Pruebas de tecnologías para operaciones de pozo

Pruebas de tecnologías
para operaciones de pozo
En los centros de pruebas en escala natural, se pueden ensayar las nuevas tecnologías
de perforación, adquisición de registros y terminación de pozos bajo condiciones
reales de pozos en un ambiente controlado y confiable antes de su utilización en el
campo. Hoy en día, la industria está dando el paso más importante para asegurar la
calidad, mediante la ejecución de pruebas de integración de sistemas y la provisión
de métodos de pruebas durante la perforación. El conocimiento adquirido con esta
evaluación rigurosa ayuda a crear herramientas que se desempeñan conforme a lo
proyectado, aún en las condiciones más exigentes.
Michele Arena
Stephen Dyer
Rosharon, Texas, EUA
Larry J. Bernard
Allen Harrison
Walter Luckett
Thomas Rebler
Sundaram Srinivasan
Sugar Land, Texas
Brett Borland
Rick Watts
ConocoPhillips
Houston, Texas
Bill Lesso
Houston, Texas
Tommy M. Warren
Tesco Corporation
Houston, Texas
Por su colaboración en la preparación de este artículo, se
agradece a Claire Bullen, Luanda, Angola; Robert Edmondson,
Joe Fuentes y Teresa Garza, Cameron, Texas; y a John
Hobbins, Randy LeBlanc, Thomas Querin y Don Shapiro,
Sugar Land, Texas.
EcoScope, FIV (Válvula de Aislamiento de la Formación),
InterACT, PowerDrive, StethoScope y TeleScope son
marcas de Schlumberger. Casing Drilling es una marca
de Tesco Corporation.
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La demanda de recursos está haciendo que nuestra industria procure hallar petróleo y gas en
localizaciones cada vez más dificultosas. Los operadores quieren que las herramientas de fondo
de pozo posean nuevas capacidades; sin
embargo, rehúsan exponerse al riesgo de que una
herramienta nueva falle en un pozo de alto costo.
La ejecución de pruebas previas al despliegue de
nuevas herramientas se ha convertido en un paso
crítico en la introducción de las mismas.
La identificación de problemas con una tecnología nueva es mejor si se realiza en las primeras
etapas del proceso de desarrollo, porque las soluciones tienden a ser más costosas si se
implementan más tarde. Las pruebas son, por
ende, cruciales y forman parte integrante del desarrollo de productos, desde la concepción hasta el
diseño y el despliegue en el campo. Las pruebas
deben examinar la utilidad general, aplicabilidad,
precisión y repetibilidad de las mediciones; la
seguridad del producto, su manufacturabilidad, y
la configuración y logística de las entregas.
Las compañías de servicios están interesadas
en probar las herramientas en condiciones que
se asemejen lo mejor posible a las condiciones
de campo, pero sin las restricciones operacionales logísticas y externas del campo. En un
ambiente controlado, una prueba puede ser bien
conducida, concisa y completa. En consecuencia, los escenarios de uso no previstos y los
asuntos relacionados con las mediciones, así
como la confiabilidad del hardware, pueden ser
investigados y examinados exhaustivamente en
sitio durante la fase de prueba. El hecho de contar con la capacidad de encarar los problemas
cuando aparecen por primera vez mejora considerablemente el proceso de desarrollo.
Por otra parte, las compañías de petróleo y
gas desean minimizar el riesgo financiero que
implica el mal funcionamiento o la falla de una
herramienta. En un centro de pruebas, las compañías operadoras pueden explorar la
funcionalidad de las herramientas o los asuntos
relacionados con las interfaces de los sistemas
en un ambiente controlado y bien caracterizado,
sin las restricciones que imponen los costos de
tiempo de equipo de perforación o los problemas
de seguridad. Algunos de los últimos avances
registrados en la tecnología de perforación,
incluyendo la perforación con tubería de revestimiento en pozos de alto ángulo, pueden ser
evaluados en ambientes que reproducen las condiciones de pozo reales.
De igual importancia tanto para el operador
como para el proveedor de servicios es la necesidad de comparar las pruebas realizadas en
nuevas herramientas con las tecnologías comprobadas previamente, en condiciones similares.
Los resultados de la comparación son más precisos y confiables cuando las condiciones de las
pruebas pueden ser controladas y monitoreadas
bajo condiciones operativas idénticas, en lugar
de intentar realizar extrapolaciones entre los
diferentes campos o condiciones de pozos.
Oilfield Review
Primavera de 2006
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Diversos tipos y niveles de pruebas se llevan a
cabo en varios centros de todo el mundo.1 Este
artículo analiza las pruebas de aptitud, desde los
componentes hasta la integración de sistemas, y
los experimentos de colaboración realizados
entre las compañías de petróleo y gas y los proveedores de servicios. De particular interés resultan
las pruebas finales y las mediciones de desempeño que se obtienen justo antes del despliegue
en el campo o antes de que una configuración
específica de un producto complejo sea desplegada en un pozo comercial. El Centro de Pruebas
de Schlumberger en Cameron, Texas (CTF), está
diseñado para dar cabida a estas pruebas de
avanzada.
Pruebas que abarcan desde los componentes
hasta la integración de sistemas
La confiabilidad es un factor clave del éxito y la
rentabilidad de cualquier producto utilizado en la
localización del pozo. Si bien cualquier equipo o
herramienta nueva puede constituir una innovación maravillosa, estará condenado al fracaso si
Prueba de compresión de un conjunto de herramientas
no puede tolerar el ambiente riguroso de las operaciones de fondo de pozo o de perforación. Las
buenas prácticas de ingeniería, sumadas a una
estricta prueba del desempeño y el ambiente,
constituyen una alternativa eficaz para alcanzar
el éxito.2
Por ejemplo, cada componente de una herramienta de adquisición de registros se prueba
para determinar una amplia variedad de factores
tales como el ambiente operativo, los métodos de
despliegue y el rango dinámico de medición. Las
condiciones ambientales existentes en el campo
petrolero, tanto hacia la superficie como hacia el
fondo del pozo, se cuantifican para determinar
los valores extremos de temperatura, presión,
choque, vibraciones y condiciones de registración dificultosas. Entre los métodos de
despliegue y contingencias evaluados se encuentran los métodos de operación de herramientas
con cable eléctrico, línea de acero y tubería flexible. También se prueban la interacción y el
control en tiempo real, a través de cada método
de despliegue. La precisión absoluta y relativa
Prue
bas de integra
(SIT)
ción de sistemas
del rango dinámico de medición y su repetibilidad se evalúan en diferentes tipos de lodos y
litologías.
En Schlumberger, el riguroso proceso de desarrollo de productos se inicia cuando se examina
por primera vez la factibilidad de un proyecto. En
base al entorno operacional planificado de la
herramienta, un documento de requerimientos y
especificaciones detalla el uso y la vida probables
del producto, así como las condiciones a las que
será sometido a lo largo de todo su ciclo de vida.
Este documento constituye la base de un plan
que especifica las pruebas a realizar a nivel de
componente, subconjunto, conjunto y sistema
para probar que el diseño del producto satisfaga
los requisitos de calidad y confiabilidad. El nivel
final de las pruebas corresponde a las pruebas de
integración de sistemas (SIT, por sus siglas en
inglés), en las que múltiples herramientas y equipos de Schlumberger y de otros proveedores se
someten a prueba, en las condiciones operativas
reales existentes en la localización del pozo.
Recipiente de alta presión y alta temperatura
para la prueba del sistema
Pruebas a nivel de sistema
Pruebas a nivel de conjunto
Pruebas a nivel de subconjunto
Prueba de vibración de un subconjunto
Pruebas a nivel de componente
Conjunto de componentes para pruebas de alta temperatura
> Etapas de las pruebas durante la fase de desarrollo de las herramientas o los equipos: abarcan desde los componentes hasta la integración de sistemas.
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Oilfield Review
La etapa siguiente corresponde a las pruebas
a nivel de subsistemas o conjuntos, en las que se
construye una herramienta de fondo de pozo
hasta un punto en el que adquiere autonomía y
puede proveer una o más funciones en una localización de pozo. Las pruebas de subsistemas
pueden constituir un desafío debido al tamaño
del equipo y normalmente requieren instalaciones especiales. Las pruebas de superficie
incluyen la determinación del flujo de lodo a través y alrededor de la herramienta y valores de
presión, choque, vibración y rotación de secciones de herramientas de fondo de pozo completas.
En las pruebas a nivel de sistema o evaluación
precomercial, se verifican las mediciones para
determinar su precisión y repetibilidad, especialmente con respecto a las variaciones ocurridas
durante el proceso de fabricación. Muchos de
estos parámetros de pruebas pueden ser examinados bajo condiciones controladas, por ejemplo,
perforando a través del cemento fraguado en un
pozo (izquierda). En esta etapa de las pruebas, se
abordan numerosas preguntas. ¿Cómo se desempeña la herramienta de producción con respecto
a las especificaciones del prototipo de ingeniería?
¿Es consistente el desempeño de todas las herramientas? ¿Existen variaciones de producción no
previstas entre una herramienta y otra? ¿Cuál es
> Unidad de Pruebas de Perforación Genesis. Se trata de un equipo de perforación terrestre de tipo voladizo de 142 pies [43.3 m], que puede montarse
sobre patines y posee una capacidad de carga de 1,250,000 lbf [5,560 kN]. En
servicio en el Centro de Tecnología de Sugar Land desde 1988, la unidad
Genesis se utiliza para reproducir las condiciones de campo existentes en el
fondo del pozo para diversos tipos de pruebas. Se pueden reproducir condiciones de flujo de lodo, presión, choques, vibraciones y rotación de herramientas
de fondo de pozo bajo condiciones controladas, ya sea perforando a través del
cemento o utilizando un dispositivo inductor de choques, también conocido
como adaptador de levas.
Además, durante la fase de factibilidad del
proyecto, se prueban los componentes físicos de
las mediciones en el laboratorio, en centros de
pruebas externos o en el fondo del pozo. Una vez
que se demuestra que el proyecto es técnicamente factible y posee suficiente justificación
comercial para garantizar una inversión adicional, el producto pasa a la fase de desarrollo en la
que las pruebas se llevan a cabo en cada etapa
del proceso (página anterior).
Durante la fase de desarrollo, las pruebas a
nivel de componente comienzan lo antes posible.
En esta instancia, si bien los costos de las pruebas
son los más bajos, las mejoras de diseño arrojan
los resultados más efectivos. Durante la prueba de
los componentes, las máquinas de pruebas y las
condiciones de laboratorio someten a los componentes individuales a esfuerzos similares o
Primavera de 2006
superiores a los que pueden presentarse en un
pozo real. Las condiciones de las pruebas oscilan
habitualmente entre temperaturas bajas durante
el transporte y almacenamiento, y temperaturas
elevadas en el fondo de un pozo e incluyen además choques, vibraciones, condiciones de baja y
alta presión, flexión, corrosión y erosión.
Las pruebas de subconjuntos comienzan
cuando los componentes individuales han pasado
la prueba de aptitud y se ensamblan y combinan
con otros componentes. En ese momento se llevan
a cabo las pruebas de desempeño y confiabilidad.
Esto se realiza en forma similar a las pruebas a
nivel de componente pero requiere máquinas de
pruebas más grandes. Cada centro de ingeniería
posee máquinas de pruebas diseñadas a medida,
correspondientes al tipo de subconjunto desarrollado en ese centro.
1. Entre los centros de pruebas de Schlumberger se
encuentran los siguientes: el Centro de Tecnología de
Schlumberger en Abingdon, Inglaterra; el Centro de
Geociencias de Schlumberger en Pekín, China; el Centro
de Pruebas de Schlumberger en Cameron, Texas; el
Centro de Tecnología de Schlumberger en Gatwick,
Inglaterra; el Centro Integrado de Productividad y
Operación de Herramientas en Singapur; el Centro de
Tecnología de Oslo, en Noruega; el Centro de Tecnología
de Princeton, Nueva Jersey; el Centro de Operación de
Herramientas y Entregas de Schlumberger en Sugar
Land, Texas; el Centro de Aprendizaje Europeo de
Schlumberger en Melun, Francia; Schlumberger;
Kabushiki Kaisha, Fuchinobe, Sagamihara, Kanagawa,
Japón; el Centro de Tecnología de Terminaciones de
Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas; el
Centro de Fluidos de Yacimientos de Schlumberger en
Edmonton, Canadá; el Centro de Productos Riboud de
Schlumberger en Clamart, Francia; el Centro de
Tecnología de Schlumberger en Stonehouse,
Gloucestershire, Inglaterra; y el Centro de Tecnología
de Schlumberger en Sugar Land, Texas.
Para obtener más información sobre otros centros,
consulte: Lang K: “Oilfield Testing Centers: Nurseries for
New Ideas,” Petroleum Technology Transfer Council
Newsletter 9, no. 4 (2003): 6–9.
2. En Schlumberger, el aseguramiento de la calidad y la
seguridad se basa en normas industriales tales como la
certificación de la Asociación Internacional de
Normalización (ISO) 9001 para ingeniería y manufactura,
la certificación Det Norske Veritas (DNV), la habilitación
de la Asociación de Transporte Aéreo Internacional
(IATA) para el transporte de explosivos y baterías, auditorías de seguridad de terceros, prácticas recomendadas
del Instituto Americano del Petróleo (API) para estándares industriales en pruebas de hardware, normas de la
Sociedad Internacional y Americana de Ingenieros
Mecánicos NACE para equipos de terminación de pozos
y un riguroso control de calidad tanto en sitio como fuera
de sitio.
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la sensibilidad de un parámetro específico de
una herramienta con respecto al desempeño global de la medición?
Por último, en la fase SIT, se someten a
prueba combinaciones de herramientas múltiples. Por ejemplo, la prueba SIT puede involucrar
conjuntos de varios componentes de terminación
de pozos; estas sartas pueden ser provistas por
diferentes centros y proveedores. La verificación
de la interoperabilidad y del desempeño del sistema resulta crucial y es virtualmente imposible
de determinar sin ensamblar y probar el sistema
completo en un centro de pruebas que provea
ensayos generales de funcionamiento. En el
pasado, las pruebas de aptitud de las herramientas se realizaban en el equipo de perforación de
un operador. Hoy en día, se dispone de centros de
pruebas provistos de equipos de perforación que
ejecutan la misma función sin las restricciones
que imponen los costosos problemas relacionados con la seguridad y el tiempo de equipo de
perforación.
> Centro de Pruebas de Schlumberger en
Cameron, Texas. Este centro cuenta con un equipo de perforación para la ejecución de pruebas
de perforación, mediciones de pozos e integración de sistemas. El equipo de perforación puede
manipular tiros de sartas de perforación de tres
piezas y está provisto de bombas de lodo de gran
capacidad. Se encuentra montado sobre rieles
para permitir el acceso conveniente a las diferentes bocas de una amplia variedad de pozos
direccionales que pueden ser utilizados tanto
para pruebas en agujeros descubiertos como
para pruebas en pozo entubado.
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Acerca de los centros de pruebas
Schlumberger ofrece varios centros para la ejecución de pruebas de integración de sistemas,
cada uno de los cuales posee diferentes capacidades. Comenzando con el primer pozo de
prueba de 1956, los cuatro pozos de prueba del
Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos (SRC) de Schlumberger en Rosharon,
Texas, han sido utilizados para el desarrollo y la
prueba de cañones de disparos, herramientas de
adquisición de registros operadas con cable,
equipos de disparos operados con la tubería de
producción, y, más recientemente, pruebas de
formación efectuadas a través de la columna de
perforación y equipos de tubería flexible. El centro también posee un pequeño lago artificial que
ha sido utilizado por WesternGeco para realizar
pruebas con fuentes sísmicas marinas.
El Centro de Aprendizaje Europeo (SELC) de
Schlumberger en Melun, Francia, provee pruebas de pozos en agujero descubierto y pozo
entubado, pruebas de fondo de pozo y superficie,
para servicios de operaciones con cable y algunos servicios al pozo. Los pozos del Centro de
Tecnología de Sugar Land se utilizan para la ejecución de pruebas de aceptación, por parte del
cliente, de herramientas operadas con cable y
ciertas herramientas de mediciones durante la
perforación y de adquisición de registros
durante la perforación (MWD y LWD respectivamente). La Unidad de Pruebas de Perforación
Genesis es un equipo de perforación de tamaño
natural con capacidad de reproducir muchas de
las condiciones que pueden tener lugar en la
localización del pozo en pozos verticales entubados. El equipo de perforación no sólo es una
instalación excelente para la ejecución de pruebas de perforación sino que sirve como centro de
entrenamiento.
El Centro de Pruebas de Schlumberger en
Cameron, Texas (CTF), posee un equipo de perforación con capacidad plena para la ejecución
de pruebas de perforación, mediciones de pozos
e integración de sistemas. Con una superficie de
varios cientos de acres, el centro CTF fue puesto
en funcionamiento en el año 2004 (izquierda).
El equipo de perforación de este centro permite
perforar tramos horizontales de hasta 1,829 m
[6,000 pies] de longitud. Las formaciones penetradas por los pozos del centro poseen una amplia
diversidad de porosidades, permeabilidades y
mineralogías. Se pueden correr herramientas de
perforación, LWD, MWD y herramientas operadas
con cable en carbonatos y areniscas. Dado que el
sitio cubre una superficie tan extensa, es posible
perforar pozos con varias trayectorias diferentes
para penetrar las diversas formaciones.
En su carácter de centro de Schlumberger, el
CTF sirve como banco de pruebas confidenciales
para las tecnologías de fondo de pozo y de superficie más modernas. La conectividad de gran ancho
de banda dentro de la red protegida y segura de
Schlumberger permite el flujo fácil y seguro de
datos confidenciales y posibilita la participación
de testigos remotos en pruebas extensivas realizadas durante la perforación. El centro provee
además experiencia práctica para los empleados
y clientes de Schlumberger, incluyendo la prueba
de la logística de montaje de equipos y de transporte y el entrenamiento de las brigadas de
perforación para despliegues complejos.
En el centro CTF se han efectuado vastos
conjuntos de pruebas, que incluyen desde pruebas de factibilidad hasta evaluaciones de
pre-comercialización e integraciones de sistemas y se han llevado a cabo pruebas asociadas
con las herramientas LWD de última generación.
Éstas incluyen el servicio de telemetría de alta
velocidad durante la perforación TeleScope, el
servicio multifunción de adquisición de registros
durante la perforación EcoScope y el servicio de
determinación de la presión de formación
durante la perforación StethoScope. Las pruebas
realizadas en estas herramientas fueron comparadas con los resultados de las herramientas
LWD de generación previa, a lo largo de los mismos intervalos y en el mismo pozo, y también
con los registros obtenidos por herramientas
operadas con cable corridos en los mismos intervalos. Las pruebas de aptitud realizadas en gran
escala sobre las más modernas herramientas de
operación durante la perforación, antes de las
pruebas de campo, posibilitaron la depuración
temprana de las herramientas y ayudaron a pre-
3. Adolph B, Stoller C, Archer M, Codazzi D, El-Halawani T,
Perciot P, Weller G, Evans M, Grant BJ, Griffiths R,
Hartman D, Sirkin G, Ichikawa M, Scott G, Tribe I y White
D: “No más esperas: Evaluación de las formaciones
durante la perforación,” Oilfield Review 17, no. 3 (Invierno
de 2005/2006): 4–25.
4. Edment B, Elliott F, Gilchrist J, Powers B, Jansen R,
McPike T, Onwusiri H, Parlar M, Twynam A y van
Kranenburg A: “Mejoramiento de los tratamientos de
empaque de grava en pozos horizontales,” Oilfield
Review 17, no. 1 (Verano de 2005): 56–67.
5. Los cambios diseñados para satisfacer necesidades
específicas, realizados en el conjunto de terminación
incluyeron un sistema de sello patentado. Esto permitió la
derivación de las líneas de control múltiples y de las
válvulas de control de flujo en posiciones de estranguladores múltiples que se colocan hidráulicamente. La
cubierta de circulación del empaque de grava permitió el
bombeo de lechada en el espacio anular existente entre
el filtro y la tubería de revestimiento. Esta cubierta posee
una camisa diseñada para cerrarse una vez terminada la
operación de bombeo del empaque de grava.
Oilfield Review
parar estos servicios para su introducción exitosa
en pozos comerciales.3 Sin lugar a dudas, este
desarrollo de herramientas por vía rápida no
habría sido posible sin el centro CTF.
Primavera de 2006
Empacador de producción
Medidor de presión
Válvula de control de flujo
Detector de restricción
interior
Sistema de empacador GP
Filtros (cedazos)
Tubos reforzados
Sistema de empacador GP
Sellos
Terminación inteligente interna
Sellos
Terminación inferior frente a la formación
Pruebas de sistemas integrados
Las pruebas SIT resultan particularmente útiles
para proyectos de desarrollo críticos que deben
integrar varios tipos de pozos y herramientas. El
creciente número de pozos marinos profundos y
complejos ha puesto de manifiesto el valor de la
ejecución de las pruebas SIT, convirtiéndolas
potencialmente en parte integrante de un plan
de manejo de riesgos para proyectos críticos de
perfil alto.
Este último año se realizaron varias pruebas
SIT de terminación de pozos en los centros CTF y
SRC, simulando lo más exactamente posible las
condiciones reales de pozos en diferentes partes
del mundo. Entre los objetivos de las pruebas SIT
de terminación de pozos se encuentran procedimientos de ensamblaje, prueba de interfaces,
optimización de instalaciones, pruebas de intervenciones y planeación de contingencias. Una
meta importante es la reducción de la curva de
aprendizaje a través del entrenamiento personalizado y la experiencia del personal de
proveedores de servicios, terceros y operaciones
de clientes.
En un ejemplo de prueba SIT, la primera en su
tipo para un pozo de alcance extendido, se colocó
un dispositivo de control de flujo inteligente dentro de un tramo de tres zonas empacado con
grava en un pozo de prueba entubado del centro
SRC (derecha).4 El sistema de terminación tenía
incorporados varios elementos recientemente
diseñados para satisfacer necesidades específicas, incluyendo grupos de sello patentados,
válvulas de control de flujo de diámetro exterior
reducido y un sistema de empaque de grava de
diámetro escalonado (step-bore), colocado
hidráulicamente y operado en un solo viaje, con
una herramienta de servicio dedicada y una carcasa de circulación modificada.5 El plan de la
prueba SIT para este pozo incluía además una
prueba completa del sistema de fondo de pozo en
el SRC, seguida de la prueba de las interfaces de
la cabeza de pozo y las líneas de control en la
localización, antes de la movilización de los equipos hacia las áreas marinas. Estas pruebas
proporcionaron el método óptimo para la identificación de riesgos de instalación clave y se
utilizaron con el fin de modificar subsiguientemente los procedimientos para reducir el tiempo
no productivo o las fallas.
Medidor de presión
Válvula de control de flujo
Filtros
Tubos reforzados
Sistema de empacador GP
Sellos
Medidor de presión
Válvula de control de flujo
Filtros
Abertura de inyección
Empacador inferior
> Disposición de una terminación inteligente de empaque de grava (GP, por sus siglas en inglés) en pozo
entubado, consistente en tres zonas, para pruebas de integración de sistemas (SIT, por sus siglas en
inglés) (izquierda). La instalación de la sarta de terminación interna durante la prueba SIT se realizó
en el Centro de Tecnología de Terminaciones de Yacimientos de Schlumberger en Rosharon, Texas
(extremo inferior derecho). El sistema de empacador GP incluye el empacador de aislamiento y la carcasa de circulación. Como parte de la prueba SIT y en colaboración con el proveedor de cabezas de
pozos, se llevaron a cabo pruebas adicionales, conocidas como “pruebas de apilamiento” (extremo
superior derecho).
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Instalación de la terminación inferior
Instalación de la terminación interna
100,000 lbf
Carga en el gancho
Profundidad
Pesos de la sarta al bajar simulados
Pesos de la sarta al levantar simulados
Pesos de la sarta al bajar medidos
Pesos de la sarta al levantar medidos
Profundidad
En esta prueba SIT, se abordaron varios
temas específicos. Uno fue la prueba de la interfaz entre la terminación inferior frente a la
formación y la terminación interna inteligente,
en particular los efectos de la fricción de los
conjuntos largos de empacaduras múltiples, su
correcto posicionamiento dentro del pozo, la alineación de la excentricidad del equipo y la
minimización de las raspaduras y fatiga de las
empacaduras, antes de asentar la terminación.
En segundo lugar, se examinaron los asuntos
relacionados con el arrastre y desgaste para la
terminación interna durante la operación en un
ambiente altamente desviado. En tercer lugar,
se verificó un sistema de empaque de grava
emplazado hidráulicamente, operado en un solo
viaje, utilizando una herramienta de servicio
dedicada y de diámetro escalonado.6 Por último,
se utilizó la prueba SIT para optimizar la operación de las líneas múltiples de control eléctrico
e hidráulico, minimizando al mismo tiempo el
número de empalmes para reducir el tiempo de
instalación y su riesgo.
La prueba SIT demostró la factibilidad del
diseño de la terminación, la capacidad de instalar el equipo con éxito y la confiabilidad del
dispositivo para el aislamiento zonal. Un total de
35 recomendaciones basadas en la prueba SIT se
incorporaron en los procedimientos de preparación e instalación como mejores prácticas,
contingencias o elementos que requieren atención especial durante la instalación real del
pozo. Subsiguientemente, se terminó una instalación marina con tiempo no productivo mínimo,
especialmente si se considera el ambiente de
gran arrastre encontrado durante el empaque de
grava, con una diferencia máxima de más de
200,000 lbf [890 kN] entre el peso de la sarta al
bajar y al levantar en la profundidad final (TD,
por sus siglas en inglés) (arriba, a la derecha). El
conocimiento adquirido durante el desarrollo de
la prueba SIT se utilizó para calibrar el modelo
de arrastre de la instalación, que aseguró el éxito
del posicionamiento y el asentamiento.
Las tres zonas fueron estimuladas y probadas
individualmente con las válvulas de control de
flujo, confirmando el aislamiento zonal. Los datos
de producción de fondo de pozo, que se utilizan
para la asignación de la producción, se captan
actualmente mediante la utilización del sistema
de monitoreo y envío de datos en tiempo real
InterACT. El proyecto—desde el inicio hasta la
planeación, comprobación y ejecución—se aceleró para terminarlo en 12 meses.
En otro ejemplo, una prueba SIT de herramientas de terminación de pozos recién
Descargar el fluido
anular para reducir
la fricción
Carga en el gancho
> Datos de pesos de la sarta al levantar y bajar durante la instalación de la terminación. El cuadro muestra el efecto del arrastre sobre la instalación de la terminación inferior (izquierda). Una sobretracción
máxima—la diferencia entre el peso de la sarta al bajar y el peso de la sarta al levantar—de más de
200,000 lbf observada en la profundidad final (TD, por sus siglas en inglés) habría causado un esfuerzo
en la tubería de producción superior al índice especificado. En base a la información adquirida durante
la prueba SIT y los datos recolectados para los pesos de la sarta al levantar y bajar de la terminación
inferior, se limpió el pozo y se cambió el fluido en el espacio anular para reducir la fricción. Estos pasos
redujeron la sobretracción a menos de la mitad del valor de la terminación inferior (derecha). La medición
del arrastre encontrado durante la instalación de la terminación interna fue utilizada para implementar
cambios de procedimientos, tanto durante la prueba como en el pozo marino de alcance extendido.
diseñadas se llevó a cabo en un pozo entubado
del centro CTF, construido al efecto con un
tramo horizontal extendido para simular en la
forma más fehaciente posible las condiciones
anticipadas durante una instalación marina
(próxima página). El objetivo de esta prueba era
investigar cualquier asunto relacionado con las
interfaces y verificar el aseguramiento y el control de la calidad, los procedimientos de
ensamblaje, los procedimientos operativos y la
precisión de los planes de contingencias. Adicionalmente, era importante identificar e
implementar las lecciones aprendidas, incluyendo los cambios de diseño y procedimientos
que conducirían a un incremento de la eficien-
cia, la confiabilidad o la funcionalidad en la aplicación de campo del operador.
El conocimiento adquirido durante las pruebas se tradujo en un mejoramiento de la fase de
intervención. Se rediseñó un nuevo niple utilizado en conjunto con la herramienta de
comando expansible para la válvula de aislamiento de la tubería de producción, con el fin de
superar una incompatibilidad con la configuración seleccionada previamente. Además se
exploraron pruebas adicionales, con tractores
como medio de operación, junto con diversos
métodos de intervención para evitar el atascamiento de la tubería flexible, o flexión helicoidal,
anticipado para las cargas compresivas de más
6. El sistema de empaque de grava diseñado para satisfacer necesidades específicas representa una herramienta
de servicio operada en un solo viaje, que provee un
mecanismo para la colocación y prueba del empacador,
la circulación de fluido y la operación de empaque de
grava (GP, por sus siglas en inglés) en pozos altamente
desviados. La cubierta de circulación GP ha sido especialmente modificada para alojar la sarta de terminación
interna sin el riesgo de abrir la manga con orificio.
7. Aldred W, Belaskie J, Isangulov R, Crockett B,
Edmondson B, Florence F y Srinivasan S: “Una nueva
forma de perforar,” Oilfield Review 17, no. 1 (Verano de
2005): 48–55.
Fontenot KR, Lesso B, Strickler RD y Warren TM:
“Perforación de pozos direccionales con tubería de
revestimiento,” Oilfield Review 17, no. 2 (Otoño de 2005):
48–65.
8. En los pozos direccionales se requiere un sistema de
perforación con tubería de revestimiento recuperable,
debido a la necesidad de recuperar el costoso equipo de
orientación y perforación direccional, reemplazar el
equipo averiado antes de alcanzar la profundidad de
entubación y acceder, en forma rápida y eficaz desde el
punto de vista de sus costos, a las formaciones que se
encuentran debajo de la zapata de la tubería de revestimiento. Un conjunto recuperable para perforación
direccional, operado con cable y ubicado en el extremo
inferior de la tubería de revestimiento, reemplaza a las
herramientas direccionales utilizadas en un conjunto de
fondo de pozo convencional.
Para obtener más información sobre operaciones con
tubería de revestimiento, consulte: Tessari R, Warren T y
Houtchens B: “Retrievable Tools Provide Flexibility for
Casing Drilling,” presentado en la Conferencia Técnica
de Perforación con Tubería de Revestimiento, World Oil
2003, Houston, 6 al 7 de marzo de 2003.
Oilfield Review
ConocoPhillips, una compañía líder en la
industria en lo relativo a la aplicación de tecnología Casing Drilling recuperable, posee
múltiples activos marinos en los que la perforación con tubería de revestimiento ofrece la
posibilidad de ayudar a enfrentar problemas de
construcción de pozos conocidos.8 En los campos
maduros, tales como el Campo Eldfisk situado
en el área marina de Noruega, el agotamiento de
los yacimientos produce problemas de estabilidad de pozos. Las operaciones de perforación
con columna de perforación estándar pueden
requerir sartas de revestimiento extra para evitar los problemas de estabilidad de pozos
Sarta de asentamiento
Colgador de la
tubería de producción
Tubería de revestimiento
Válvula de aislamiento
de superficie
Válvula de seguridad
Inyección de químicos
y medidor de presión
Terminación superior
de 2,500 lbf [11.1 kN] que se observaron durante
la prueba SIT. Adicionalmente, se registraron
más de 60 puntos de acción diferentes relacionados con la seguridad, los procedimientos
previstos, las modificaciones de los equipos y las
mejores prácticas para incrementar la eficiencia, la confiabilidad y la funcionalidad.
Las pruebas de sistemas integrados han proporcionado reducciones de costos demostradas,
en el largo plazo, tanto a través de la resolución
de problemas antes de la primera instalación en
el campo como por medio de las lecciones aprendidas para mejorar la eficiencia y reducir el
tiempo de instalación y el tiempo no productivo.
A pesar de los estudios de ingeniería detallados
que se habían llevado a cabo, las pruebas SIT
esclarecieron las limitaciones de lo que podía
planearse y verificarse por anticipado y demostraron la importancia de realizar una prueba de
campo en forma confidencial y sin las restricciones de tiempo del equipo de perforación.
La capacidad de adaptar las pruebas de integración en un ambiente controlado y de costo
relativamente bajo permite a los operadores y
las compañías de servicios por igual, reducir significativamente la curva de aprendizaje y el
riesgo. Los centros de pruebas, especialmente
los provistos de equipos de perforación en gran
escala tales como el centro CTF, expanden los
horizontes de lo que puede lograrse en términos
de simulación de planes de pozos complejos y
pruebas de nuevas tecnologías en colaboración
con las compañías de petróleo y gas y otros terceros contratistas.
Empacador de producción
Válvula de aislamiento de
tubería de revestimiento
Niple de asentamiento
Junta de contracción
Sistema de
empacador GP
Sellos
Primavera de 2006
Sistema de válvulas
de aislamiento de la
formación (FIV)
Terminación inferior
Un proyecto de colaboración: perforación
direccional con tubería de revestimiento
En los últimos años, la aceptación de la técnica
de perforación con tubería de revestimiento se
ha incrementado en forma sostenida porque
ofrece mejor control del pozo y mayor seguridad,
más eficiencia y ahorros de costos demostrados.7
Si bien los ahorros más significativos pueden
generarse en los ambientes marinos, la técnica
de perforación con tubería de revestimiento en
activos maduros plantea importantes desafíos.
Los pozos perforados desde una plataforma son
típicamente direccionales y la perforación de
pozos desviados con tubería de revestimiento
puede requerir modificaciones en el equipo de
perforación o en el equipo de plataforma, que
podrían afectar la producción a un costo prohibitivo en un ambiente operacional marino.
Además, habitualmente se debe desarrollar una
curva de aprendizaje con los primeros pozos perforados en una nueva área de aplicación.
Extensión de la tubería
de revestimiento
Centralizador
Filtros
> Terminación submarina de empaque de grava en agujero descubierto utilizada en una prueba de integración de sistemas en el centro CTF. Los conjuntos
de terminación superior (verde) e inferior (azul) han incorporado varias herramientas de terminación recientemente diseñadas; una herramienta de servicio
para la operación de empaque de grava (que no se muestra en esta gráfica),
productos integrados que implican un solo ensamblaje, con manómetro permanente e inyección de químicos, y tres tipos diferentes de válvulas de aislamiento.
69
Profundidad
Prueba 1
Pruebas de colocación y recuperación del BHA,
planificadas con ángulos de 0°, 45° y 90°
Prueba 2
Prueba 3
Prueba 4
Prueba 5
Pozo perforado previamente con tubería de
revestimiento de 103⁄4 pulgadas hasta 3,769 pies
Perforación de
850 pies en sentido
horizontal
Distancia
> Perfil del pozo horizontal del Centro de Pruebas de Schlumberger en Cameron, Texas, para pruebas
de perforación direccional con tubería de revestimiento (extremo inferior). Se muestran cuatro operaciones de colocación y recuperación de conjuntos de fondo de pozo (BHA, por sus siglas en inglés),
en orientaciones verticales e inclinaciones diversas. La Prueba 5 incluyó aproximadamente 850 pies
de perforación horizontal. El personal del equipo de perforación posee la capacidad de desarmar el
sistema y efectuar cambios de diseño menores en base a la prueba que la brigada de Tesco está realizando en el equipo de perforación cercano (extremo superior). Todos los días se llevan a cabo
sesiones informativas de las pruebas, que incluyen directrices de seguridad, para definir los procedimientos para las 12 horas siguientes. Durante éstas y otras pruebas de perforación direccional con
tubería de revestimiento, se realizaron dos sesiones informativas diarias de las que participó personal
de ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger (derecha).
causados por el agotamiento de las presiones de
formación. Además de resolver los problemas de
perforación, la tecnología de perforación con
tubería de revestimiento tiene el potencial de
reducir el número de sartas de revestimiento, lo
que podría conducir a un mejoramiento de la eficiencia de las operaciones de construcción de
pozos y a reducciones sustanciales de costos.
Se implementó un proyecto de colaboración
entre ConocoPhillips, Tesco y Schlumberger
para diseñar y comprobar la técnica de perforación direccional con tubería de revestimiento en
relación con dos pozos planificados para el
Campo Eldfisk, en el año 2006. Los pozos planificados serían perforados desde una boca de pozo
común con tuberías de revestimiento de 103⁄4 y
70
7 3⁄4 pulgadas. Al comienzo del proyecto, las
herramientas para perforar con tubería de
revestimiento no existían en estos tamaños y los
problemas operacionales relacionados con los
pozos direccionales requerían el rediseño del
hardware existente.
Los altos riesgos asociados con la colocación,
perforación direccional y recuperación de estas
nuevas herramientas con modificaciones sin
comprobar en pozos de estos tamaños, justificaban la prueba de esta tecnología en los pozos
direccionales de un campo en tierra firme. Pero
9. Borland B, Watts R, Warren T y Lesso B: “Drilling High
Angle Casing Directionally Drilled Wells with
Fit-for-Purpose String Sizes,” artículo de las IADC/SPE
99248, presentado en la Conferencia de Perforación de
las IADC/ SPE, Miami, Florida, EUA, 21 al 23 de febrero de
2006.
se planteaban otras inquietudes en torno a este
enfoque. En primer lugar, con socios múltiples,
era difícil realizar una prueba que beneficiara al
operador pero que potencialmente ofreciera
poco o ningún beneficio a los otros socios. La
cuantificación de los costos y los riesgos resultaba complicada.
En segundo lugar, dado que los objetivos de la
zona productiva y las trayectorias de los pozos
direccionales que los acompañan frecuentemente cambian conforme se obtiene una nueva
información del campo, un perfil de incremento
angular direccional de una sección de la tubería
de revestimiento puede pasar a otra sección
como resultado de un cambio en un modelo geológico. Estos cambios realizados en la planeación
del pozo restringían severamente los objetivos de
la prueba. En tercer lugar, los pozos comerciales
son perforados hasta la terminación. La naturaleza misma de la prueba de un proceso de
perforación, tal como el proceso de perforación
con tubería de revestimiento, puede ocasionar
problemas lo suficientemente significativos como
para abandonar la prueba o el pozo. Una vez que
se inicia una sección de perforación direccional
con tubería de revestimiento, se debe terminar.
Si surgen problemas con las herramientas, se
tiene que contar con la capacidad de volver a la
perforación direccional con la columna de perforación como opción disponible. Esta naturaleza a
prueba de fallas de la construcción de pozos
requirió una extensiva planeación y evaluación
de costos.
Estos temas, comunes en las operaciones de
construcción de pozos, dificultaban la prueba de
nuevas tecnologías para una unidad de negocios
en los campos de otra unidad de negocios, aunque se tratara de grandes organizaciones
operadoras multinacionales. Se dedicaron varios
meses a la modificación de los diseños de los
pozos antes de adoptar la decisión de buscar un
enfoque diferente. La alternativa era utilizar el
centro CTF.
Se planificaron dos pruebas. Los pozos del
centro CTF representarían las secciones direccionales, las tasas de incremento angular y los
parámetros operacionales tales como las tasas de
flujo de lodo, requeridos en los pozos del Campo
Eldfisk.9 En la primera prueba, se comprobaría la
colocación y la recuperación de las herramientas
del conjunto de fondo de pozo (BHA, por sus
10. Copercini P, Soliman F, Gamal ME, Longstreet W, Rodd J,
Sarssam M, McCourt I, Persad B y Williams M: “Mayor
potencia para continuar la perforación,” Oilfield Review
16, no. 4, (Primavera de 2005): 4–9.
Oilfield Review
Drill Lock
Assembly (DLA)
Estabilizador
interno
en tándem
Ensanchador
de 97⁄8 pulgadas
Carcasa del
motor de la barrena
Adaptador de
sensor de
vibraciones
98
Estabilizador
externo
en tándem
140
Configuración
del RSS 1
96
Configuración
del RSS 2
Mantener la
inclinación y
el azimut
hasta la TD
94
92
Inclinación, grados
Sistema MWD
Inclinación
90
88
84
Sistema rotativo
direccional
PowerDrive
82
80
3,600
142
144
146
148
Azimut
Prueba con giro a la izquierda
Planificado: 3.0°/100 pies
Logrado: 4.3°/100 pies
86
Barrena de
compuesto
policristalino
de diamante
(PDC)
Configuración
del RSS 3
Prueba con giro a la derecha
Planificado: 1.0°/100 pies
Obtenido: 1.4°/100 pies
150
152
Azimut, grados
Derecha
Izquierda
Motor no
direccional
Zapata de la tubería
de revestimiento
de 75⁄8 pulgadas
154
156
158
3,800
4,000
4,200
4,400
4,600
Profundidad medida, pies
> BHA para perforación direccional con tubería de revestimiento, utilizado en la prueba con tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas (izquierda). El conjunto
de sistema rotativo PowerDrive incluyó un motor que se corrió en el interior de la unión de la zapata de la tubería de revestimiento para proveer una velocidad de rotación adecuada durante la perforación, minimizando al mismo tiempo la rotación de la tubería de revestimiento para controlar el desgaste y la
fatiga. El BHA para perforación direccional con tubería de revestimiento posee una longitud debajo de la tubería de revestimiento, de 25.9 m [85 pies], mientras que un BHA vertical típico posee una longitud de sólo 4.6 m [15 pies]. Se muestra el desempeño del sistema rotativo direccional para tres configuraciones del sistema PowerDrive (extremo inferior derecho). Los resultados de la prueba indican el grado de éxito de la prueba de perforación horizontal. En la
foto se observa al personal de Tesco y Schlumberger armando el BHA (extremo superior derecho).
siglas en inglés) para perforación con tubería de
revestimiento de 75⁄8 pulgadas en operaciones de
perforación horizontal. La segunda prueba comprobaría el sistema de 103⁄4 pulgadas con tasas de
incremento angular múltiples, desviando un pozo
direccional desde la sección vertical.
Primavera de 2006
La primera prueba tuvo lugar en julio de
2005 en un pozo de alto ángulo del centro CTF
perforado previamente con tubería de revestimiento de 133⁄8, lo que incluyó aproximadamente
183 m [600 pies] de sección horizontal (página
anterior). Se realizaron pruebas para colocar y
recuperar el BHA en la sección vertical y en
desviaciones de 45° y 90°. Se probó un BHA
para perforación direccional con tubería de
revestimiento, que incorporaba un sistema
rotativo direccional (RSS, por sus siglas en
inglés) (arriba).10 La prueba incluyó también el
71
Drill Lock Assembly (DLA)
Estabilizador interno en tándem
Motor no direccional
Estabilizador en la camisa
del motor
Zapata de tubería de
revestimiento de 103⁄4 pulgadas
Adaptador de vibraciones superior
Ensanchador de 123⁄4 pulgadas
Ensanchador a rodillo
Sistema MWD
Adaptador de vibraciones inferior
< BHA para perforación direccional con tubería
de revestimiento, utilizado en la prueba con tubería de revestimiento de103⁄4 pulgadas. El BHA
utilizado en la prueba con tubería de revestimiento
de 103⁄4 pulgadas es el BHA más pesado y largo
empleado en una operación de perforación direccional con tubería de revestimiento. Posee
una longitud de 37.2 m [122 pies] y pesa el triple
que el BHA utilizado en la prueba con tubería de
revestimiento de 75⁄8 pulgadas.
desempeño direccional de este equipo. Se envió
un comando al RSS para desviar la trayectoria del
pozo hacia la derecha, con un incremento angular
de 1.0°/30 m [1.0°/100 pies]. Luego de 91.4 m
[300 pies] se transmitió un segundo comando
para girar hacia la izquierda con un incremento
angular de 3.0°/30 m [3.0°/100 pies]. Por último,
se envió otro comando para que la inclinación y el
azimut se mantuvieran constantes hasta el final
de la prueba. El primer giro se efectuó con un
incremento angular de 1.4°/30 m [1.4°/100 pies],
el incremento angular del segundo fue de 4.3°/30
m [4.3°/100 pies] y el tercer comando se tradujo
en un azimut constante. Se perforaron aproximadamente 259 m [850 pies] de pozo horizontal
nuevo.
La colocación y recuperación de los BHAs
para perforación con tubería de revestimiento se
realizaron utilizando cable. No obstante, debido a
la gran inclinación del pozo, también se probó el
bombeo de las herramientas por el pozo. El BHA
fue colocado y recuperado con éxito. Luego se volvió a colocar y posteriormente se desenganchó
utilizando una herramienta de desconexión bombeada, sin agregado de cable. En una profundidad
objetivo, se asentó la herramienta de desconexión
en el niple de asentamiento, liberando el Drill
Lock Assembly y permitiendo la recuperación del
BHA, para completar una prueba funcional completa del hardware.
Sistema rotativo direccional
PowerDrive
Barrena de compuesto
policristalino de diamante (PDC)
72
Oilfield Review
Se corrió un adaptador de sensor de vibraciones de fondo de pozo por encima del ensanchador
para monitorear las aceleraciones lateral y de torsión. Los choques producidos durante la primera
etapa de la carrera fueron de mayor intensidad
pero luego se redujeron. Estos choques pueden
dañar el RSS. Una inspección completa de las
herramientas demostró que no habían sufrido los
daños observados con anterioridad, probablemente gracias a las modificaciones efectuadas en
la herramienta rotativa direccional para hacerla
más robusta. El BHA de pequeño diámetro utilizado en la operación de perforación con tubería
de revestimiento aún es susceptible a las vibraciones y choques excesivos y seguirá siendo
monitoreado. No obstante, el modelado realizado
para mitigar los choques y las mejoras de la
robustez de la herramienta han reducido considerablemente este problema.
La prueba con tubería de revestimiento de
103⁄4 pulgadas tuvo lugar en noviembre de 2005.
Una tubería de revestimiento de 133⁄8 instalada
previamente había sido colocada verticalmente, a
una profundidad de aproximadamente 609.6 m
[2,000 pies]. La instalación con cable para la
prueba con tubería de revestimiento de 75⁄8 pulgadas utilizó una polea superior suspendida debajo
del aparejo viajero convencional, mientras que en
la prueba con tubería de revestimiento de 103⁄4
pulgadas se empleó una polea de corona fija y un
aparejo hendido para simular el equipamiento del
equipo de perforación del Campo Eldfisk. El
diseño del BHA direccional era similar al utilizado en la prueba con tubería de revestimiento
de 75⁄8 pulgadas. Se utilizó una herramienta RSS y
MWD para el control direccional en la sección
piloto del BHA (página anterior).
Las mediciones de las vibraciones de fondo
de pozo—conteos de choques—se transmitieron a la superficie en tiempo real desde la
Primavera de 2006
herramienta MWD. Los conteos de choques también se registraron en el fondo del pozo en el
sistema RSS. Adicionalmente, se colocaron tres
paquetes de sensores en el BHA; uno por
encima y dos por debajo del ensanchador, entre
la herramienta MWD y el sistema RSS. Las
mediciones registradas en el fondo del pozo
incluyeron la presión anular; el choque lateral,
axial y de torsión; la velocidad de rotación; el
esfuerzo de torsión y el peso sobre la barrena.
Se utilizaron dos BHAs de diferentes longitudes
para comprobar las diferencias en la respuesta
a las vibraciones.
El conjunto de datos de esta prueba es el
registro de datos de fondo de pozo más extensivo
que se haya recolectado durante una operación
que involucra perforación con tubería de revestimiento. Los datos fueron registrados desde el
comienzo de la desviación en un tapón de reentrada, mientras se atravesaba un laberinto de
agujeros perforados a partir del mismo pozo
principal y durante la perforación de aproximadamente 850 pies con un incremento angular de
unos 20°. El pozo fue perforado direccionalmente, primero con una tasa de incremento
angular baja de 0.5°/30 m [0.5°/100 pies] y luego
con una tasa más alta de 3.0°/100 pies.
Los datos de mecánica y dinámica de la perforación recolectados durante estas pruebas se
tradujeron en recomendaciones acerca de cambios tácticos que permitirán mejorar los diseños
de los pozos para las operaciones de ConocoPhillips en el Campo Eldfisk en Noruega.
Expansión de los horizontes
de aseguramiento de la calidad
El diseño de equipos que puedan tolerar las condiciones ambientales y de perforación extremas
de los campos de petróleo durante la obtención
de mediciones de alta sensibilidad sigue siendo
un reto grandísimo. Conforme las herramientas
se vuelven más complejas y los hidrocarburos se
ocultan en ambientes cada vez más dificultosos,
el riesgo y los costos asociados con la aplicación
de nuevas tecnologías sólo se incrementarán en
el futuro. En consecuencia, es esencial la homologación de las tecnologías de campos petroleros
antes de su introducción en el campo.
Con la necesidad de mitigar la exposición a
ambientes de campos petroleros riesgosos y mantener los costos bajo control, la ejecución de
pruebas remotas con la participación de clientes
y personal de centros de ingeniería y pruebas se
ha convertido en una tendencia creciente. La
conectividad de gran ancho de banda dentro de la
red protegida y segura de Schlumberger provee la
capacidad de realizar pruebas confidenciales e
involucrar especialistas que se encuentran a
miles de millas de distancia.11
Los beneficios de mantener y operar centros
de pruebas, que incluyen la capacidad de
perforación total, están bien establecidos. El despliegue rápido de tecnologías facilitadoras de
alto desempeño en el campo y la demanda creciente de proyectos de terminación complejos y
multidisciplinarios, llave en mano, son algunas
de las razones de la necesidad de contar con centros de pruebas tales como el centro SRC y el
centro CTF. En realidad, los límites de las pruebas son impuestos solamente por las limitaciones
de la creatividad de los responsables del desarrollo de tecnologías.
Es probable que el futuro sea testigo de la
implementación de un número creciente de proyectos de colaboración entre operadores,
compañías de servicios y otros proveedores para
probar los nuevos límites de la tecnología y proveer aseguramiento de la calidad y la seguridad
en ambientes de perforación rigurosos y geológicamente complejos.
—RG
73