Soluciones submarinas

Soluciones submarinas
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.
Alan Christie
Ashley Kishino
Rosharon, Texas, EE.UU.
John Cromb
Texaco Worldwide Exploration
and Production
Houston, Texas
Rodney Hensley
BP Amoco Corporation
Houston, Texas
Ewan Kent
Brian McBeath
Hamish Stewart
Alain Vidal
Aberdeen, Escocia
Leo Koot
Shell
Sarawak, Malasia
Se agradece la colaboración de Robert Brown, John Kerr y
Keith Sargeant, Schlumberger Reservoir Evaluation,
Aberdeen, Escocia; y Michael Frugé, Andy Hill y Frank
Mitton, Schlumberger Reservoir Evaluation, Houston,
Texas, EE.UU.
EverGreen, E-Z Tree, IRIS (Sistema Inteligente de Implementación Remota) y SenTREE son marcas de Schlumberger.
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 Offshore
Hydrocarbons,” Oilfield Review 10, no. 1
(Primavera de 1998): 2-21.
2
Oilfield Review
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 profundidades del océano, como extensiones de
procesos que se desarrollan también en la superficie: por ejemplo, los primeros cables de comunicación 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 actividades sospechosas.
De la misma forma, la industria del petróleo y
el 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 volumen 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 perforación 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, semisumergibles y taladros de perforación autoelevables
y embarcaciones de perforación con sistema de
posicionamiento dinámico. Desde un punto de
una plataforma fija o un equipo flotante, se podían 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 definiciones. Según una de ellas, se considera "aguas profundas" a una profundidad del fondo del mar de 2000 pies en
ambientes hostiles, o 1100 m [3000 pies] en otro tipo de
ambientes. Según otra definición, "aguas profundas" significa más de 400 m [1312 pies] y "ultraprofundas" cuando
se superan los 1500 m [4922 pies] de profundidad.
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-
Perforación marina
foración con fines exploratorios, sin producción
real, Petrobrás alcanzó el récord de 2777 m [9050
pies], también en un área marina de Brasil. En el
Golfo de México, existen otras parcelas aún no
exploradas en las que la columna de agua supera
los 3050 m [10.000 pies].
Profundidad del mar
Actividades submarinas
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
1961 Primer árbol de válvulas
submarino
1966 Primer taladro de
perforación autoelevable
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
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
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
2000 Récord de perforación a
partir de 2777 m [9050 pies]
de profundidad bajo el agua
1996 Récord de tubería horizontal
submarina de 109 km
[68 millas] de longitud
1997 1000 pozos submarinos
completados
> Cronología de las operaciones marinas.
Primavera de 2000
3
> Arbol de producción submarino, con una línea
de flujo conectada a la instalación de superficie.
> Arboles múltiples. Un grupo de cinco árboles de
producción submarina se encuentra conectado a
un conjunto de válvulas de distribución, donde el
flujo confluye en una única estación antes de
continuar hacia la superficie. En el fondo se
observa un segundo grupo de pozos submarinos
inyectores de agua.
En una segunda dirección, los equipamientos
de completación de pozos se han sumergido en el
agua. En lo que se denomina completación submarina, 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 respecto de los pozos de alcance extendido, lo cual
permite explotar el volumen del yacimiento con
mayor eficacia. Asimismo, el uso de una instalación central común permite reducir el costo de
desarrollo del campo en forma significativa.
Los primeros pozos submarinos se completaban desde taladros de perforación semisumergibles con ayuda de buzos que dirigían el
emplazamiento de los equipos y operaban las
válvulas. Hoy en día, las completaciones submarinas pueden resultar demasiado profundas
4
para los buzos, de tal modo que los equipamientos de producción se controlan y manejan por
medio de vehículos operados por control remoto
(ROVs, por sus siglas en Inglés). El simple conjunto de cabezal de pozo y tuberías de conducción 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 emplazadas en la costa (izquierda). A través de grupos de válvulas de distribución conectados a
puntos centrales submarinos se logra maximizar
la cobertura del yacimiento. La distancia horizontal entre la completación submarina y su conexión 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 operaciones 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 equipamientos 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), sistemas 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 taladro
de 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 continuará a razón de 10% por año durante los próximos 20 años.
En algunas zonas, como el Golfo de México y
el área marina de Brasil, será necesario
traspasar las barreras de la tecnología limitada
por 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 cantidad de completaciones submarinas en todos los
rangos de profundidad, el más impresionante
será, sin duda, el correspondiente a las profundidades extremas (próxima página)6.
Oilfield Review
Razones para el desarrollo de yacimientos
submarinos
Dado que no será posible describir aquí todo el
proceso que conduce a la selección de una
estrategia de desarrollo submarino respecto de
alguna otra, nos limitaremos a ofrecer una breve
descripción para ubicarnos en contexto. Al igual
que ocurre en la planificación del desarrollo de
otros activos, el proceso de toma de decisiones
trata de maximizar el valor de los mismos y minimizar los costos, sin poner en riesgo la seguridad
y la confiabilidad. El análisis de costos se concentra en las erogaciones de capital y los gastos
operativos e incluye también los riesgos o los
costos potenciales de eventos imprevistos.
Las condiciones que originan estos costos
son numerosas y se encuentran relacionadas
entre sí; incluyen todos los factores vinculados
con los yacimientos que se deben tener en
cuenta, por lo general, para tomar decisiones
respecto de los proyectos en tierra firme, además
de los que se originan a partir de las complejidades propias del ambiente submarino. Una lista
abreviada de estos factores comprende: la
3. Sasanow S: “Mensa Calls for a Meeting of the Minds,”
Offshore Engineer 24, no. 7 (Julio de 1997): 20-21.
4. Thomas M y Hayes D: “Delving Deeper,” Deepwater
Technology, Supplement to Petroleum Engineer
International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 32-33, 35-37, 39.
5. Greenberg J: “Global Subsea Well Production
Will Double By Year 2002,” Offshore 57, no. 12
(Diciembre de 1997): 58, 60, 80.
Se denomina árbol de válvulas al conjunto formado por
los cabezales del revestidor y de la tubería de
producción, las válvulas y los orificios que controlan el
flujo proveniente del pozo.
6. Thomas M: “Subsea the Key,” Deepwater Technology,
Supplement to Petroleum Engineer International 72,
no. 5 (Mayo de 1999): 46, 47, 49, 50, 53.
Primavera de 2000
700
Número de completaciones submarinas
En otras áreas, en especial en el Mar del
Norte, el incremento resulta evidente al considerar el número creciente de completaciones submarinas por proyecto. La compañía Norsk Hydro
planea desarrollar el campo Troll con más de 100
pozos submarinos conectados a un sistema de
producción flotante.
El ambiente submarino presenta un conjunto
de desafíos tecnológicos de mayor envergadura
que la superficie terrestre y mucho más de lo que
se puede abarcar aquí. En este artículo se examina el proceso de completación de un pozo submarino y se explica el funcionamiento de los
equipos que controlan el acceso al pozo durante
cada etapa de su existencia, desde la exploración, la evaluación y la completación, hasta su
intervención y abandono.
600
500
Operacional
Planificado
400
300
200
100
0
50
150
250
350
450
600
800
1000
2000
3000
Profundidad del lecho marino, m
> Número de pozos submarinos, en operación y planificados para el año 2003, ordenados según la
profundidad del lecho marino.
infraestructura existente, la profundidad del
agua, el clima y las corrientes marinas, las condiciones del lecho marino, el costo de construcción
y recuperación (decommissioning) de las estructuras permanentes, el tiempo transcurrido antes
de la puesta en producción, la confiabilidad de
los equipos, la facilidad de acceso al pozo para
las futuras tareas de monitoreo o intervención y
la capacidad de mantener en forma constante el
flujo de los fluidos en las tuberías.
Algunas de estas condiciones representan
enormes desafíos para cualquier desarrollo
marino y presentan fuertes argumentos a favor
de las completaciones submarinas en vez de, o
combinadas con, otras opciones como plataformas semisumergibles, plataformas de cables
tensados, unidades de árboles de válvulas secos,
además de sistemas flotantes de producción,
almacenamiento y descarga (FPSOs, por sus
siglas en Inglés). La distancia existente desde las
obras de infraestructura es un factor determinante en el momento de optar por una completación submarina. Cuando los pozos
perforados se encuentran en las cercanías de las
plataformas de producción existentes, resulta
conveniente realizar una completación submarina y conectarla a la plataforma. La distancia
entre la completación submarina y su conexión a
la plataforma se encuentra limitada por la continuidad del flujo, la estabilidad del lecho marino
y las corrientes. En el caso de algunas plataformas fijas, las erogaciones de capital representan
cifras de miles de millones de dólares, por lo cual
maximizar el acceso al yacimiento por medio de
pozos submarinos adicionales puede llevar a un
aumento de la producción mientras que se
mantienen restringidos las inversiones de capital
y los gastos operativos.
Las completaciones submarinas constituyen
una solución adecuada en el caso de pozos productores de fluidos que serán manejados por
embarcaciones FPSO. Estas embarcaciones
reducen el tiempo necesario para la puesta en
producción de los pozos, los que, con frecuencia,
se encuentran ubicados en zonas en las que las
estructuras permanentes resultan poco prácticas
o antieconómicas, a causa de la profundidad del
agua y de las condiciones climáticas. Para este
tipo de ambientes existen otras opciones, como
la unidad de árbol de válvulas seco (también
denominada “spar” en ciertos casos) que es un
cilindro vertical flotante, o bien la plataforma de
de cables tensados, que es una estructura
flotante sostenida en el lugar por cables verticales en tensión, conectados a plantillas de pilotes empotrados en el lecho marino. Tanto la
unidad de árbol de válvulas seco como la plataforma de cables tensados se encuentran amarradas al lecho del mar. Estas últimas técnicas se
han aplicado sin completaciones submarinas en
profundidades de aproximadamente 1372 m
[4500 pies]. En profundidades superiores, se optó
por una completación submarina con el apoyo de
los sistemas flotantes.
5
Schlumberger ha diseñado una serie de árboles de válvulas
para operaciones, pruebas de pozos, completaciones e intervenciones 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 completaciones submarinas y pruebas de pozos, además de diversas
profundidades y condiciones del hoyo.
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 temperaturas y las altas presiones pueden provocar
la precipitación de sólidos, que reducen o bloquean 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 minerales también pueden restringir el flujo, por lo
cual es necesario impedir su formación o eliminarlas.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 longitud. Las técnicas de prevención utilizadas comprenden el calentamiento de las tuberías, la
separación del gas y el agua previo al desplazamiento del crudo y la inyección de inhibidores
para impedir la formación de hidratos.8 La corrosión constituye otro enemigo de la continuidad
del flujo, y puede ocurrir cuando el agua de mar
entra en contacto con tuberías cargadas eléctricamente.
El acceso al pozo para realizar pruebas, intervenciones, tareas de reacondicionamiento o
adquisición de datos adicionales es un punto
clave a tener en cuenta. Tradicionalmente, en los
casos en que el desarrollo requiere el acceso al
pozo una vez realizada la completación, los operadores se inclinan por soluciones adecuadas a
cada tipo de plataforma. Las plataformas incluyen 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-
6
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 perforación y los fluidos provenientes del hueco—
además de una adecuada planificación para
obtener estos instrumentos cuando fuesen necesarios.
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 reacondicionamiento y recompletación, es necesario
contar con un sistema de intervención especialmente diseñado para controlar el pozo y permitir
que las otras herramientas pasen a través del
mismo hasta alcanzar el nivel del yacimiento. En
la actualidad, el desarrollo de un árbol de pruebas 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 artículo 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 encuentran instalados sobre el lecho del mar, se espera
que se mantengan en esa ubicación a lo largo de
toda la vida del pozo. Algunos operadores
todavía no están convencidos de que los sistemas submarinos resulten adecuados y confiables en los emprendimientos en aguas ultraprofundas. 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 diseñados, fabricados, instalados y conectados por
empresas de ingeniería, constructoras y empresas 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 producción, los colgadores de las tuberías de producción, 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 armarlos directamente sobre el lecho del mar en su
ubicación definitiva.
Asimismo, las compañías de servicios
petroleros y otros grupos suministran herramientas 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 submarinos 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 subsiguientes en los pozos submarinos: un sistema
flotante 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 posición." 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 movimiento
de la embarcación desde su lugar de emplazamiento, ésta cuenta con propulsores que la vuelven a colocar en la posición deseada; mientras
tanto las tareas de perforación, pruebas,
completación o intervención del pozo continúan
normalmente.
Oilfield Review
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 embarcación. 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 posicionamiento dinámico sería arrastrada fuera de
su emplazamiento.
En todos estos casos sería necesario desconectar 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 de
40 a 60 segundos, dependiendo de las condiciones 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 hidrocarburos en el mar. Ambos extremos del conducto 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 por
Schlumberger y otras compañías para realizar
estas tareas se denominan árboles de completación y prueba submarinos. No se fijan en
forma permanente al lecho del mar como los
árboles de producción, si no que son recuperables 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 herramientas combinan dos características principales: la
parte de la herramienta que corresponde al sistema de control transmite la información entre la
superficie 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 reconexión con el árbol ubicado en el fondo del mar.
Arbol de completación
y pruebas
Preventor
de reventones
> 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.
7. Crabtree M, Eslinger D, Fletcher P, Miller M, Johnson A y
King G: “Fighting Scale—Removal y Prevention,” Oilfield
Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 31-45.
8. Para mayor información sobre inihibición de hidratos de
gas: Brandt et al, referencia 1: 11-12.
Primavera de 2000
7
> Dentro del sistema SenTREE7. El módulo electrónico (arriba) interpreta
las señales multiplexadas enviadas desde la superficie para controlar las
funciones de la herramienta. Las líneas hidráulicas (izquierda) transmiten
las señales a las válvulas y a los conectores de la herramienta.
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 control hacen posible su adaptación a una amplia
variedad de completaciones submarinas y aplicaciones 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 herramienta 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 completaciones 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 profundidades 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 requerimientos 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 profundidad 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
un ángulo mayor del que se puede alcanzar físicamente en el conjunto BOP. Esto permite garantizar la posibilidad de un desenganche controlado
bajo todas las condiciones. En zonas con profundidades de hasta 2000 pies [610 m], bajo condiciones 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 posicionamiento dinámico para mantenerse en posición. 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 las
líneas hidráulicas a las válvulas solenoides que
se encuentran en el sistema de control de la herramienta, que activan las válvulas de la herramienta 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 sistema
por 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 con
el 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 controlan las tres funciones de la herramienta
SenTREE3, que consisten en cerrar las válvulas
de cegado, liberar la presión y efectuar la
desconexión.
Oilfield Review
Por otra parte, el sistema de control múltiplexado SenTREE7 realiza 24 funciones, que incluyen 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 herramienta. 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 herramienta 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 espaciamiento de los arietes empaquetadores de cualquier configuración del conjunto BOP submarino .
Esto permite que se puedan cerrar los arietes en
el caso de producirse un reventón (abajo).
Válvula lubricador
Sistema de control
4
Válvula de purga/desahogo
3
Válvula de retención
5
Sistema de conexión
2
Válvula charnela
1
Válvula esférica
Tubo ascendente
Junta conectora
Válvula Hydril
Válvula de purga/desahogo
Válvula de retención
Tubo de corte
Arietes de corte
Unidad del sistema de conexión
Arietes ciegos
Unidad de válvulas
Arietes para tubería
Junta espaciadora
Arietes para tubería
Colgador ajustable
Conjunto BOP
Herramienta SenTREE3
> Herramientas de la serie SenTREE para pruebas y completaciones submarinas. Las herramientas
SenTREE3 (izquierda) y SenTREE7 (derecha) presentan un diseño similar, que incluye válvulas y
sistemas de conexión para cegar el flujo del fluido y desconectarse del pozo en una operación controlada. La herramienta SenTREE3 (amarillo) aparece dentro de un conjunto BOP (verde). Los componentes del sistema SenTREE7se encuentran numerados en el orden de activación en el caso de que
sea necesario realizar una desconexión.
Primavera de 2000
Herramienta SenTREE7
9
Las válvulas están diseñadas para mantener
presiones ejercidas desde adentro o desde
afuera del sistema. Para garantizar el aislamiento 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 atrapada
entre 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 submarino de completación y prueba se basa en la
capacidad de realizar una desconexión controlada: un hecho que tanto el operador como la
compañía de servicios desearían que nunca se
produzca, 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 bastante comparados con otras herramientas que
brindan servicios en los campos petroleros. Las
herramientas operadas a cable o las herramientas 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 condiciones. Los árboles submarinos de completación
y pruebas constan de módulos convencionales,
Certificados otorgados
por Det Norske Veritas
cuando los módulos
pasan la prueba de
aceptación de fábrica, y
Gary Rytlewski, jefe de
ingeniería submarina en
el centro de
Completaciones de
Yacimientos de
Schlumberger.
>
> En la fotografía se puede apreciar una herramienta tan grande como el equipo de trabajo. El
grupo de ingeniería de la herramienta SenTREE en el centro de Completaciones de Yacimientos
de Schlumberger ubicado en Rosharon, Texas, EE.UU. La fotografía ilustra el gran tamaño de la
herramienta SenTREE7.
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 componentes 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 produzcan en la disponibilidad de las herramientas
significan demoras en la producción. Las herramientas mismas son físicamente enormes
(izquierda), puesto que dentro de ellas han de
caber hasta las más grandes herramientas operadas 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 mantenimiento de las herramientas se realizan en
instalaciones 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 producción 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
9. Richborg MA y Winter KA: “Subsea Trees and
Wellheads: The Basics,” Offshore 58, no. 12
(Diciembre de 1998): 49, 51, 53, 55, 57.
10
Oilfield Review
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 retirar la tubería para realizar un reacondicionamiento, 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 anular se desvían desde los costados del árbol y las
válvulas se encuentran orientadas en forma horizontal. 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 intervención 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 completación 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 necesidades de cada proyecto (abajo). Estos equipos se
construyen a medida para cada cliente, de manera 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 colgador 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 completación y pruebas es su confiabilidad.
Schlumberger garantiza la confiabilidad de estos
sistemas a través de pruebas meticulosas y sistemáticas. 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 individuales. Un representante de Det Norske Veritas
se encuentra presente durante las pruebas y
revisa los cálculos que muestran el tipo de operaciones 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 funcionar
bajo las condiciones extremas que existen en el
ambiente submarino. Los operadores necesitan
algo más que cálculos numéricos cuando está en
juego la seguridad de su personal, de sus
equipos y del medio ambiente. El costo que
implica instalar una herramienta básica submarina a los costos diarios actuales—que comprende 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 tener 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 completación submarina en una embarcación presurizada
no constituye una tarea fácil. Con este propósito
>
Un equipo de ingenieros arma una
herramienta SenTREE7 para someterla
a una prueba en el centro de
Completaciones de Yacimientos
de Schlumberger.
Primavera de 2000
11
Válvula superior a la zona de interés
> Laboratorio de alta presión y de grandes dimensiones para probar
la confiabilidad de las herramientas submarinas, con el cabezal de
pozo a nivel del suelo (ver fotografía). Se pueden crear condiciones
semejantes a las esperadas en una instalación submarina con
presiones equivalentes a los 10.000 pies de columna de agua.
8x funciones de control
Válvula inferior a la zona de interés
Presión externa
de 5000 lpc
Arbol de prueba
SenTREE7
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 encuentra en Rosharon, Texas, EE.UU. y para construirla 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 equivalentes a 10.000 pies de profundidad bajo el agua.
En este lugar, es posible recrear cualquier escenario de presión submarina para imitar las condiciones 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 presión y una tasa de flujo determinadas, con diversos 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 integración del sistema (SIT, por sus siglas en Inglés),
en la cual todos los componentes de todos los
proveedores se ensamblan para la simulación de
12
Sistema de conexión
a la herramienta
usada para bajar
el colgador de la
tubería de producción
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 producción submarina, el conjunto de válvulas de distribución, las líneas de flujo flexibles y rígidas, el
control 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 monitoreo 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 incorporada al SIT, para eliminar de esa manera la posibilidad de que surjan problemas en las áreas
marinas, que resultarían sumamente costosos.
Este sistema garantiza el correcto funcionamiento 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 intervención y abandono.
Oilfield Review
Prueba de pozos
Durante la etapa de exploración de un pozo, una
vez descubierta una zona potencial de producción, 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 submarino, 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 controla 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 presión y la temperatura en condiciones de fondo,
luego recorren la tubería de producción y el árbol
de 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 tecnología ha evolucionado y otras compañías han
diseñado distintas herramientas con fines relacionados. Hoy en día, Halliburton y Expro ofrecen
herramientas y servicios similares. Por su lado,
Schlumberger ha desarrollado el árbol de pruebas SenTREE3.
En un trabajo de pruebas submarinas realizado para Chevron, fue posible confirmar la
capacidad de desconexión controlada del sistema SenTREE3 bajo condiciones climáticas severas 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 climáticas
empeoraron de tal manera que el promedio de
> Desconexión de emergencia del sistema SenTREE3 durante una prueba de
pozo realizada para Chevron. El sistema hidráulico de control se desconectó
del árbol de pruebas submarino cuando las condiciones climáticas se
tornaron peligrosas, y luego, una vez que el tiempo hubo mejorado, se logró
reconectar para recuperar el árbol de pruebas y la herramienta DST.
Primavera de 2000
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 todo éxito y se pudo recuperar la herramienta de
prueba.
Otro ejemplo de pruebas submarinas exitosas
proviene del campo Barden, ubicado en el Mar
del Norte en Noruega y operado por un consorcio
formado por Norsk Hydro, BP, Shell, Statoil y
Saga Petroleum. A principios de 1998, los operadores decidieron evaluar el nuevo descubrimiento con la herramienta SenTREE3 y fueron los
primeros del mundo en utilizar el módulo de control electrohidráulico de Schlumberger (abajo).
La embarcación Ocean Alliance, equipada con el
sistema de posicionamiento dinámico, mantuvo
> La herramienta SenTREE3 con control
electrohidráulico utilizada para efectuar
pruebas en el campo Barden en el Mar
del Norte en Noruega.
13
1
2
3
4
> Secuencia de una completación submarina. 1. Completación de la perforación e instalación del empacador de suspensión. 2. Recuperación del tubo
ascendente de perforación y del conjunto BOP, desplazamiento del taladro. 3. Recuperación de la base guía de perforación con ayuda del ROV. 4. Bajada
de la base de producción y conexión en el cabezal del pozo de 30 pulgadas.
5
6
7
8
Revestidor
de 133/8
pulgadas
Empacador de
suspensión
Revestidor de
103/4 por
95/8 pulgadas
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 del
conector, 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.
su posición en las agitadas aguas, cuyas profundidades alcanzaban los 857 m [2812 pies]. Frente
a esta combinación de mares potencialmente agitados 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 temperatura colocada dentro de la herramienta
SenTREE3 monitoreaba las condiciones de fluencia, con el fin de prevenir la formación de hidratos. 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
14
quemaron con el nuevo quemador EverGreen, que
no produce humo ni desprendimiento de sólidos.
En los tres años transcurridos desde su introducción, esta nueva tecnología de pruebas submarinas 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 los
sistemas 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 instalación 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 comprenden
varias tareas derivadas dentro de las cinco categorías principales:
Suspensión del pozo—Suspender el flujo del
pozo inyectando fluidos para matar pozos; colocar 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.
Oilfield Review
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12
Tubería de
producción con
roscas cromadas
de 75/8 pulgadas
Tubería corta
de producción
de 7 pulgadas
Receptáculo
con hueco pulido
(PBR) de 7 pulgadas
Empacador
permanente de
producción de
95/8 por
7 pulgadas
Cañón
9. Bajada de la columna de completación, armado de la herramienta para bajar el colgador de la tubería de producción (THRT) y armado del sistema
SenTREE7 sobre el colgador; bajada de la columna de asentamiento con conexión a través de cordón umbilical, armado del cabezal de control de superficie
hasta la columna de asentamiento. 10. Asentamiento del colgador en el árbol de producción y prueba de los sellos. Montaje del equipo de perfilaje y
recuperación de la camisa conectora. Bajada de los protectores de los asientos. Circulación de agua potable por la tubería de producción para establecer
una caída de presión. Bajada del tapón con cable de perfilaje, prueba de la columna y fijación del empacador. 11. Montaje del equipamiento de pruebas de
producción. Montaje del cable de perfilaje y del lubricador. 12. Bajada de los cañones, carrera de correlación y cañoneo del pozo.
13
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15
16
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 16)
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 asentamiento.
Aislamiento y preparación para la producción—Bajar y fijar el tapón del colgador; abrir
los arietes empaquetadores; desconectar la herramienta utilizada para bajar el colgador y la
tubería de producción (THRT), extraer la herramienta 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
Primavera de 2000
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 completación. A medida que los proveedores de servicios adquieren mayor experiencia y acumulan un
historial de operaciones exitosas en completaciones submarinas con árboles horizontales, los
operadores comprenderán las ventajas que ofrecen estos nuevos árboles en lo que respecta a facilitar 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 árbol
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 importantes ahorros para la empresa. Schlumberger
estuvo trabajando desde las etapas iniciales de
planeamiento del proyecto, lo cual sirvió para
garantizar que las operaciones se llevarían a
cabo sin dificultades.
La completación se realizó mediante una serie de pasos: se terminó la perforación y se asentó 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).
10. El sombrero del árbol es una cubierta que sella los
conductos verticales en un árbol de producción
submarino.
15
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20
> Secuencia de una completación submarina (continuación). 17. Recuperación del conjunto BOP y de las guías de los cables. 18. Instalación del sombrero
de residuos, desplegado de las patas telescópicas. 19. Suspensión del pozo. 20. Conexión a la línea de producción.
A mediados de 1999, Texaco había establecido un récord en lo que respecta a las completaciones submarinas en aguas profundas en el
campo Gemini del Golfo de México (abajo). Se
utilizó el árbol de completación submarina
SenTREE7—un sistema mejorado con activación
hidráulica directa—en el proceso de completación 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 asentamiento 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
> Desarrollo submarino en el campo Gemini. Tres pozos submarinos explotados por Texaco en el
Golfo de México fueron completados con el sistema SenTREE7 desde una embarcación anclada.
16
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 inyección
de 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 también se utilizó para facilitar la instalación del
sombrero interior del árbol. Schlumberger también suministró los equipos para las pruebas de
superficie y los servicios y equipos para la detección 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 nuevo
récord 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 embarcación 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 control
hidráulico 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 planificado aún más para el año 2000. A partir de la
experiencia excepcional obtenida en el campo
Oilfield Review
Gemini, Texaco eligió a Schlumberger como la
compañía proveedora de los servicios de completaciones en 15 pozos submarinos en el campo
Captain del Mar del Norte. Asimismo, se han
realizado varios contratos para la provisión de
servicios 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 servicios 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 completados 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, que
permite una desconexión controlada en el término 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
11. Para obtener más información sobre los sistemas de
producción 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 Underlies
Advances in Intervention Vessels,” Offshore 58, no. 2
(Febrero de 1998): 46-47, 72.
Primavera de 2000
Intervenciones
La mayoría de los pozos requieren algún tipo de
intervención a lo largo de su vida útil. Las intervenciones comprenden una serie de operaciones
que pueden contribuir a extender la vida productiva de un pozo, como por ejemplo, instalar o
reparar las válvulas de control de superficie
instaladas en el subsuelo, reemplazar las válvulas 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 mediante 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 desarrollar métodos más económicos para realizar
intervenciones submarinas.
Los servicios de intervención de pozos submarinos que ofrece Schlumberger, junto con
Coflexip Stena Offshore (CSO), han ideado una
alternativa económica para la intervención sencilla 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 intervención de pozos de Schlumberger desarrolló el
lubricador para intervenciones submarinas (SIL,
por sus siglas en Inglés): se trata de un dispositivo especialmente diseñado para ser desplegado y operado desde una embarcación equipada
con sistema de posicionamiento dinámico, y permite el acceso a los pozos submarinos activos
por 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 aplicación limitada en los cientos de pozos submarinos 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 desviados. 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 tubería
flexible desde la embarcación CSO Seawell en el
campo Gannet ubicado en el Mar del Norte y
perteneciente a Shell. Los representantes del
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 conjunta los riesgos relacionados con el desarrollo
del sistema. En la embarcación CSO Seawell , se
instaló una estructura de levantamiento y transporte construida especialmente para mantener el
tubo ascendente en tensión y poder así desplegar la tubería flexible. En principio, se probó el
sistema 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-
17
ducción con la herramienta instalada dentro de la
tubería flexible durante cuatro días y no se registró 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 perforación móvil, el ahorro en materia de costos
oscila entre el 40 y el 60%.
Embarcación
CSO Seawell
Tubo ascendente rígido
Lubricador de
intervención
submarina
Arbol submarino
Abandono
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 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 gubernamentales y reguladores, pero, por lo general,
incluyen puntos relativos a la recuperación de
todos los equipos en el pozo hasta una cierta profundidad debajo del nivel del mar, y aislar del
lecho del mar las zonas productivas y sobrepresurizadas o las zonas potencialmente productivas. 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 Reino
Unido.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 convencional consistía en recuperar la completación y
colocar tapones de cemento a través de la
tubería de perforación desde un taladro semisumergible, anclado o con sistema de posicionamiento 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 necesitarían unos cuatro días por cada pozo utilizando
los mismos taladros de perforación que en el procedimiento convencional, o bien, si se buscaba
un sistema más económico, se podía realizar
Sonda de perfilaje de
producción bajada con tubería flexible
> Servicios de intervención liviana en pozos submarinos desde una embarcación monocasco con
sistema de posicionamiento dinámico utilizando el lubricador de intervenciones submarinas. En el
campo Gannet, en el Mar del Norte se realizó una intervención submarina efectiva en costos, que
consistió en la obtención de un registro de producción con una sonda de perfilaje transportada por
tubería flexible.
18
desde una embarcación con sistema de posicionamiento dinámico y con el apoyo de buzos,
es decir una embarcación no equipada especialmente para tareas de perforación. Los dos factores 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 intervención submarina. Durante la etapa de taponamiento, 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 pruebas de presión en los tapones, hacer circular la
tintura de pruebas, cañonear el revestidor y cortar las tuberías de producción con explosivos. En
la segunda etapa, se recuperaron el árbol de producción submarina y el colgador de la tubería de
producción, se cortaron las columnas del revestidor con explosivos al menos 4 m [12 pies] por
debajo del lecho marino y se recuperaron el
cabezal de pozo y los remanentes del revestidor.
La operación optimizada insumió 47 días de trabajo, en lugar de los 81 que se habían previsto.
Dentro de la plataforma continental del Reino
Unido, se han realizado hasta la fecha 142 abandonos de pozos submarinos en producción y con
producción suspendida, entre los que se incluyen
8 campos productivos completos. Estas operaciones se han hecho utilizando la embarcación
CSO Seawell y el SIL.
Cuando se trata de pozos submarinos en
aguas profundas, el abandono resulta más complejo. A fines de 1999, la compañía EEX Corporation 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 empresas 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
Oilfield Review
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 dispositivos 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 sistema de posicionamiento dinámico—también se
utilizó un paquete de desconexión para emergencias. Una vez taponados los pozos, se recuperaron los árboles submarinos y las plantillas
remotas. A continuación, las líneas de flujo y las
tuberías de exportación fueron llenadas con agua
salada tratada. Estas tuberías, junto con la plantilla 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 experiencia considerable con respecto a las soluciones 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.
13. Stewart H y Medhurst G: “A Decade of Subsea Well
Intervention,” artículo presentado en la Sexta
Conferencia Internacional de Tubería Flexible e
Intervención de Pozos en Houston, Texas, EE.UU.,
Febrero 9-11, 1998.
14. Prise GJ, Stockwell TP, Leith BF, Pollack RA y
Collie IA: “An Innovative Approach to Argyll Field
Abandonment,” artículo de la SPE 26691, presentado en
la Conferencia Europea de Actividades Marinas de la
SPE en Aberdeen, Escocia, Septiembre 7-10, 1993.
15. Furlow W: “Field Abandonment,” Offshore 59, no. 10
(Octubre de 1999): 114.
16. Silverman S y Bru JG: “Taking the Initiative,” Deepwater
Technology, Supplement to Petroleum Engineer
International 72, no. 5 (Mayo de 1999): 54-56.
17. Silverman y Bru, referencia 16.
18. Thomas, referencia 6.
Primavera de 2000
Prácticamente todas las limitaciones que
subsisten hoy en día están relacionadas con las
grandes profundidades y las condiciones operativas extremas con que se enfrentan los pozos submarinos. Gran parte de las tareas pendientes
tienen que ver con el aspecto metalúrgico: los
metales sometidos a las temperaturas y presiones 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 relacionado con los tubos ascendentes, los amarres
y los cordones umbilicales. Se están realizando
investigaciones con el fin de evaluar las vibraciones inducidas sobre los tubos ascendentes de
perforación y la posibilidad de desarrollar amarres 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 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 las operaciones de abandono.
La industria petrolera está tratando de innovar, por ejemplo, a través de la formación de consorcios, con el objetivo de conjugar iniciativas y
esfuerzos. Uno de estos grupos es el DeepStar,
formado en el Golfo de México y del que participan 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 aguas
profundas. En primer lugar se encuentra la aseguración del flujo. Las parafinas y los hidratos
constituyen las causas principales del bloqueo
del flujo a lo largo de la extensa distancia horizontal que existe entre la completación submarina y su conexión a la plataforma de producción.
Si fuera posible encontrar formas de combatir la
formación de parafina e hidratos, se podrían utilizar conductos de mayor extensión y sería posible reducir los costos, lo cual permitiría el
desarrollo de reservas que en este momento
resultan marginales.
Varias compañías se encuentran abocadas a
encontrar soluciones a estos problemas. Algunas
de ellas proponen y prueban métodos que intentan desatascar las líneas de flujo por medio de
herramientas transportadas por tuberías flexibles. Asimismo, se está ensayando la factibilidad
de calentar las tuberías para controlar la formación de parafinas e hidratos. Además, la organización DeepStar ha iniciado la construcción de
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 formación de hidratos y los simuladores de flujo
multifásicos, además de probar nuevos inhibidores de hidratos, observar la iniciación de tapones
de hidratos, evaluar los sensores y comprender
cómo actúa la deposición de parafinas. No obstante, es necesario seguir trabajando para garantizar 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 emprendido 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 iniciación 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 de
flujo multifásico submarino.
El Programa Noruego de Aguas Profundas se
formó en 1995 con los responsables de las licencias de operación en áreas de aguas profundas
en la plataforma continental noruega, que incluyen Esso, BP Amoco, Norsk Hydro, Shell, Saga y
Statoil. El objetivo del programa era hallar soluciones más económicas para hacer frente a los
desafíos que presentan las áreas de aguas profundas y comprendía: la adquisición de datos
climáticos y de las corrientes, la construcción de
un modelo regional del lecho marino y los sedimentos 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 multifásico.17
Estos esfuerzos conjuntos han sido establecidos no sólo con respecto a la tecnología submarina, sino también para descubrir soluciones
relativas a la exploración y la producción en
aguas profundas en general. Sin embargo, muchos operadores prefieren el concepto de operaciones submarinas como sistema de desarrollo a
largo plazo en las áreas de aguas profundas. De
acuerdo con algunos cálculos estimativos, el
20% de las inversiones de capital globales en desarrollos 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
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