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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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    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    10/61

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

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    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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.

         >

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    16/61

    Primavera de 2000 15

    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

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    18/61

    Primavera de 2000 17

    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.

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    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

  • 8/20/2019 Campos Sub Marinos.desbloqueado offshore

    20/61

    Primavera de 2000 19

    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