perforación, recuperar los tapones y la

columna de suspensión provisoria.

14 Oilfield Review

1 2 3 4

5. Bajada del árbol horizontal submarino. 6. Asentamiento del árbol, trabado del conector, prueba de los sellos y las válvulas con el ROV. Fijación de los

cables guía y liberación de la herramienta utilizada para bajar el árbol. 7. Bajada del conjunto BOP y acoplamiento con el árbol horizontal, trabado delconector, bajada de la herramienta de prueba de las válvulas BOP y ensayo del árbol de pruebas. 8. Recuperación del empacador de suspensión,remoción de la camisa de desgaste del árbol, montaje del sistema SenTREE7, reestibado.

5 6 7 8

Revestidorde 133 /8

pulgadas

Empacador desuspensión

Revestidor de103 /4 por

95 /8 pulgadas

> Secuencia de una completación submarina. 1. Completación de la perforación e instalación del empacador de suspensión. 2. Recuperación del tuboascendente de perforación y del conjunto BOP, desplazamiento del taladro. 3. Recuperación de la base guía de perforación con ayuda del ROV. 4. Bajadade la base de producción y conexión en el cabezal del pozo de 30 pulgadas.


16/61


Completación —Cambiar el fluido en el pozo

por fluido de completación; acondicionar el pozo

antes de comenzar el proceso de completación;

realizar la completación con equipamiento de

producción y la herramienta de completación

submarina y pruebas.

Instalación e intervención —Cerrar los arietes

empaquetadores; asentar y probar el colgador;

fijar y probar el empacador; crear condición de

presión inversa en el pozo; cañonear; establecer

flujo de limpieza; extraer la columna de asen-tamiento.

Aislamiento y preparación para la pro-

ducción —Bajar y fijar el tapón del colgador; abrir

los arietes empaquetadores; desconectar la he-

rramienta utilizada para bajar el colgador y la

tubería de producción (THRT), extraer la herra-

mienta THRT fuera del hueco con la columna de

asentamiento. Bajar el sombrero interno del

árbol; bajar y fijar el tapón del sombrero interno

del árbol.10 Desconectar la herramienta THRT del

sombrero interno del árbol; recuperar la columna

de asentamiento; recuperar el conjunto BOP y el

tubo ascendente.

Dos compañías de servicios petroleros, Expro

y Schlumberger, ofrecen herramientas y servicios

para la completación de pozos submarinos de

gran diámetro con árboles horizontales. ABB

Vetco Gray, una compañía de ingeniería que en la

actualidad se ocupa del suministro de colgadores

de tubería de producción, trabaja activamente

para desarrollar y ofrecer servicios de comple-tación. A medida que los proveedores de servi-

cios adquieren mayor experiencia y acumulan un

historial de operaciones exitosas en completa-

ciones submarinas con árboles horizontales, los

operadores comprenderán las ventajas que ofre-

cen estos nuevos árboles en lo que respecta a fa-

cilitar las tareas de completación e intervención.

A fines de 1999, la compañía Shell en sus

operaciones de Sarawak, Malasia, logró ahorros

importantes al pasar rápidamente de la etapa de

exploración a la de producción utilizando un árbo

submarino horizontal ya preparado, que resultó

ser el primer árbol horizontal empleado por esta

compañía. El uso del árbol de completación

SenTREE7, les permitió completar con todo éxito

el pozo submarino 12 días antes de lo previsto sin

un minuto de pérdida, lo que significó impor

tantes ahorros para la empresa. Schlumberge

estuvo trabajando desde las etapas iniciales de

planeamiento del proyecto, lo cual sirvió para

garantizar que las operaciones se llevarían acabo sin dificultades.

La completación se realizó mediante una se

rie de pasos: se terminó la perforación y se asen

tó el árbol de producción, se bajó la columna de

completación con la herramienta SenTREE7 y se

conectó el pozo a un equipo de pruebas de pozo

(página previa, arriba y próxima página, abajo).

13. Ejecución de la prueba de producción, estimulación con ácidos y pruebas a varias tasas de producción. 14. Desconexión de la herramienta THRT y

recuperación de la columna de asentamiento y de la herramienta SenTREE7. Desmontaje del equipo de prueba de producción y del cabezal de flujo.15. Bajada del sombrero interno del árbol. 16. El ROV cierra las válvulas. Recuperación de la herramienta THRT y de la columna de asentamiento.(continúa en la página

10. El sombrero del árbol es una cubierta que sella losconductos verticales en un árbol de producciónsubmarino.

9. Bajada de la columna de completación, armado de la herramienta para bajar el colgador de la tubería de producción (THRT) y armado del sistemaSenTREE7 sobre el colgador; bajada de la columna de asentamiento con conexión a través de cordón umbilical, armado del cabezal de control de superfichasta la columna de asentamiento. 10. Asentamiento del colgador en el árbol de producción y prueba de los sellos. Montaje del equipo de perfilaje yrecuperación de la camisa conectora. Bajada de los protectores de los asientos. Circulación de agua potable por la tubería de producción para estableceuna caída de presión. Bajada del tapón con cable de perfilaje, prueba de la columna y fijación del empacador. 11. Montaje del equipamiento de pruebas dproducción. Montaje del cable de perfilaje y del lubricador. 12. Bajada de los cañones, carrera de correlación y cañoneo del pozo.

12119

Tubería deproducción con

roscas cromadasde 75 /8 pulgadas

Receptáculocon hueco pulido

(PBR) de 7 pulgadas

Empacadorpermanente deproducción de

95 /8 por7 pulgadas

10

Tubería cortade producciónde 7 pulgadas

Cañón

1413 1615


17/61

1817 19 20

A mediados de 1999, Texaco había estable-

cido un récord en lo que respecta a las completa-

ciones submarinas en aguas profundas en el

campo Gemini del Golfo de México (abajo). Se

utilizó el árbol de completación submarinaSenTREE7—un sistema mejorado con activación

hidráulica directa—en el proceso de com-

pletación de tres pozos submarinos a 1037 m

[3400 pies] de profundidad bajo el agua. En ese

momento, esto constituía un récord mundial en la

industria petrolera para este tipo de sistemas de

completación submarina. El sistema mejorado de

activación hidráulica directa SenTREE7 permitió

bajar la columna de completación de 5 pulgadas

de diámetro junto con un colgador de tubería de

producción Cameron sobre una columna de asen-

tamiento de 7 pulgadas de diámetro y de 14,5

kg/m [32 libras/pie]. Las completaciones se

realizaron desde una embarcación anclada,Diamond Offshore Ocean Star , y el sistema

hidráulico de control suministró un tiempo de

respuesta de 120 segundos para controlar el

pozo y, en caso de ser necesario, desconectar la

columna de asentamiento.

Una vez finalizadas las completaciones, se

realizaron pruebas de pozos en superficie desde

la embarcación anclada. El primer pozo se puso

en fluencia hacia la embarcación Diamond Ocean

Star durante un total de 65 horas, al cabo de las

cuales se obtuvo una tasa final de gas de 80

MMscf/D (2,2 millones de m3 /d), gas condensado

a razón de 1500 bbl/día (238 m3 /d) y agua a razón

de 220 bbl/día (32 m3

/d). En la línea de inyecciónde productos químicos de la herramienta

SenTREE7 se inyectó alcohol metílico en forma

continua, para impedir la formación de hidratos

durante el período de flujo. La herramienta tam-

bién se utilizó para facilitar la instalación del

sombrero interior del árbol. Schlumberger tam-

bién suministró los equipos para las pruebas de

superficie y los servicios y equipos para la detec-

ción de arena durante la limpieza del pozo. Todos

estos servicios, incluyendo la operación de la

herramienta SenTREE7, fueron prestados con el

100% de tiempo de servicio.

Desde entonces, se ha establecido un nuevorécord de profundidad bajo el agua, una vez más

con la herramienta SenTREE7, en otro campo del

Golfo de México. Ocurrió a fines de 1999, con una

completación realizada por Schlumberger y un

árbol de pruebas operado desde una embar-

cación anclada, como en el caso anterior, pero en

esta oportunidad se trataba de una profundidad

del lecho marino de 1417 m [4650 pies]. Este

récord se estableció durante la completación de

un pozo en una zona desarrollada por sólo cinco

pozos, utilizando un sistema de herramientas

similar al empleado en el campo Gemini; también

en este caso el sistema mejorado de controlhidráulico directo aseguró un tiempo de

respuesta de 120 segundos.

Se han realizado completaciones de este tipo

en distintos pozos ubicados en Africa, en el Golfo

de México y en el Reino Unido, y se han planifi-

cado aún más para el año 2000. A partir de la

experiencia excepcional obtenida en el campo

16 Oilfield Review

> Desarrollo submarino en el campo Gemini. Tres pozos submarinos explotados por Texaco en elGolfo de México fueron completados con el sistema SenTREE7 desde una embarcación anclada.

> Secuencia de una completación submarina (continuación). 17. Recuperación del conjunto BOP y de las guías de los cables. 18. Instalación del sombrerode residuos, desplegado de las patas telescópicas. 19. Suspensión del pozo. 20. Conexión a la línea de producción.


18/61


Gemini, Texaco eligió a Schlumberger como la

compañía proveedora de los servicios de com-

pletaciones en 15 pozos submarinos en el campo

Captain del Mar del Norte. Asimismo, se han

realizado varios contratos para la provisión deservicios de pozos múltiples con las principales

compañías petroleras que se encuentran

operando en el Golfo de México.

En especial, BP Amoco ha firmado un contrato

a tres años con Schlumberger para realizar servi-

cios de completación submarinos en varios pozos

de sus campos del Golfo de México. En dos de

ellos, la profundidad del lecho marino llega a los

2134 m [7000 pies]. Estos pozos serán completa-

dos desde la embarcación Enterprise , un barco

de perforación con sistema de posicionamiento

dinámico. Esto hará necesario el uso del sistema

de control multiplexado de aguas profundas, quepermite una desconexión controlada en el tér-

mino de 15 segundos. La totalidad del sistema

multiplexado superó con éxito una rigurosa

prueba de calificación y cumplió los estrictos

requerimientos de BP Amoco, incluyendo el

tiempo de desconexión de 15 segundos. BP

Amoco adquirió un equipo de pruebas de pozos

en superficie, que instaló en la embarcación

Enterprise para ser utilizado en pruebas de pozos

y para producción temprana.11

por sus siglas en Inglés): se trata de un disposi-

tivo especialmente diseñado para ser desple

gado y operado desde una embarcación equipada

con sistema de posicionamiento dinámico, y per

mite el acceso a los pozos submarinos activospor medio de cables de perfilaje o de tuberías

flexibles, sin necesidad de recurrir a un conjunto

BOP convencional y a un tubo ascendente

marino. Las técnicas de perfilaje tienen una apli

cación limitada en los cientos de pozos submari

nos que se encuentran sumamente desviados o

en el caso de los pozos horizontales. Un sistema

de intervención debe ser capaz de transportar las

herramientas y los fluidos en pozos muy desvia

dos. Con frecuencia, esto es posible con el uso de

las tuberías flexibles.

A fines de 1997, se llevó a cabo por primera

vez en el mundo una intervención con tuberíaflexible desde la embarcación CSO Seawell en e

campo Gannet ubicado en el Mar del Norte y

perteneciente a Shell. Los representantes de

grupo de servicios de intervención de pozos de

Schlumberger, junto con los de Dowell, Coflexip

Stena Offshore y Shell Subsea Engineering and

Underwater Engineering evaluaron en forma con

junta los riesgos relacionados con el desarrollo

del sistema. En la embarcación CSO Seawell , se

instaló una estructura de levantamiento y trans

porte construida especialmente para mantener e

tubo ascendente en tensión y poder así desple

gar la tubería flexible. En principio, se probó esistema sobre un cabezal de pozo suspendido y

se realizaron con éxito varias operaciones

conexión y desconexión de rutina; verificación de

la cabeza giratoria; bajada de la tubería flexible

en el hueco; perfilaje y circulación; desconexión

de emergencia con 1100 lpc [7587 KPa] en el tubo

ascendente y desmontaje. En el pozo activo

Gannet, se realizó una prueba de perfilaje de pro

Intervenciones

La mayoría de los pozos requieren algún tipo de

intervención a lo largo de su vida útil. Las inter-

venciones comprenden una serie de operaciones

que pueden contribuir a extender la vida produc-tiva de un pozo, como por ejemplo, instalar o

reparar las válvulas de control de superficie

instaladas en el subsuelo, reemplazar las válvu-

las del sistema de levantamiento artificial por

gas, obtener registros de producción, extraer

tuberías de producción averiadas, eliminar

incrustaciones minerales o parafinas, cañonear

nuevas secciones y cementar los cañoneos para

cegar el flujo de agua. Algunas compañías

sostienen que más de la mitad de su producción

proviene de pozos submarinos, por lo cual les

resultaría inadmisible ver reducida su producción

por algún problema que se podría subsanar me-diante algún tipo de intervención.12

Las intervenciones se pueden realizar y, de

hecho se realizan, con un taladro de perforación

y un tubo ascendente marino; sin embargo, como

en el caso de los pozos submarinos este sistema

constituye una propuesta demasiado costosa, la

industria petrolera se ha visto obligada a desa-

rrollar métodos más económicos para realizar

intervenciones submarinas.

Los servicios de intervención de pozos sub-

marinos que ofrece Schlumberger, junto con

Coflexip Stena Offshore (CSO), han ideado una

alternativa económica para la intervención sen-cilla de pozos, es decir la que se puede realizar a

través de la tubería de producción. La empresa

Coflexip Stena Offshore diseñó especialmente y

construyó dos embarcaciones monocasco con

sistema de posicionamiento dinámico, la CSO

Seawell y la CSO Wellservicer . El grupo de inter-

vención de pozos de Schlumberger desarrolló el

lubricador para intervenciones submarinas (SIL,

11. Para obtener más información sobre los sistemas deproducción temprana, consultar: Baustad T, Courtin G,Davies T, Kenison R, Turnbull J, Gray B,Jalali Y, Remondet J-C, Hjelmsmark L, Oldfield T,Romano C, Saier R y Rannestad G: “Cutting Risk,Boosting Cash Flow y Developing Marginal Fields,”Oilfield Review 8, no. 4 (Invierno de 1996): 18-31.

12. McGinnis E: “Coiled Tubing Performance UnderliesAdvances in Intervention Vessels,” Offshore 58, no. 2(Febrero de 1998): 46-47, 72.


19/61

ducción con la herramienta instalada dentro de la

tubería flexible durante cuatro días y no se re-

gistró ningún momento de improductividad

(abajo).

A partir del desarrollo del SIL en 1985, se han

registrado más de 1166 días operativos y más de

275 pozos submarinos en los que se ha utilizado

el lubricador de la embarcación CSO Seawell .13 El

éxito de estas operaciones se fundamenta en dos

factores clave: la eficiencia y la efectividad en

costos de las mismas. En comparación con

operaciones realizadas desde una unidad de per-

foración móvil, el ahorro en materia de costos

oscila entre el 40 y el 60%.

desde una embarcación con sistema de posi-

cionamiento dinámico y con el apoyo de buzos,

es decir una embarcación no equipada especial-

mente para tareas de perforación. Los dos fac-

tores preponderantes que jugaron en favor de

este nuevo enfoque fueron la reducción de los

costos de implementación de la tarea y el hecho

de que representaba un riesgo menor, ya que se

trataba de un programa más corto con un mínimo

de recuperación de equipos.

El plan de abandono maximizaba la eficiencia

al ejecutar la operación en dos partes: en primer

lugar, se taponarían todos los pozos y luego se

recuperarían todos los árboles de producción

submarina y los cabezales de pozo. De esta

forma se optimizaban los costos de alquiler de

los equipos y se permitía a los operarios mejorar

el rendimiento del proceso por repetición y

aprendizaje de un sólo tipo de operación.

La operación fue realizada por la embarcación

CSO Seawell , propiedad de Coflexip Stena

Offshore Ltd., utilizando el lubricador de inter-

vención submarina. Durante la etapa de tapo-namiento, el SIL ayudó a mantener el control de

cada pozo y permitió matar los mismos mediante

el bombeo de los fluidos adecuados a las zonas

abiertas. Asimismo, fue posible cañonear las

tuberías, hacer circular el cemento, realizar prue-

bas de presión en los tapones, hacer circular la

tintura de pruebas, cañonear el revestidor y cor-

tar las tuberías de producción con explosivos. En

la segunda etapa, se recuperaron el árbol de pro-

ducción submarina y el colgador de la tubería de

producción, se cortaron las columnas del revesti-

dor con explosivos al menos 4 m [12 pies] por

debajo del lecho marino y se recuperaron elcabezal de pozo y los remanentes del revestidor.

La operación optimizada insumió 47 días de tra-

bajo, en lugar de los 81 que se habían previsto.

Dentro de la plataforma continental del Reino

Unido, se han realizado hasta la fecha 142 aban-

donos de pozos submarinos en producción y con

producción suspendida, entre los que se incluyen

8 campos productivos completos. Estas opera-

ciones se han hecho utilizando la embarcación

CSO Seawell y el SIL.

Cuando se trata de pozos submarinos en

aguas profundas, el abandono resulta más com-

plejo. A fines de 1999, la compañía EEX Corpo-ration comenzó el abandono del campo Cooper,

perteneciente al área Garden Banks del Golfo de

México: el primer proyecto de esta naturaleza

realizado a una profundidad del lecho marino

superior a los 640 m [2100 pies] y desde una

embarcación con sistema de posicionamiento

dinámico.15 Schlumberger y varias otras empre-

sas de servicios trabajaron junto con Cal Dive Inc.

en esta compleja operación que comprendió la

remoción de un exclusivo tubo ascendente de

producción independiente, un sistema de amarre

18 Oilfield Review

Embarcación CSO Seawell

Tubo ascendente rígido

Lubricador deintervenciónsubmarina

Arbol submarino

Sonda de perfilaje de

producción bajada con tubería flexible

> Servicios de intervención liviana en pozos submarinos desde una embarcación monocasco consistema de posicionamiento dinámico utilizando el lubricador de intervenciones submarinas. En elcampo Gannet, en el Mar del Norte se realizó una intervención submarina efectiva en costos, queconsistió en la obtención de un registro de producción con una sonda de perfilaje transportada por tubería flexible.

Abandono

A medida que se descubren nuevas zonas pro-

ductivas y se agotan los campos prolíficos, los

operadores deben hacer frente al abandono de

algunos pozos submarinos, lo cual representa un

desafío de la misma envergadura que toda otra

operación submarina. Es importante mantener el

control del pozo en todo momento y respetar las

pautas de la operación de abandono; éstas

varían de acuerdo con los organismos guberna-

mentales y reguladores, pero, por lo general,

incluyen puntos relativos a la recuperación de

todos los equipos en el pozo hasta una cierta pro-

fundidad debajo del nivel del mar, y aislar del

lecho del mar las zonas productivas y sobre-

presurizadas o las zonas potencialmente produc-

tivas. No obstante, llegada esta etapa de la vida

del pozo, los operadores tratan de minimizar los

gastos al máximo.

Uno de los primeros grandes proyectos de

abandono de pozos submarinos llevados a cabo

en el Mar del Norte fue el del campo Argyll,

situado en el sector perteneciente al ReinoUnido.14 En 1975, el campo ubicado en una zona

donde la profundidad del lecho marino alcanza

los 79 m [260 pies], había sido el primero en

comenzar su producción en el Mar del Norte.

Hacia 1992, se habían perforado 35 pozos, 18 de

los cuales presentaban completación submarina

y 7 se habían cegado. La producción no se podía

extender por mucho más tiempo. En aquel

momento, la operación de abandono conven-

cional consistía en recuperar la completación y

colocar tapones de cemento a través de la

tubería de perforación desde un taladro semi-

sumergible, anclado o con sistema de posicio-namiento dinámico. Este proceso podía llevar

entre 8 y 10 días por cada pozo.

Una alternativa innovadora proponía forzar

cemento en los cañoneos productivos a través de

la tubería de producción y cementar la totalidad

de la completación en sitio. Para ello se necesi-

tarían unos cuatro días por cada pozo utilizando

los mismos taladros de perforación que en el pro-

cedimiento convencional, o bien, si se buscaba

un sistema más económico, se podía realizar


20/61


de 12 puntos, una unidad de producción flotante

y todo el equipamiento submarino. Schlumberger

aportó su vasta experiencia en el manejo de

proyectos submarinos, además de las tuberías

flexibles y de los servicios de bombeo, de líneas

de arrastre, de pruebas y de perfilaje.

El primer paso consistió en matar los siete

pozos submarinos. Una vez cumplida esta tarea,

se limpiaron y lavaron el tubo ascendente, las

líneas de flujo, los árboles de producción y los

conductos de exportación. Las líneas de amarre,

las cadenas y las anclas se trasladaron fuera de

la locación, y los siete pozos fueron taponados y

abandonados utilizando una combinación de dis-

positivos operados a cable y una unidad de

tubería flexible diseñada especialmente para

esta operación. Dado que toda la operación de

abandono fue conducida desde la embarcación

Uncle John —un equipo semisumergible con sis-

tema de posicionamiento dinámico—también se

utilizó un paquete de desconexión para emergen-

cias. Una vez taponados los pozos, se recupe-

raron los árboles submarinos y las plantillasremotas. A continuación, las líneas de flujo y las

tuberías de exportación fueron llenadas con agua

salada tratada. Estas tuberías, junto con la plan-

tilla principal, fueron dejadas en el lugar sobre el

lecho marino de manera tal que, en caso de ser

necesario, pudieran ser utilizadas en el futuro

como soporte de algún nuevo desarrollo en la

región.

¿Cuál es el futuro de las operaciones

submarinas?

Muchas compañías ya han adquirido una expe-

riencia considerable con respecto a las solu-ciones submarinas, mientras que otras todavía no

terminan de comprender cuáles son las ventajas

y las limitaciones que traen aparejadas. Todos

coinciden en señalar que, si bien la industria

petrolera ha realizado importantes progresos

desde el primer pozo submarino hace casi 40

años, es necesario evolucionar aún más antes de

que la tecnología submarina pueda ser aplicada

en todos los casos en que resulte necesaria.

una instalación especial para realizar pruebas en

tamaño real en Wyoming, EE.UU. Un circuito de

flujo de 8 km [5 millas] de longitud será utilizado

para verificar los programas de predicción de for

mación de hidratos y los simuladores de flujo

multifásicos, además de probar nuevos inhibido

res de hidratos, observar la iniciación de tapones

de hidratos, evaluar los sensores y comprende

cómo actúa la deposición de parafinas. No obs

tante, es necesario seguir trabajando para garan

tizar que los pozos submarinos y las conexiones a

las plataformas de seguridad de gran longitud

adquieran la capacidad de mantener la fluencia.

En otros lugares del mundo, se han empren

dido otras iniciativas. En Brasil, por ejemplo

PROCAP2000 apoya el desarrollo de tecnologías

que permiten la producción proveniente de zonas

en las que la profundidad del lecho marino llega

hasta los 2000 m [6562 pies]. A partir de su ini

ciación en 1986, este grupo ha alcanzado muchos

de sus objetivos, si bien continúan en estudio

varios proyectos submarinos que se concentran

en la medición, la separación y el bombeo deflujo multifásico submarino.

El Programa Noruego de Aguas Profundas se

formó en 1995 con los responsables de las licen

cias de operación en áreas de aguas profundas

en la plataforma continental noruega, que inclu

yen Esso, BP Amoco, Norsk Hydro, Shell, Saga y

Statoil. El objetivo del programa era hallar solu

ciones más económicas para hacer frente a los

desafíos que presentan las áreas de aguas pro

fundas y comprendía: la adquisición de datos

climáticos y de las corrientes, la construcción de

un modelo regional del lecho marino y los sedi

mentos someros, la determinación de los requisitos con respecto al diseño y a las operaciones, y

la resolución de problemas relativos a las líneas

de flujo, a los cordones umbilicales y al flujo multi

fásico.17

Estos esfuerzos conjuntos han sido estableci

dos no sólo con respecto a la tecnología subma

rina, sino también para descubrir soluciones

relativas a la exploración y la producción en

aguas profundas en general. Sin embargo, mu

chos operadores prefieren el concepto de opera

ciones submarinas como sistema de desarrollo a

largo plazo en las áreas de aguas profundas. De

acuerdo con algunos cálculos estimativos, e20% de las inversiones de capital globales en de

sarrollos de campos marinos están destinadas a

instalaciones y completaciones submarinas.18 A

medida que los equipos submarinos continúen

demostrando su confiabilidad, que se resuelvan

los problemas relacionados con la continuidad de

flujo y los operadores adquieran confianza en las

prácticas submarinas, es muy probable que este

porcentaje se incremente aún más. —LS

Prácticamente todas las limitaciones que

subsisten hoy en día están relacionadas con las

grandes profundidades y las condiciones operati-

vas extremas con que se enfrentan los pozos sub-

marinos. Gran parte de las tareas pendientes

tienen que ver con el aspecto metalúrgico: los

metales sometidos a las temperaturas y pre-

siones propias de las profundidades submarinas

se tornan quebradizos, lo cual provoca fallas en

los equipos. Para poder alcanzar profundidades

mayores, quizás sea necesario el desarrollo de

otros tipos de materiales completamente nuevos.

Otro ámbito de investigación es el rela-

cionado con los tubos ascendentes, los amarres

y los cordones umbilicales. Se están realizando

investigaciones con el fin de evaluar las vibra-

ciones inducidas sobre los tubos ascendentes de

perforación y la posibilidad de desarrollar ama-

rres de poliéster.

A medida que se descubren nuevas zonas

productivas y se agotan los campos prolíficos, los

operadores deben hacer frente al abandono de

algunos pozos submarinos, lo cual representa undesafío de la misma envergadura que toda otra

operación submarina. Es importante mantener el

control del pozo en todo momento y respetar las

pautas de las operaciones de abandono.

La industria petrolera está tratando de inno-

var, por ejemplo, a través de la formación de con-

sorcios, con el objetivo de conjugar iniciativas y

esfuerzos. Uno de estos grupos es el DeepStar,

formado en el Golfo de México y del que partici-

pan 22 compañías petroleras y 40 contratistas y

empresas de servicios.16 Las petroleras han

especificado ciertas áreas en las cuales resulta

imperioso hallar nuevas soluciones para aguasprofundas. En primer lugar se encuentra la ase-

guración del flujo. Las parafinas y los hidratos

constituyen las causas principales del bloqueo

del flujo a lo largo de la extensa distancia hori-

zontal que existe entre la completación subma-

rina y su conexión a la plataforma de producción.

Si fuera posible encontrar formas de combatir la

formación de parafina e hidratos, se podrían uti-

lizar conductos de mayor extensión y sería posi-

ble reducir los costos, lo cual permitiría el

desarrollo de reservas que en este momento

resultan marginales.

Varias compañías se encuentran abocadas aencontrar soluciones a estos problemas. Algunas

de ellas proponen y prueban métodos que inten-

t

Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

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