El principio del fin

El principio del fin: Revisión de las prácticas
de abandono y desmantelamiento
La industria petrolera prevé un aumento en la actividad de las operaciones de abandono de pozos y de desmantelamiento de plataformas. A medida que las regulaciones
se tornan más estrictas y complejas, los abandonos realizados técnicamente son
esenciales para la protección del medio ambiente en el largo plazo. Si bien las nuevas tecnologías y técnicas le dan un nuevo sentido al término “permanente” cuando
se habla de abandono, los operadores buscan minimizar los costos de abandono y
desmantelamiento ya que estas erogaciones no son recuperables.
Ian Barclay
Jan Pellenbarg
Frans Tettero
Petroleum Development Oman LLC
Muscat, Sultanato de Omán
Jochen Pfeiffer
Oklahoma City, Oklahoma, EUA
Harold Slater
PanCanadian Energy Corporation
Calgary, Alberta, Canadá
Timo Staal
Muscat, Sultanato de Omán
David Stiles
Calgary, Alberta
Geoff Tilling
Phillips Petroleum Company
United Kingdom Limited
Woking, Inglaterra
Chris Whitney
Unocal Corporation
Sugar Land, Texas, EUA
La vida de un pozo atraviesa numerosas etapas. El
descubrimiento de un nuevo yacimiento de petróleo o de gas, luego de meses o años de exploración y perforación renueva al equipo técnico
responsable del proyecto. El logro de la primera
producción representa otra meta importante. El
éxito en las operaciones de recuperación mejorada puede hacer que esta etapa de la producción
tenga una buena recompensa desde los puntos de
vista financiero y técnico. La etapa que nadie
parece disfrutar es la de terminación de la producción, y la del abandono de los pozos y de las
instalaciones de producción. Aunque se supone
que el abandono significa la terminación permanente, algunas prácticas de abandono pueden
tener efectos que se hacen sentir durante muchos
años más que la relativamente breve vida productiva de un pozo promedio.
El abandono de pozos se está haciendo cada
vez más frecuente a medida que los yacimientos
van envejeciendo y alcanzando sus límites proPor su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Leo Burdylo, Dan Domeracki, Roger Keese,
James Garner, Erik Nelson y Keith Rappold, Sugar Land,
Texas, EUA; Erick Cunningham, Clamart, Francia; Alan
Salsman, Calgary, Alberta, Canadá; y Lisa Stewart,
Ridgefield, Connecticut, EUA.
CemSTONE, FlexSTONE, LiteCRETE, SqueezeCRETE,
TubeCLEAN y UniSLURRY son marcas de Schlumberger.
1. Pittard A: “Field Abandonment Costs Vary Widely
Worldwide,” Oil & Gas Journal 95, no. 11
(17 de marzo de 1997): 84, 86–91.
“Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg,
Ekofisk,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90.
28
ductivos y económicos. El costo de desmantelar
las 6500 plataformas marinas, existentes en el
mundo, se estima entre 29 y 40 mil millones de
dólares estadounidenses para las próximas tres
décadas.1 En tierra firme, decenas de miles de
pozos habrán de abandonarse algún día.
Los operadores responsables buscan ahora
equilibrar sus responsabilidades respecto del
medio ambiente con las exigencias de los accionistas. La remediación de las operaciones defectuosas de taponamiento y abandono (T&A) es
costosa y supone una carga pesada tanto para el
medio ambiente como para la reputación de las
compañías. Las equivocaciones locales en las
operaciones de T&A pueden afectar la reputación de toda la industria petrolera. Con estas
inquietudes en mente, muchos operadores están
mejorando sus procedimientos de abandono de
pozos y campos, a fin de asegurarse de que los
yacimientos abandonados quedan, en efecto,
permanentemente sellados y las instalaciones se
desmantelan de manera apropiada. En este artículo se examinan las prácticas de T&A y de desmantelamiento; se explica cómo los abandonos
bien ejecutados protegen el medio ambiente y se
presentan nuevas tecnologías que refuerzan el
significado del término “permanente” en las operaciones de abandono. También se discuten los
desafíos y las prácticas de abandono permanente
y se examinan las operaciones de abandono de
pozos y plataformas en Omán, Canadá, el Golfo
de México y el Mar del Norte.
Oilfield Review
Primavera de 2002
29
Desafíos y soluciones en
el abandono de pozos
El objetivo principal al abandonar un pozo es el
aislamiento permanente de todas las formaciones del subsuelo atravesadas por el pozo.
Aunque sellar yacimientos agotados constituye
una importante preocupación en los procedimientos de T&A, en las operaciones de abandono lo ideal es aislar tanto las zonas
productivas como otras formaciones. El aislamiento total evita que el gas, el petróleo o el
agua migren hacia la superficie o fluyan de una
formación del subsuelo a otra. Los expertos piensan que una alta proporción de sellos colocados
en los pozos pueden ser defectuosos.2
Las fugas que se presentan en los sellos suponen un riesgo para el medio ambiente—los recursos hídricos subterráneos y el mar o el suelo que
los cubre—y hay que repararlos, pero las operaciones correctivas de taponamiento son difíciles y
costosas. El sellado correcto de un pozo resulta
mucho más fácil si se planea desde el comienzo,
incluso si el costo inicial aparente es más alto. Se
debe considerar el abandono del pozo en las etapas iniciales de diseño ya que la calidad de las
cementaciones primarias entre el revestimiento y
las formaciones es un factor clave en el éxito del
abandono del pozo años más tarde (abajo).3
Durante décadas, los ingenieros en petróleos han
confirmado que el cemento Portland es el mejor
material para sellar los pozos abandonados. Es
duradero, confiable, se encuentra disponible en
todo el mundo y es relativamente económico. La
remoción completa del lodo de perforación y del
revoque de filtración (enjarre) durante las operaciones de cementación primaria, disminuye el
riesgo de la creación de un microanillo o una
canalización en la lámina de cemento. Con esto
se consigue una mejor adherencia entre las formaciones, el cemento y la tubería de revestimiento. La contracción que se presenta al fraguar
el cemento Portland común puede crear pequeñas
grietas y espacios que podrían convertirse en trayectorias de flujo.
Cualquier deficiencia en la cementación primaria tiende a afectar el aislamiento en el largo
plazo. Asimismo, grandes fluctuaciones en la presión y la temperatura dentro del pozo pueden
afectar negativamente la integridad del cemento
o causar la pérdida de adherencia. Los esfuerzos
tectónicos también pueden fracturar el cemento
fraguado. Cualquiera que sea la causa, la pérdida
de la integridad del cemento puede dar lugar a la
migración de fluidos, al deterioro del aislamiento
de la formación o al colapso de la tubería de revestimiento, incluso cuando se coloca cemento de
alta calidad que inicialmente provee un buen sello.
Nuevos cementos flexibles brindan una integridad de más largo plazo que el cemento
Portland común porque resisten el agrietamiento
por esfuerzos tectónicos y la formación de microanillos. Con la introducción de la tecnología de
cementación FlexSTONE en el año 2000, se incorpora una distribución optimizada de partículas flexibles dentro de la matriz del cemento para que
ésta se adapte a las variaciones de presión y
Densidad errónea
Remoción deficiente del lodo
y del revoque de filtración
Gelificación prematura
Pérdida excesiva de fluido
Lechada altamente permeable
Contracción significativa del cemento
Falla del cemento por esfuerzos tectónicos
Adherencia interfacial deficiente
> Parámetros que afectan el sellado durante una cementación primaria. La densidad incorrecta del cemento puede dar lugar a un desequilibrio hidrostático.
La eliminación deficiente del lodo y del revoque de filtración (enjarre) permite que el gas fluya hacia arriba por el espacio anular. La gelificación prematura
conlleva la pérdida de control de la presión hidrostática. La pérdida excesiva de fluido permite que ingrese gas en la columna de la lechada. Las lechadas
altamente permeables conducen a un aislamiento de la formación deficiente y a una baja resistencia al flujo de gas. La contracción significativa del cemento
y la falla del cemento bajo esfuerzos tectónicos crea fracturas y microanillos que permiten la migración de fluidos. La adherencia deficiente en la interfaz
entre el cemento y la tubería de revestimiento o entre el cemento y la formación también puede ocasionar fallas.
30
Oilfield Review
3.5
12
2.0
1.5
1.0
0.7
0.5
0.1
0.0
Cemento Cemento Cemento Cemento
salino energizado
de
FlexSTONE
mortero
Propiedades de aislamiento del pozo
2.5
0.0
Cemento convencional
Sistema FlexSTONE
3.0
3.0
Expansión lineal, %
temperatura, lo que crea un aislamiento de la formación que va más allá de la vida del pozo4. La
resistencia a la corrosión, la baja permeabilidad, la
flexibilidad y la capacidad de expansión lineal posterior a la hidratación, hace que los sistemas
FlexSTONE sean ideales para cementaciones primarias y para trabajos de abandono de calidad
(derecha).
Si hay migración de fluidos en un pozo que
tiene que ser abandonado, el primer desafío consiste en localizar la trayectoria de migración de los
fluidos. Típicamente, los líquidos del subsuelo
migran a través de componentes de terminación
10
8
6
4
2
0
Proporción T/E
Fuerza de
adherencia,
MPa tras 4
semanas
de fraguado
Permeabilidad,
µD
> Propiedades de cementos aptos para el aislamiento. Los nuevos sistemas de cementación ofrecen
una mayor expansión lineal que otros sistemas de cemento expansivo (izquierda). Los sistemas
FlexSTONE también ofrecen mejores propiedades críticas para el aislamiento del pozo, incluidas la
relación entre el esfuerzo de tensión y el módulo de Young (T/E), la fuerza de adherencia y la baja
permeabilidad (derecha).
Yacimientos
no productivos
Terminación
Cemento
Empacador de producción
Roca sello (de cobertura)
del yacimiento
Disparos
> Consideraciones para el abandono de un pozo.
Los diseños de abandono deben tener en cuenta
las características geológicas, tales como el
tipo y el estado del yacimiento y de la roca sello
del mismo. El diseño también ha de considerar el
estado y la configuración del cemento, los disparos (perforaciones, cañoneos, punzados), las
tuberías y los dispositivos de terminación del
pozo. La roca sello (de cobertura), el cemento y
los equipos de terminación constituyen frecuentes trayectorias de migración de los fluidos que
deben identificarse y sellarse para obtener un
aislamiento eficaz de largo plazo.
Primavera de 2002
del pozo, tapones con fugas, cementaciones forzadas (a presión) deficientes, fallas en la cementación primaria o a través de la roca sello. Esta roca
de cobertura puede estar deteriorada por la presencia de fracturas naturales o por tratamientos de
estimulación por fracturamiento. Cuando existen
múltiples yacimientos, la identificación del punto
de fuga permite remediar la situación.5 El conoci-
miento del estado de la cementación primaria y de
las reparaciones es de fundamental importancia.
Para un abandono de pozo exitoso, el personal que
participa en la operación debe entender la geología, la geometría y la accesibilidad del pozo, los
dispositivos de terminación de pozo y su estado, la
presión del yacimiento y las posibles trayectorias
de migración de los fluidos (izquierda).
2. Mientras que las estimaciones de la proporción de sellos
con escape varían ampliamente de una región a otra, en
una encuesta realizada en 1993 en el área de
Lloydminster, al oeste de Canadá, Husky Oil advirtió que
el 45% de los pozos investigados tenían problemas de
migración de gas. Sobre la base de su investigación, la
compañía calculó que remediar estos pozos podría costarle entre 15,000 y 150,000 dólares estadounidenses.
Para mayor información sobre este tema, consulte:
Schmitz RA, Cook TE, Ericson GMJ, Klebek MM, Robinson
RS y Van Stempvoort DR: “A Risk Based Management
Approach to the Problem of Gas Migration,” artículo de la
SPE 35849, presentado en la Conferencia Internacional
sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente, Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA, 9 al 12 de junio de 1996.
3. El cemento primario es la lámina inicial de cemento colocada alrededor de un revestimiento o de una tubería colgada (cañería perdida, liner). Los principales objetivos de
las operaciones de cementación primaria incluyen el aislamiento de la formación con el objetivo de evitar la
migración de fluidos hacia el espacio anular, servir de
soporte al revestimiento o tubería colgada y proteger el
revestimiento de los fluidos corrosivos existentes en las
formaciones.
Para mayor información sobre la cementación primaria,
consulte: Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of Gas
Migration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996):
36–49.
4. Para mayor información sobre cementos flexibles, consulte: Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M y
Vidick B: “New Cement Systems for Durable Zonal
Isolation,” artículo de las IADC/SPE 59132, presentado en
la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva
Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de febrero de 2000.
Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodriguez WJ:
“Cement Design Based on Cement Mechanical
Response,” artículo de la SPE 38598, presentado en la
Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San
Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.
5. El análisis con isótopos del gas de dos formaciones sedimentarias en el área Lloydminster demostró que la formación más superficial era más propensa a los problemas
de migración de gas. Para mayor información acerca de
este ejemplo, consulte: Schmitz et al, referencia 2.
31
Otro desafío en los procedimientos de T&A es
que los documentos que detallan la vida del pozo,
tales como los registros y diagramas esquemáticos de pozos, pueden no encontrarse disponibles.
La información sobre la geología puede haberse
perdido o ser imposible de conseguir debido a que
pueden transcurrir décadas entre la primera producción y el abandono del pozo. Además, es frecuente que los pozos cambien de propietario.
Los operadores han de ajustarse estrictamente a las regulaciones locales para el abandono de los pozos (abajo). En algunas regiones,
las agencias reguladoras otorgan el permiso para
procedimientos específicos de abandono y supervisan las etapas clave de las operaciones. El cumplimiento exige una planificación cuidadosa y una
coordinación apropiada, las cuales, para algunos
operadores, pueden verse facilitadas gracias a
bases de datos y programas de computación
especializados.6 Las regulaciones han ido cambiando considerablemente con el pasar del
tiempo, y para poderles seguir el paso se requiere
experiencia en aspectos de ingeniería, medio
ambiente, jurídicos y de seguridad.
En muchas regiones existen normas y reglamentos vigentes que constituyen los requisitos
para el abandono de pozos. En las áreas en las cuales las autoridades reguladoras no proporcionan las
regulaciones mínimas, los operadores tienden a
guiarse por sus propias normas internas. La mayoría de estas reglas son similares porque muchas de
ellas se originaron en el Mar del Norte, en donde
los objetivos de protección del medio ambiente
tienen una gran influencia sobre las operaciones.
Abandono de pozos sin equipo
de perforación o de reparación
La preparación es uno de los ingredientes fundamentales para el abandono de un pozo, y comprende una evaluación detallada de la geología
de las inmediaciones del pozo, y de las singulares condiciones mecánicas del mismo. En un
caso sencillo, el abandono del pozo comienza con
la limpieza de la tubería de producción y la
cementación, o cementación forzada de los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados). Una
vez que se dispara la tubería por encima del
empacador de producción, se hace circular
cemento entre la tubería de producción y la de
revestimiento. A niveles superficiales de la
zapata de revestimiento, se efectúan disparos
que atraviesan los diferentes revestimientos y se
hace circular cemento en todos los espacios anulares abiertos a fin de obtener una barrera de
cemento de pared a pared. Por último, se dispara
la tubería de producción a una profundidad
menor—quizás 150 m [490 pies]—y se coloca un
tapón de cemento de superficie. Una vez que se
han colocado y probado todos los tapones de
cemento, se retiran el cabezal del pozo y el
muñón de la tubería de revestimiento.
En la realidad, casi todas las operaciones de
abandono son mucho más complicadas. Los programas de abandono de varios pozos en tierra
firme demuestran tanto la complejidad de las
operaciones como las ganancias en eficiencia y
el ahorro de costos que se obtienen cuando se
utiliza una unidad de tubería flexible en lugar de
un equipo de reparación o de perforación.7
Ejemplos de regulaciones de T&A
Texas, EUA1
Regulaciones específicas para el abandono de pozos:
Notificación por escrito de la intención de taponar y los procedimientos propuestos
Comienzo de las operaciones de taponamiento dentro de límites de tiempo definidos
Taponamiento a cargo de la Comisión de Ferrocarriles de Texas y reembolso
por el operador bajo ciertas condiciones
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Alberta, Canadá2
El abandono de pozos descubiertos y entubados exige:
Aprobación previa de las autoridades reguladoras
Planes que cumplan las normas de regulación, incluidos requisitos especiales en arenas
petrolíferas y en áreas que tienen problemas de migración de gas
Cumplimiento de los requisitos de tiempo y notificación
1 Comisión
de Ferrocarriles de Texas, http://204.65.105.13/texreg/archive/
January42002/adopted/16.ECONOMIC%20REGULATION.html#372
2 Comisión de Energía y Servicios Públicos de Alberta (EUAB, por sus
siglas en inglés): Well Abandonment Guide, marzo de 1996.
http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/guides/g20-1996.pdf
> Algunos ejemplos de regulaciones para el abandono de pozos. Ciertas regulaciones que
han sido diseñadas para proteger los recursos hídricos y de hidrocarburos, comprenden
normas sobre el tipo de cemento utilizado y del emplazamiento de los tapones de cemento
en el pozo, a qué profundidad de la superficie hay que cortar los revestimientos y cómo
debe quedar demarcada la ubicación del pozo. La restauración de la superficie a su estado
original forma también parte del trabajo. En áreas no sujetas a regulación, los operadores
suelen ceñirse a sus propias normas.
32
Aunque los primeros trabajos se hicieron en
tierra en la Bahía Prudhoe en Alaska, EUA, en
1983, los procedimientos de reparación de pozos
sin equipos de terminación de pozos se han ido
adaptando para ejecutar operaciones de abandono de todo el mundo.8 Las operaciones de
abandono con tubería flexible también se han llevado a cabo en áreas marinas durante más de
una década, pero la remoción de las plataformas
de producción suele requerir la movilización de
equipos pesados para levantar los componentes
(véase “Abandono de campos y desmantelamiento de plataformas,” página 37).9
Son claras las ventajas del abandono empleando una unidad de tubería flexible para un programa de abandono de varios pozos. Para áreas
marinas, este equipo es menos costoso y a
menudo es mucho más fácil de movilizar; en tierra, el beneficio reside en el ahorro de tiempo que
se obtiene respecto de una operación convencional. La tubería flexible permite el emplazamiento
preciso de tapones de cemento, incluso en pozos
desviados. Además, las operaciones con tubería
flexible se pueden realizar sin matar el pozo, o sin
quitar la tubería de producción o el cabezal del
pozo.
En varios yacimientos de petróleo y de gas
terrestres agotados en Omán, la compañía
Petroleum Development Oman LLC (PDO) inició
un programa de abandono de varios pozos con
Schlumberger (página siguiente). La preocupación principal era lograr el abandono apropiado
de todas las zonas productivas, así como proteger los acuíferos a la vez que se minimizaban los
costos y los riesgos.
PDO comenzó su proyecto de abandono con
tubería flexible en noviembre de 2000 luego de
un informe de investigación sobre materiales
para taponamiento permanente y aplicaciones
con tubería flexible. Luego de un estudio inicial
de la bibliografía, una revisión del inventario de
pozos de PDO reveló la existencia de 60 pozos de
exploración sobrantes ubicados en todas sus
concesiones. PDO decidió comenzar el proyecto
de abandono de los 60 pozos en el sur de Omán,
donde las presiones de formación se encuentran
predominantemente a niveles hidrostáticos o
inferiores.
PDO preparó el alcance del trabajo y los
requerimientos de equipos para la licitación del
contrato y pronto se hizo evidente que la complejidad y variedad de las actividades de abandono
requería un enfoque de servicios integrados. Un
elemento clave de este programa de abandono
con tubería flexible consiste en coordinar todos
los servicios del pozo a fin de maximizar la eficiencia. Idealmente, el contratista líder debería
realizar por lo menos el 80% del trabajo y prefe-
Oilfield Review
ol
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OMÁN
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M
ar
A
0
100
200 millas
0
150
300 km
> Ubicación del campo Jisr, en el
Sultanato de Omán.
rentemente llevar a cabo dos de las actividades
más críticas: las operaciones de disparos y las
cementaciones.
PDO desarrolló cinco criterios principales
para el desempeño óptimo del abandono con
tubería flexible:
• Equipo supermóvil—Todos los equipos,
incluido un campamento móvil, estarían montados sobre ruedas para lograr una movilización
más rápida, dado que las unidades deberían
trasladarse cada cuatro a seis días.
• Operaciones auto-soportadas—El contratista
se hace cargo de casi todas las actividades,
tales como el suministro de materiales, el
transporte y los servicios de los subcontratistas, con participación mínima del operador.
PDO sólo suministra la programación, el transporte aéreo, las instalaciones de comunicación, algunos químicos para lodos y un
representante local.
• Concepto de localización seca, también conocido como descarga cero—No se drenan fluidos en o cerca del pozo. Esto elimina la
Primavera de 2002
posibilidad de reparar o reconstruir presas de
desechos en las localizaciones de abandono. Si
bien es inevitable la circulación y acumulación
de fluidos durante el trabajo, todos los fluidos
se almacenan en tanques. La localización seca
acelera el trabajo de abandono y de restauración en alrededor de diez días por pozo, porque
no se pierde tiempo limpiando las presas de
desechos o esperando que se seque la localización. Anteriormente se requerían hasta
varios meses para esta actividad.
• Trabajo en una sola etapa—Cada pozo se
visita una sola vez y el trabajo de abandono se
debe llevar a cabo durante esa visita. Cualquier
regreso al sitio causa demoras sustanciales a
la siguiente operación.
• Kilometraje mínimo—Los traslados de equipos se optimizan para reducir el tiempo y
mejorar el transporte. Dado que las concesiones de PDO cubren un territorio de aproximadamente 110,000 kilómetros cuadrados
[41,000 millas cuadradas], la ejecución de los
traslados según las normas de salud, seguridad y medio ambiente (HSE, por sus siglas en
inglés) es un requisito esencial.
Entre septiembre y diciembre de 2001 se
abandonaron 18 pozos, con ahorros promedios de
30% respecto de procedimientos previos de
abandono. Los pozos tenían hasta 25 años de
antigüedad y producían de areniscas y calizas de
varias edades geológicas, por lo que había que
planificar y ejecutar el abandono de cada pozo
acorde con sus características únicas propias.
Aunque las lecciones aprendidas en cada
pozo se incorporaron a las operaciones ejecutadas en los siguientes pozos, los procedimientos
podían sufrir cambios significativos de un pozo a
otro. Típicamente, la necesidad de tales cambios
sólo se tornó evidente después de la primera
entrada al pozo. De esta manera, el trabajo de
abandono difiere en gran medida para pozos nuevos, en los cuales es posible planificar las operaciones futuras. En el abandono de pozos viejos,
existe un plan inicial que exige comunicación
constante entre el campo y la base de operaciones una vez comenzado el trabajo, porque el
estado del pozo en la superficie y en el fondo
difiere en cada caso. Por estas razones, es preciso contar con representantes idóneos en la
localización, y que el personal del contratista sea
dedicado y experimentado y capaz de enfrentar
los constantes cambios dictados por las condiciones del pozo.
Los desafíos encontrados hasta la fecha
incluyeron la presencia de petróleo crudo pesado
y espeso en la tubería de producción y en el
espacio anular “A”—el espacio que queda entre
la tubería de producción y la primera tubería de
revestimiento—que hizo imposible el paso del
cable conductor. La corrosión del revestimiento
más externo en algunos pozos exigió el taponamiento adicional a través del espacio anular
externo de cada pozo. Algunos pozos tenían más
de un espacio anular, lo que obligó a efectuar disparos a través de tuberías dispuestas en forma
concéntrica. Por otra parte, algunos pozos tenían
buenas condiciones para la inyección de fluidos,
lo cual simplificó la descarga del fondo del pozo
mediante la inyección forzada de los colchones
de limpieza hacia la formación.10 Esta inyección
forzada ahorró tiempo y esfuerzo en comparación
con el manejo de los colchones de limpieza en la
superficie. Todas estas situaciones crearon la
necesidad de una programación detallada para
cada pozo individual.
Sin embargo, algo común a todos los abandonos es la necesidad de realizar la operación de
manera impecable la primera vez y proteger el
medio ambiente en todas las etapas de la operación. Según esto, todas las localizaciones se
mantienen “secas” para acelerar la restauración
a su estado natural. Se deben transportar todos
los fluidos de desecho para disponer de ellos de
forma segura en las áreas designadas por PDO
para tal efecto. Se hace una excepción con los
sobrantes de cemento, cuyos desechos no representan peligro alguno. Los fluidos empleados en
el sitio se almacenan en tanques. Dado que las
disposiciones gubernamentales locales vigentes
no son estrictas, las políticas y normas de abandono de PDO se desarrollaron en línea con las de
la Asociación de Operadores de Áreas Marinas
del Reino Unido (UKOOA, por sus siglas en
inglés), estipuladas para el Mar del Norte y similares a las normas aceptadas por el gobierno
holandés.
6. Woody F: “Streamlining Abandonments for Cost
Reduction,” artículo de la SPE 66497, presentado en la
Conferencia Ambiental de Exploración y Producción de
las SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, EUA, 26 al 28 de
febrero de 2001.
7. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,
Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y Stephens
D: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,
no. 2 (Octubre de 1994): 9–23.
8. Harrison T y Blount CG: “Coiled Tubing Cement Squeeze
Technique at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE
15104, presentado en la 56va. Conferencia Regional de
California, Oakland, California, EUA, 2 al 4 de abril de
1986.
9. Hoyer CWJ, Chassagne A, Vidick B y Hartley IP: “A
Platform Abandonment Program in the North Sea Using
Coiled Tubing,” artículo de la SPE 23110, presentado en
la Conferencia Europea de Operaciones Marinas de la
SPE, Aberdeen, Escocia, 3 al 6 de septiembre de 1991.
10. La inyección forzada (bullheading) se refiere a la técnica
de bombear líquidos a la fuerza hacia la formación.
Además de las operaciones de eliminación de fluidos, se
puede realizar esta operación cuando hayan entrado
fluidos de la formación al pozo durante un evento controlado, o cuando no es posible que se produzca la circulación normal, tal como sucede después de que el
pozo colapsa. Durante estas operaciones, el fluido suele
penetrar a las formaciones más débiles.
33
El abandono del pozo Jisr-1 ubicado en el sur
de Omán, presentó una dificultad de grado promedio para el programa de abandono de pozos de
PDO (derecha). La operación comenzó con el traslado de la unidad de tubería flexible hacia la localización del pozo (página siguiente, arriba). Dado
que el pozo tenía 12 años de antigüedad, todas
las válvulas del árbol de Navidad se respaldaron
con válvulas nuevas, y se armaron los preventores de reventón de la tubería flexible para asegurar el control del pozo. Los equipos de detección
de gas y otros equipos de seguridad se instalaron
antes de entrar al contrapozo (antepozo).11
A continuación, se extrajo el tapón del colgador de la tubería de producción, utilizado para la
suspensión temporal del pozo. La tubería de producción y el espacio anular “A” se limpiaron con
chorros de líquidos de limpieza enviados hacia
abajo de la tubería y hacia arriba del espacio anular. El líquido limpiador contiene surfactantes y
ácidos que eliminan el lodo, el petróleo y la parafina. La limpieza es de una importancia crítica
porque los sellos dentro del pozo pueden desplazarse si el lodo u otros materiales lo hacen después del emplazamiento de tapones de cemento.
Además, el cemento no formará un sello hidráulico perfecto con materiales que están cubiertos
de hidrocarburos.
La tubería de producción y el colector de sedimentos del revestimiento de 95⁄8 pulgadas se limpiaron con una herramienta lanza-chorros de alta
presión corrida con tubería flexible. Luego se desplazaron los fluidos alojados de la tubería de producción y del espacio anular “A” con salmuera,
aplicando un gradiente de presión de 11.4 kPa/m
[0.5 lpc/pie]. Los chorros de alta presión han probado ser un método efectivo—que no daña el
medio ambiente—para limpiar la tubería de producción y el colector de sedimentos, porque los
desechos que se generan son mínimos. En casos
de seria contaminación con petróleo, se bombea
e inyecta crudo liviano y tapones de TubeCLEAN
a través de los disparos que lo permitan. Esto no
fue necesario en el Pozo Jisr-1, donde un baño de
2 m3 [13 bbl] de surfactante, con tiempo de contacto de 10 minutos, se consideró suficiente para
limpiar el espacio anular “A.”
El equipo de operaciones colocó un bache
espaciador de bentonita en el fondo del pozo con
tubería flexible a fin de que sirviera de base para
el tapón de cemento. En el pozo Jisr-1 se disparó
a 342 m [1122 pies] por encima del tapón de
cemento base. PDO requiere que el tapón de aislamiento del yacimiento se emplace desde 50 m
[164 pies] por debajo del disparo más profundo
hasta 50 m por encima del tope del yacimiento.
Para cumplir con este requisito a un costo
34
Antes del abandono
Después del abandono
Prof.,
m
Tope de llenado, 20 m
Tapón #3, 150 m
Disparo en la tubería
de producción, 155 m
Tapón puente, 155 m
Dammam
249
Rus
395
Umm el Radhuma superior
637
Revestimiento de
133⁄8 pulgadas
Umm el Radhuma medio
986
Tapón #2, 797 a 947 m
Disparos en varios
revestimientos,
944 a 947 m
Tapón puente, 952 m
Revestimiento de
133⁄8 pulgadas
Shammar
988
Aruma
994
Natih
1105
Nahr Umr
1223
1315
Clásticos del mesozoico
Gharif superior
1337
1382
1425
1778
Gharif medio
Areniscas basales
Revestimiento de
95⁄8 pulgadas
Al Khlata
Tapón #1, 1255 a 1460 m
Sarta para matar el pozo
de 31⁄2 pulgadas, 1377 m
Disparos, 1401 a 1408 m
Bache espaciador de
bentonita, 1460 a 1743 m
Revestimiento de
95⁄8 pulgadas
> Esquema del pozo Jisr-1 antes (izquierda) y después del abandono (derecha).
mínimo, se colocó un espaciador de bentonita de
280 m [920 pies] en el fondo del pozo como
relleno. El primer tapón de cemento se emplazó
con tubería flexible de tal manera que cubriera
los disparos. Más arriba en el pozo—a la misma
profundidad de la zapata del revestimiento de
133⁄8 pulgadas—se colocó un segundo tapón,
luego de haber fijado un tapón puente dentro de
la tubería de producción de 31⁄2 pulgadas, utilizando tubería flexible. Se dispararon la tubería
de producción de 31⁄2 pulgadas y el revestimiento
de 95⁄8 pulgadas y se colocó un tapón de cemento
de pared a pared. A continuación, se fijó un tapón
puente a 155 m [508 pies], y se disparó la tubería
a 150 m. Por último, se bombeó el tapón de
cemento de superficie. A diferencia de los proce-
dimientos de los tapones previos de cemento,
según las normas de PDO, no es necesario probar
a presión el tapón de superficie.
En casi todos los pozos de este programa de
abandono, los contrapozos tienen cerca de 2.6 m
[8.5 pies] de profundidad. Una vez que se cortó el
cabezal del pozo a 50 cm [1.6 pies] por encima
del suelo del contrapozo, se soldó una placa de
acero de 10 mm [0.4 pulgadas] de grosor al
muñón del revestimiento, y se instaló un
pequeño poste con el número del pozo para marcar la localización por encima de la superficie.
Luego, se llenó el contrapozo temporalmente con
arena hasta la restauración final de la localización. La operación concluyó con el desmontaje de
la unidad de tubería flexible y el traslado del con-
Oilfield Review
junto del cabezal del pozo y toda la chatarra fuera
de la localización (abajo). Esta operación se llevó
a cabo en cinco días, incluido el traslado de la
unidad de tubería flexible que tomó dos días. El
emplazamiento de los tapones de cemento consumió la mayor parte del tiempo restante. Los
traslados de unidades de tubería flexible entre
pozos situados a poca distancia suele tomar de 6
a 10 horas. Los traslados a distancias superiores
a 15 kilómetros [9.3 millas] obligan a reubicar el
campamento de trabajo.
Este programa de abandono de varios pozos
va a continuar durante gran parte del año 2002.
Las operaciones de abandono más complicadas
están planificadas para el final del programa con
el objetivo de sacar provecho de la experiencia
adquirida en las operaciones previas. Los equipos de operaciones siguen enfrentando otros
desafíos. Dado que los traslados de unidades
consumen una gran parte del tiempo de operación, la obtención del equipo “supermóvil” y el
uso de equipos multifuncionales apropiados para
estas operaciones, contribuirán a incrementar la
eficiencia. Además, la principal actividad diaria
es el emplazamiento de los tapones de cemento
en el pozo, por lo que hay considerable interés en
desarrollar tiempos de fraguado de cemento cortos pero seguros.
En una operación como la del abandono de
pozo con tubería flexible, en la cual los beneficios
residen en el ahorro de tiempo, los tiempos de
espera de fraguado del cemento constituyen un
gran obstáculo. Los diseños de la lechada se
modifican a menudo para reducir los tiempos de
bombeo y espesamiento a medida que aumenta
la experiencia de campo. Los tiempos convencionales actuales de bombeo de lechadas a través
de tubería flexible alcanzan las 3 horas y los
topes del cemento se han tocado con la sarta a
las once horas. Se están considerando las lechadas UniSLURRY con el objetivo de reducir aún
más este tiempo. Los sistemas UniSLURRY se
pueden emplear en todas las operaciones de
cementación en un amplio rango de temperatura
y densidad, con lo que se cubre la mayor parte de
los requerimientos de cementación de los campos petrolíferos. La familia de lechadas
UniSLURRY se compone de aditivos para controlar las pérdidas de sólidos o líquidos, así como de
retardadores líquidos. Su versatilidad simplifica
la logística de las operaciones de cementación
porque se reducen el número y la cantidad de
11. El contrapozo es una excavación ubicada por debajo del
equipo de perforación que sostiene el cabezal del pozo,
y los adaptadores de la tubería de revestimiento. La profundidad del contrapozo permite el acceso a las válvulas
maestras del árbol de Navidad desde el nivel del
terreno.
Primavera de 2002
> Localización típica de T&A en Omán. Los
equipos móviles, tales como la unidad de
tubería flexible (color naranja) permiten llevar a cabo los trabajos de T&A en aproximadamente cinco días (arriba). Los camellos
visitan los sitios de vez en cuando (abajo).
aditivos que se tienen que transportar y, en un
momento dado, almacenar en la localización del
pozo. Los aditivos reducen de manera sinérgica
las concentraciones de aditivo sin que se modifique la calidad de la lechada.
A medida que los equipos de operación se
preparan para abandonar los pozos más difíciles,
PDO está considerando el uso de sistemas flexibles de la familia CemSTONE. Es de esperar que
la tecnología de aislamiento de la formación de
largo plazo FlexSTONE aumente la resistencia al
agrietamiento bajo condiciones cambiantes del
yacimiento, y que proporcione un tapón de abandono más duradero que los tapones usuales de
cemento. Otra ventaja del sistema de lechada
FlexSTONE es que se puede diseñar para que se
expanda, con lo cual se elimina cualquier posible
contracción de volumen que pudiera dar lugar a
la pérdida del aislamiento. La expansión y la flexibilidad aseguran una adherencia excelente con
el revestimiento y evitan el desarrollo de un
microanillo entre el revestimiento y el tapón de
cemento, con lo que el pozo permanece apropiadamente abandonado con el correr del tiempo.
Otra mejora adicional es el desarrollo más rápido
de resistencia a la compresión por la optimización de la distribución del tamaño de las partículas que ofrece el sistema FlexSTONE en
comparación con lechadas convencionales, lo
que redunda en un menor tiempo de espera hasta
el fraguado para someter los tapones a pruebas
de presión. Las pruebas de laboratorio han confirmado el desarrollo más rápido de la resistencia
a la compresión. El sistema FlexSTONE es uno de
los tantos sistemas que se van a emplear durante
el proyecto de abandono de PDO.
> Localización restaurada típica en el desierto de Omán después del abandono.
35
ALBERTA
Edmonton
Campo
Killam Norte
Calgary
Campo
Bantry
> Campos Bantry y Killam Norte, Alberta, Canadá.
Las lechadas ligeras LiteCRETE constituyen
una posible solución para el aislamiento entre
acuíferos, donde las grandes pérdidas de fluidos
hacen impráctico el uso de lechadas convencionales.12 También se está investigando la descarga de apuntalantes (agentes de sostén) y de
granulado de bentonita para aislar secciones del
pozo que se encuentran más allá del alcance de
la tubería flexible convencional, ya sea como
consecuencia de restricciones del pozo o debido
a la profundidad. El uso de resinas para sellar los
sistemas de transmisión de presión de 1⁄8 pulgadas y líneas de control, ha sido probado con éxito
en condiciones de taller y se encuentra a la
espera de un pozo candidato adecuado para una
prueba completa de campo.13 Este procedimiento
permitirá abandonar pozos con líneas de control
mediante operaciones con tubería flexible, en vez
de utilizar un equipo para extraer los dispositivos
de terminación. El desarrollo de resinas también
puede conducir a tapones cortos, de bajo volumen, con tiempos de fraguado rápidos que puedan reemplazar los costosos empacadores
inflables y los tapones puente mecánicos.
Corrección de abandonos defectuosos
En algunos casos los procedimientos iniciales de
abandono del pozo no consiguen sellar el yacimiento por completo o de forma permanente y,
en consecuencia, es necesario realizar operaciones correctivas adicionales.14 Esto es especialmente problemático en pozos de gas porque el
gas puede pasar con facilidad a través de escapes de escala microscópica. Incluso los cementos
36
primarios de alta calidad, en ocasiones, no
logran sellar los microanillos en las interfaces
tubería–cemento o cemento–formación. La
corrección es esencial para la protección de los
recursos hídricos del subsuelo.
Quizás los esfuerzos más persistentes por
sellar los pequeños escapes de gas en pozos de
tierra firme tienen lugar en el occidente de
Canadá.15 PanCanadian Energy Corporation, por
ejemplo, está trabajando persistentemente en la
mejora de sus operaciones de cementación de
pozos. Recientemente, ha concentrado sus
esfuerzos en la optimización de la cementación
de remediación para el abandono permanente de
pozos. En colaboración con Schlumberger,
PanCanadian ha sellado trayectorias de escape
de gas en pozos abandonados en Alberta, utilizando una técnica de bombeo ultra-lento en
cementaciones forzadas.16
En un pozo del yacimiento Killam Norte, dos
intentos de cementación forzada no consiguieron
detener la migración de gas hacia la superficie.
La misma operación se efectuó dos veces sin
éxito en otro pozo del yacimiento Bantry (arriba a
la izquierda). Ambos pozos fueron abandonados
permanentemente después de operaciones exitosas de cementación forzada ultra-lenta con tecnología avanzada.
Un ingrediente clave en el sellado de los
escapes de gas fue la cementación con el sistema SqueezeCRETE, en el cual se utilizan óptimas distribuciones del tamaño de partículas para
penetrar en las grietas diminutas y llenarlas.17 La
extremadamente baja permeabilidad del
cemento fraguado y su resistencia al agrietamiento mejoran el desempeño de la tecnología
SqueezeCRETE.
Antes de utilizar la nueva tecnología de
cementación en el campo, pruebas de laboratorio
de los sistemas comunes y lechadas
SqueezeCRETE demostraron que el microcemento regular perdió agua con rapidez y sólo
penetró una corta distancia en la hendidura
estrecha antes de formar un puente en el dispositivo de pruebas.18 Por el contrario, el sistema
SqueezeCRETE penetró de forma regular toda la
longitud del dispositivo—225 mm [8.9 pulgadas]—sin canalizarse o puentearse (abajo).
El proceso de bombeo forzado ultra-lento
requirió velocidades de bombeo de 5 L/min [0.03
bbl/min] a fin de limitar la presión por fricción e
introducir la mayor cantidad posible de lechada
en la grieta. El contenido de agua en la lechada
SqueezeCRETE es mucho menor que el de las
lechadas típicas de cemento Portland, por lo que
las partículas sólidas llenan los vacíos con más
Jeringa que contiene la
lechada que se va a inyectar
Placa
transparente
Medio espaciador,
en el cual se
delimita un “canal”
Papel de filtro
Placa
porosa
Punto de inyección
Lechada estándar de microcemento
Punto de inyección
Lechada SqueezeCRETE
> Dispositivo para probar lechadas y sus resultados. Las lechadas de cemento se inyectan en un extremo de un dispositivo de prueba (arriba). La hendidura que queda entre las dos placas representa un
canal o imperfección que hay que reparar. La lechada estándar de microcemento (abajo a la izquierda)
formó un puente de 30 mm [1.2 pulgadas] dentro de la hendidura estrecha. La lechada SqueezeCRETE
(abajo a la derecha) penetró toda la longitud—225 mm [8.9 pulgadas]—de la hendidura de 120 µm de
profundidad y creó un sello completo.
Oilfield Review
Farkas RF, England KW, Roy ML, Dickinson M, Samuel M
y Hart RE: “New Cementing Technology Cures 40-Year-Old
Squeeze Problems,” artículo de la SPE 56537, presentado
en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE
de 1999, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.
18. Las pruebas y dispositivos de laboratorio se describen
en detalle en Slater et al, referencia 16: 2.
19. Para mayor información sobre desmantelamiento de plataformas marinas, consulte: Anthony NR, Ronalds BF y
Fakas E: “Platform Decommissioning Trends,” artículo de
la SPE 64446, presentado en la Conferencia y Exhibición
del Petróleo y el Gas de la SPE de la región del Pacífico
Asiático, Brisbane, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.
Byrd RC y Velásquez ER: “Partial Removal Best Option
for Large US Pacific Deepwater Platforms,” Offshore 61,
no. 10 (Octubre de 2001): 84, 86, 160.
Griffin WS: “Evolution of the Global Decommissioning
Regulatory Regime,” SPE Production & Facilities 14, no. 2
(Mayo de 1999): 83–87.
20. Chapman LR, Coats A y Lajaunie C: “Containing Field
Abandonment Costs in the Gulf of Mexico,” Offshore 55,
no. 11 (Noviembre de 1995): 54-55, 101.
21. “Customized Barges, Hinged Arms Form Single-Lift
Removal Concept,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de
2001): 92.
“Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg,
Ekofisk,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90.
Bradbury J: “Find the Right Solution for Cessation,”
Hart’s E&P 74, no. 11 (Noviembre de 2001): 45.
22. Bradbury J: “Majestic Maureen Makes It,” Hart’s E&P
74, no. 8 (Agosto de 2001): 75, 76, 78, 80.
Para mayor información acerca del campo Maureen,
consulte: http://www.phillips66.com/maureen/.
Primavera de 2002
100
0
150
200 millas
300 km
Campo Maureen
bloque 16/29a
Aberdeen
e
12. Para mayor información sobre cementación ultraligera,
consulte: Al Suwaidi A, Hun C, Bustillos JL, Guillot D,
Rondeau J, Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA y
Reséndiz Robles JL: “Ligero como una pluma, duro como
una roca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.
13. Una prueba de taller consiste en la simulación de la
operación de un campo petrolífero utilizando equipo real
y no de laboratorio. Por ejemplo, las pruebas de taller de
los sistemas de cementación suelen comprender el mezclado y bombeo de un pequeño lote (tanda) con el fin de
valorar las características de la lechada antes de mezclarla y bombearla en un pozo.
14. Para mayor información sobre cementación de remediación, consulte: Marca C: “Remedial Cementing,” en
Nelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA:
Schlumberger Dowell (1990): 13-1 – 13-28.
15. Para mayor información sobre abandono de pozos en
Alberta, Canadá, consulte:
http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/catalog/g1pubs.htm#guides.
16. Para mayor información sobre la técnica de cementación forzada a velocidad ultra-lenta, consulte: Slater HJ,
Stiles DA y Chmilowski W: “Successful Sealing of Vent
Flows with Ultra-Low-Rate Cement Squeeze Technique,”
artículo de las SPE/IADC 67775, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,
Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.
17. Para mayor información sobre la tecnología
SqueezeCRETE, consulte: Boisnault JM, Guillot D,
Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM,
Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I,
Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in
Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1
(Primavera de 1999): 16–29.
0
rt
Abandono de campos y
desmantelamiento de plataformas
Una vez que los pozos individuales han sido taponados y abandonados, las tuberías, instalaciones
y otras estructuras presentes en el campo deben
desmantelarse y trasladarse. La superficie debe
retornarse a su condición original; estas operaciones pueden ser difíciles en tierra firme, pero
en áreas marinas, especialmente en aguas profundas, los procedimientos de T&A y el desmantelamiento pueden llegar a ser actividades
monumentales que exigen una cuidadosa coordinación de varios equipos especializados.
El desmantelamiento de las plataformas de
producción en áreas marinas está sujeto a extensas regulaciones en todo el mundo.19 Las decisiones sobre cuándo y cómo desmantelar las
plataformas implican aspectos complicados de
protección ambiental, seguridad y costo. La disponibilidad limitada de los equipos de levantamiento de cargas pesadas requiere una
cuidadosa planificación anticipada para remover
las plataformas. Lo usual es programar las operaciones de manera de poder evitar las malas
condiciones climáticas.
El abandono de campos y el desmantelamiento de plataformas marinas comprenden el
abandono de todos los pozos de los campos. Las
formaciones permeables del subsuelo se aíslan
de forma permanente entre sí y de la superficie.
Todos los pozos se taponan y el revestimiento se
corta a alguna profundidad por debajo del lecho
marino, cumpliendo con lo especificado en las
regulaciones locales. También hay que desmantelar y remover las tuberías de superficie. Tales
tuberías se pueden reutilizar, vender como chatarra o tratar como desecho.
A continuación se deben desmantelar las instalaciones de superficie y otras estructuras, lo
cual puede implicar la remoción parcial o completa, o el derribamiento en el sitio. Esto se
puede comenzar quitando la cubierta o parte
o
facilidad sin tener que aplicar presión moderadamente alta para forzar la salida de agua de la
lechada. El mantenimiento de una presión relativamente baja reduce la posibilidad de que el
revestimiento o la tubería de producción se
expandan a medida que se bombea a través de
ellos y luego se relajen cuando se libera la presión. Incluso cambios menores en la forma del
revestimiento durante las operaciones de cementación pueden dar lugar a la formación de un
microanillo. Se continuó el bombeo mientras el
cemento fraguaba para evitar la migración de gas
hacia el cemento.
Las pruebas subsiguientes de migración de
gas en los pozos de los campos Killam Norte y
Bantry confirmaron que los escapes de gas se
habían sellado y que los pozos cumplían los requisitos regulatorios para el abandono. Dado que hay
que abandonar decenas de miles de pozos de gas
sólo en el occidente de Canadá, y muchos otros en
el resto del mundo, la tecnología y las técnicas
innovadoras de remediaciones con cemento
adquieren cada vez mayor importancia para el
abandono exitoso permanente de los pozos que
presentan escape de gas.
de
Mar
l
N
REINO
UNIDO
Amsterdam
> Ubicación del campo Maureen, Mar del Norte.
superior de la plataforma, seguido por la remoción de la estructura de soporte—conocida como
la estructura metálica de una plataforma fija
colocada sobre pilotes incrustados en el fondo
del mar—o se puede desmontar la estructura
completa en una sola pieza. Dependiendo del
método seleccionado, pueden requerirse extensas operaciones de buceo para cortar la estructura en trozos. Por último, hay que remediar los
daños sufridos por el lecho marino.
En general, la remoción de la plataforma es
la parte más onerosa de las operaciones de desmantelamiento debido al costoso equipo que se
debe movilizar para manipular las cargas.20 Los
continuos avances en tecnología de levantamiento de carga harán que, en el futuro, la remoción de plataformas se convierta en una
operación más segura, rápida y fácil.21 Casi
todas las plataformas marinas han sido diseñadas para un uso determinado, por lo que las operaciones de desmantelamiento se planifican
para cada configuración y condición específica.
Reflotación de la plataforma Maureen
La plataforma Maureen, instalada en el sector
británico del Mar del Norte en 1983 por la firma
operadora Phillips Petroleum Company United
Kingdom Limited y sus socios, se diseñó de modo
tal que pudiese reciclarse. Debido a que las
reservas del campo Maureen eran marginales, la
plataforma se construyó para ser reflotada, trasladada e instalada para producir petróleo en otro
campo una vez que se agotara el campo Maureen
(arriba). En el año 2001, luego de ocho años de
planificación y preparación, la plataforma fue
reflotada y reubicada con todo éxito en Noruega,
donde espera ser reutilizada o desmantelada.22
37
> Reflotación de la plataforma Maureen.
A diferencia de las otras plataformas de producción del Mar del Norte, la plataforma Maureen
reposaba sobre una estructura gravitacional de
acero en lugar de la típica estructura de concreto.
Sus tres tanques de almacenamiento le sirven de
soporte a la plataforma.23 Los tanques de almacenamiento cumplen un doble propósito porque
hacen las veces de tanques de lastre cuando la plataforma es remolcada. Sus instalaciones incluyen
todo el equipo necesario para perforar, producir y
almacenar petróleo, además de alojar al personal.
Los principales componentes de la plataforma—la
estructura gravitacional de acero y la cubierta—se
construyeron en tierra firme y se armaron cerca de
la costa antes de remolcarlas hasta el campo. Se
instaló una columna articulada de carga (CAC) para
trasladar el petróleo hasta los buques cisterna porque la construcción de un oleoducto hasta la costa
era demasiado costosa.
38
La plataforma soportaba 13 pozos de producción y siete pozos de inyección de agua en el
campo Maureen, con una producción de 223
millones de barriles [3.5 millones de m3] de petróleo entre 1983 y 1999.24 Además, se vinculó un
pozo submarino único del campo Moira a la plataforma Maureen. A medida que la producción
fue declinando, Phillips comenzó a estudiar
opciones para el desmantelamiento.
En general, el desmantelamiento de las plataformas implica múltiples operaciones.25 Antes de
comenzar cualquier operación, las agencias reguladoras exigen pruebas de que los planes de
abandono cumplirán con las normas ambientales
y de seguridad. El primer paso es cesar la producción y abandonar cada pozo. A continuación, se
desmantela la plataforma, luego de lo cual puede
removerse. El tamaño, la profundidad del agua y
la condición estructural de la plataforma ejercen
una fuerte influencia sobre los planes de desmantelamiento y remoción. Las opciones más frecuentes para el desmantelamiento de las
plataformas marinas comprenden la remoción
total o parcial, el derribamiento en el sitio o la
reutilización. Como sucede en casi todas las operaciones en áreas marinas, la disponibilidad de
equipos y las condiciones climáticas son factores
fundamentales. Luego de las operaciones de desmantelamiento, hay que estudiar el sitio a fin de
garantizar la seguridad de la navegación y la protección del medio ambiente.
La remoción total de las instalaciones en
áreas marinas deja el lecho marino libre de
escombros, lo cual es deseable para la pesca
pero tiende a ser costoso. La remoción parcial
reduce los costos pero exige un minucioso escrutinio de la estructura remanente a fin de asegurar la navegación. Esta opción en la actualidad
Oilfield Review
Primavera de 2002
MISSISSIPPI
ALABAMA
FLORIDA
LUISIANA
Bloque 254, Main Pass
o
sólo es válida para estructuras mayores de
10,000 toneladas métricas [11,000 toneladas] en
el área de la Comisión OSPAR.26 El derribamiento
de una plataforma en el sitio, tema que se examina más adelante en este artículo, es considerablemente menos costoso que la remoción, pero
es ilegal en el Mar del Norte y en las áreas del
noreste del Océano Atlántico que estén reguladas por la Comisión OSPAR. La operación tendría
que garantizar que la plataforma no presenta
riesgos ambientales y que cae como está previsto. Algunas plataformas bien mantenidas se
dejan instaladas o se trasladan a otra localización para su posible reutilización.
Los estudios de la plataforma Maureen revelaron más de 60 posibles opciones de remoción. De
ellas, seis se consideraron factibles, y todas
requerían la reflotación de la plataforma antes de
poder realizar las subsiguientes operaciones de
descarte. Las simulaciones por computadora de
las operaciones de reflotación, incluyendo aspectos tales como la fatiga de los materiales, confirmaron que las operaciones se podían realizar sin
problema.27 Los estudios confirmaron que era factible reutilizar la plataforma, incluso luego de
prestar servicio durante 18 años, debido al excelente estado de las instalaciones.28
Se abandonaron todos los pozos y se cortaron
todos los conductores y tubos ascendentes antes
de reflotar la plataforma. Se extrajo el agua de
mar contenida en los tanques de almacenamiento con bombas para asegurar la flotabilidad.
Las operaciones de reflotación comenzaron
inyectando agua por debajo de la plataforma
para levantar la estructura del lecho marino. Aker
Offshore Partner llevó a cabo la operación de
reflotación en cerca de 60 horas sin incidentes
(página anterior). Los arreglos operacionales
incluyeron la preparación de extensos planes de
contingencia—en especial para conseguir flotabilidad adicional, si fuese necesario—y la vigilancia constante de la velocidad de ascenso y de
las presiones de los tanques para alcanzar el
calado deseado para el remolque.
A pesar de haber ofrecido la plataforma en el
mercado mundial durante varios años, Phillips no
ha conseguido identificar una opción para la reutilización completa de la plataforma Maureen
que satisfaga sus cinco criterios: de regulación,
técnicos, comerciales, ambientales y de programación. También se han evaluado opciones de
reutilización parcial, siendo la más viable la de
Aker que pretende convertir las bases de la plataforma y parte de la CAC en un muelle de agua
profunda en Stord, Noruega.
M
f o
G o l
é
x
i
c
d e
> Ubicación de la plataforma Main Pass 254, en el Golfo de México.
Derribamiento de una plataforma marina
En algunas regiones, es posible abandonar las
plataformas en su sitio para formar un “arrecife
artificial.” El derribamiento de una plataforma en
su sitio exige un gran trabajo de preparación para
garantizar la seguridad y el cuidado del medio
ambiente. En el Bloque 254 del área Main Pass,
en el Golfo de México, se derribó la plataforma
de producción en su sitio en agosto del año 2000
(arriba). En las operaciones, cuya planificación y
coordinación por parte del operador Unocal
tomaron varios meses, participaron contratistas
de operaciones marítimas, servicios de ingeniería y de buceo.
23. Tilling G: “Refloating Maureen Oil Platform (110,000 Tons)
for Re-Use in Waters Away From the North Sea,” artículo de la SPE 29938, presentado en la Reunión
Internacional de la SPE sobre Ingeniería en Petróleos,
Pekín, China, 14 al 17 de noviembre de 1995.
24. La producción resultó ser sustancialmente mayor que la
prevista en el momento del descubrimiento. Véase
Tilling, referencia 23: 6.
25. Para mayor información sobre la remoción de instalaciones, consulte: Della Greca A: “Offshore Facility Removal:
How to Save Cost and Marine Resources,” artículo de la
SPE 36936, presentado en la Conferencia Europea de la
SPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de
1996.
26. La Comisión OSPAR para la Protección del Medio
Ambiente Marino del Atlántico Noreste, anteriormente
las Comisiones de Oslo y de París, trabaja en la prevención y eliminación de la contaminación marina. Para
mayor información, visite: http://www.ospar.org/.
27. Denise J-P y Tilling GM: “Interactive
Hydrodynamic/Structural Analysis for Refloating a Very
Large North Sea Structure: Maureen Alpha Platform,”
artículo de la SPE 36937, presentado en la Conferencia
Europea de la SPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24
de octubre de 1996.
28. Tilling, referencia 23: 2.
39
> Derribamiento de una plataforma en su sitio. Esta secuencia fotográfica muestra el hundimiento controlado
de la plataforma que duró sólo 37 segundos desde el primer movimiento hasta la inmersión completa.
40
Oilfield Review
Desde el comienzo, Unocal trabajó con varias
agencias para asegurarse de que todas las operaciones cumplirían las normas vigentes. También
desde el comienzo, la compañía decidió no utilizar
explosivos para derribar la plataforma debido a la
abundancia de vida marina en el área. A continuación, el equipo tuvo que preparar todos los aspectos de las operaciones de desmantelamiento y
derribamiento.
La plataforma, que reposaba sobre 85 m [280
pies] de agua, se instaló en 1975. Seis pozos producían hacia los tanques montados sobre las
cubiertas, por lo que no había que desmontar oleoducto alguno. Sin embargo, la compañía decidió
derribar la cubierta y la estructura metálica al
mismo tiempo, una operación que no se había
intentado antes en el área.
Las operaciones de abandono comenzaron
con el desmantelamiento y la remoción del
equipo y de la tubería de producción, incluidas la
recuperación y el desecho apropiado de todos los
fluidos. A continuación, se abandonaron todos
los pozos de producción siguiendo las normas del
Servicio Estadounidense de Manejo de
29. Para mayor información sobre el abandono de la plataforma Main Pass 254, consulte: Whitney CD: “Toppled
Platform In-Place Creates Reef in US Gulf,”Oil & Gas
Journal 98, no. 45 (6 de noviembre de 2000): 53, 54, 56, 58,
59.
30. El Laithy WF y Ghzaly SM: “Sidki Well Abandonment and
Platform Removal Case History in the Gulf of Suez,” artículo de la SPE 46589, presentado en la Conferencia
Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio
Ambiente en la Exploración y la Producción de Petróleo
y Gas, Caracas, Venezuela, 7 al 10 de junio de 1998.
Minerales (MMS, por sus siglas en inglés).
Durante el abandono de los pozos, los buzos cortaron todos los pozos y las patas de la plataforma. Al cortar los pozos abandonados, se
eliminó la posibilidad de dañar los tapones de
cemento por debajo de la línea de lodo mediante
la transmisión de esfuerzos a lo largo del revestimiento durante el derribamiento. El corte de las
patas creó puntos débiles para facilitar el derribamiento. Antes de cortar del todo los pilotes, las
tripulaciones instalaron aparejos (jarcias) a fin de
proporcionar la fuerza necesaria para derribar la
plataforma. El personal permaneció en la plataforma durante todas las operaciones para garantizar la seguridad después de retirar la asistencia
de navegación. Los buzos trabajaron durante 205
horas y terminaron su trabajo en 26 días.29
En ese momento, la plataforma estaba lista
para el derribamiento. Una embarcación anclada,
equipada con dos cabrestantes de 500 toneladas
[181 tonne] cada uno, proporcionó la fuerza horizontal. Los primeros intentos fallaron a causa de
problemas en el sistema de aparejos, por lo que
la tripulación eliminó el lastre de los tanques
submarinos de agua de perforación a fin de reducir la fuerza horizontal requerida para el derribamiento. El tercer intento tuvo éxito en derribar la
plataforma, la cual se sumergió por completo en
37 segundos (página anterior). Los buzos vigilaron y filmaron la plataforma derribada para confirmar su ubicación exacta y se instaló una boya
para marcar tal ubicación (abajo).
Boya
100 pies
115 1⁄2 pies
Sección derribada
20 pies
129 1⁄3 pies
Estructura principal
Se ha presentado al menos un caso en el cual
se abandonaron varios pozos y una plataforma
luego de que un buque mercante colisionara con
ella. En un accidente ocurrido en el Golfo de Suez
en 1989, los cabezales de pozo y la plataforma
resultaron dañados hasta tal punto que debió
declararse su pérdida total.30 Los objetivos principales del operador consistían en controlar los
pozos, minimizar la contaminación y desmantelar
las estructuras dañadas sin afectar la seguridad.
Un andamiaje erigido sobre la plataforma colisionada permitió el acceso de los trabajadores a las
válvulas, de manera tal que se detuvo el derrame
de petróleo una semana después del accidente.
Luego de remover la cubierta superior de la plataforma, se trasladó al sitio un equipo de perforación para respaldar las operaciones de
abandono de los pozos. Finalmente, dos años y
medio más tarde, se pudo desmantelar el resto
de la plataforma. Este suceso excepcional
subraya la necesidad de contar con planes de
contingencia para casos en que haya que abandonar prematuramente pozos o plataformas.
Abandonos futuros
La “vida del pozo” conceptual se extiende claramente más allá de la fase de producción. Lo ideal
es que los procedimientos modernos de abandono de pozos consigan aislar para siempre las
formaciones del subsuelo. Los productores de
petróleo y de gas reconocen la importancia del
abandono permanente verdadero, el cual
comienza desde el diseño del pozo, continúa
durante la cementación primaria y termina con
los procedimientos adecuados de abandono. La
creación de un presupuesto común para cada una
de estas operaciones desde el comienzo del proyecto ayuda a asegurar que se lleven a cabo en
forma adecuada.
El abandono de campos, que por lo general
implica más de un pozo, exige una estrecha coordinación de muchas operaciones diferentes para
asegurar el aislamiento del subsuelo en todos los
pozos, la remoción del equipo e instalaciones de
superficie y el restablecimiento de la superficie a
su estado primitivo. Gracias a las nuevas tecnologías de cementación primaria y correctiva, operaciones de disparos y evaluación de la
cementación, además de la intervención con
tubería flexible y con línea de acero (slickline), las
compañías de E&P y Schlumberger están preparadas para emprender los diversos proyectos de
abandono de pozos y campos que se presenten
en el futuro.
—GMG
> Plataforma derribada. En este diagrama, preparado después de un estudio posterior al derribamiento,
se ilustran las posiciones estables de reposo de la estructura principal y la sección derribada a más de
30 m [100 pies] bajo el nivel del mar.
Primavera de 2002
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