2 Oilfield Review

Soluciones submarinas

Alan ChristieAshley KishinoRosharon, Texas, EE.UU.

John CrombTexaco Worldwide Exploration and ProductionHouston, Texas

Rodney HensleyBP Amoco CorporationHouston, Texas

Ewan KentBrian McBeathHamish StewartAlain VidalAberdeen, Escocia

Leo KootShellSarawak, Malasia

Se agradece la colaboración de Robert Brown, John Kerr yKeith Sargeant, Schlumberger Reservoir Evaluation,Aberdeen, Escocia; y Michael Frugé, Andy Hill y FrankMitton, Schlumberger Reservoir Evaluation, Houston,Texas, EE.UU. EverGreen, E-Z Tree, IRIS (Sistema Inteligente de Implemen-tación Remota) y SenTREE son marcas de Schlumberger.

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

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

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

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

Primavera de 2000 3

El mundo submarino encierra misterios ydesafíos que siempre resultaron atractivos paralos aventureros y los exploradores. A lo largo demiles de años, se especuló sobre la existencia decivilizaciones submarinas y el hombre soñabacon el descubrimiento de ciudades perdidas o eldesarrollo de formas de vida y de trabajo en lasprofundidades del mar.

Si bien las ciudades submarinas constituyentodavía una ilusión, algunos aspectos de la vidacotidiana transcurren efectivamente en las pro-fundidades del océano, como extensiones deprocesos que se desarrollan también en la super-ficie: por ejemplo, los primeros cables de comu-nicación que atravesaban el fondo del mar; losdispositivos de investigación que controlan laspropiedades de la tierra y del mar y los equiposde supervisión militares que investigan activi-dades sospechosas.

De la misma forma, la industria del petróleo yel gas ha extendido sus primeras operaciones deexploración y producción con taladros montadosen tierra firme, cabezales de pozos y tuberías deconducción para explotar las riquezas del volu-men de la tierra que se encuentra cubierta por elmar. Esta evolución desde la tierra hacia el mar seha producido a lo largo del último siglo, a partir de1897 cuando se instaló el primer mástil de per-foración encima de un muelle en las costas deCalifornia (EE.UU) (derecha)1. Más adelante, secomenzaron a utilizar los equipos de perforacióncosta afuera, con plataformas marinas, semisu-mergibles y taladros de perforación autoelevablesy embarcaciones de perforación con sistema deposicionamiento dinámico. Desde un punto deuna plataforma fija o un equipo flotante, se po-dían perforar pozos en distintas direcciones con elfin de explotar el yacimiento al máximo posible.

A medida que se perfeccionó la tecnología deoperaciones marinas en busca de la conquista deambientes cada vez más hostiles y desafiantes,la perforación costa afuera evolucionó en dos

2. Bradbury J: “Brazilian Boost,” Deepwater Technology,Supplement to Petroleum Engineer International 72, no. 5(Mayo de 1999): 17, 19, 21.El concepto de aguas profundas tiene distintas defini-ciones. Según una de ellas, se considera "aguas profun-das" a una profundidad del fondo del mar de 2000 pies enambientes hostiles, o 1100 m [3000 pies] en otro tipo deambientes. Según otra definición, "aguas profundas" sig-nifica más de 400 m [1312 pies] y "ultraprofundas" cuandose superan los 1500 m [4922 pies] de profundidad.

> Cronología de las operaciones marinas.

Perforación marina

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

1911 Primera plataforma de perforación

1925 Primera isla artificial de perforación

1932 Primer pozo perforado desde una plataforma independiente

1953 Primeros taladros móviles y sumergibles

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

1966 Primer taladro de perforación autoelevable

Profundidad del mar

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

1971 Primera embarcación con sistema de posicionamiento dinámico

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

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

1996 Récord de producción de petróleo a partir de 1709 m [5607 pies] de profundidad bajo el agua

Actividades submarinas

1961 Primer árbol de válvulas submarino

1973 Primer plantilla (template) de pozos múltiples submarinos

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

1992 Primer árbol horizontal

1996 Récord de tubería horizontal submarina de 109 km [68 millas] de longitud1997 1000 pozos submarinos completados2000 Récord de perforación a

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

direcciones principales. En primer lugar y, segúnlo previsto, los pozos se perforaban en zonas enlas que la columna de agua aumentaba año trasaño, hasta llegar al récord actual que es de 1852m [6077 pies] en un pozo productor del campoRoncador, en el área marina de Brasil.2 En la per-

foración con fines exploratorios, sin producciónreal, Petrobrás alcanzó el récord de 2777 m [9050pies], también en un área marina de Brasil. En elGolfo de México, existen otras parcelas aún noexploradas en las que la columna de agua superalos 3050 m [10.000 pies].

En una segunda dirección, los equipamientosde completación de pozos se han sumergido en elagua. En lo que se denomina completación sub-marina, los cabezales de los pozos que seencuentran sobre el lecho del mar se conectancon las líneas de flujo que transportan el petróleoy el gas a la superficie (arriba a la izquierda). Alcontar con diversos puntos de acceso, es posiblealcanzar una mayor superficie del yacimiento res-pecto de los pozos de alcance extendido, lo cual

permite explotar el volumen del yacimiento conmayor eficacia. Asimismo, el uso de una insta-lación central común permite reducir el costo dedesarrollo del campo en forma significativa.

Los primeros pozos submarinos se completa-ban desde taladros de perforación semisumergi-bles con ayuda de buzos que dirigían elemplazamiento de los equipos y operaban lasválvulas. Hoy en día, las completaciones sub-marinas pueden resultar demasiado profundas

para los buzos, de tal modo que los equipamien-tos de producción se controlan y manejan pormedio de vehículos operados por control remoto(ROVs, por sus siglas en Inglés). El simple con-junto de cabezal de pozo y tuberías de conduc-ción se ha ampliado hasta incluir varioscabezales conectados a un conjunto de válvulasde distribución a través de líneas de flujo, y luegoa un sistema de producción flotante, a unaplataforma cercana o a las instalaciones em-plazadas en la costa (izquierda). A través de gru-pos de válvulas de distribución conectados apuntos centrales submarinos se logra maximizarla cobertura del yacimiento. La distancia horizon-tal entre la completación submarina y su co-nexión a la plataforma (tieback) ha aumentadodesde algunos cientos de metros hasta alcanzarel récord de 109 km [68 millas], que ostenta elcampo Mensa en el Golfo de México.3

Cada vez con mayor frecuencia, las opera-ciones que se realizaban originalmente en lasuperficie se están trasladando al fondo del mar.La tecnología submarina disponible hoy en díacomprende una amplia variedad de equipamien-tos y actividades: cables guía para descender losequipos al fondo del mar, árboles de válvulas decabezal de pozo, o de producción, preventores dereventones (BOPs, por sus siglas en Inglés),árboles de intervención y de prueba; conjuntosde válvulas de distribución, plantillas; ROVs,líneas de flujo, tubos ascendentes (risers), sis-temas de control, sistemas de distribución deenergía eléctrica, bombeo y medición de fluidos,y separación y reinyección de agua. En una visiónfuturística se puede imaginar inclusive un taladrode perforación instalado en el fondo del mar.4

El primer árbol de producción submarino fueinstalado en 1961 en un pozo operado por Shellen el Golfo de México.5 Al cabo de 36 años, sehabían completado 1000 pozos submarinos. Lospaladines de la industria petrolera afirman quepara completar otros 1000 pozos se necesitaránúnicamente cinco años y que la expansión con-tinuará a razón de 10% por año durante los próxi-mos 20 años.

En algunas zonas, como el Golfo de México yel área marina de Brasil, será necesariotraspasar las barreras de la tecnología limitadapor la profundidad. En todo el mundo, se hancompletado sólo dos pozos desde profundidadesdel fondo del mar superiores a los 1524 m [5000pies]. Si bien está previsto un aumento en la can-tidad de completaciones submarinas en todos losrangos de profundidad, el más impresionanteserá, sin duda, el correspondiente a las profundi-dades extremas (próxima página)6.

4 Oilfield Review

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

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

Primavera de 2000 5

En otras áreas, en especial en el Mar delNorte, el incremento resulta evidente al conside-rar el número creciente de completaciones sub-marinas por proyecto. La compañía Norsk Hydroplanea desarrollar el campo Troll con más de 100pozos submarinos conectados a un sistema deproducción flotante.

El ambiente submarino presenta un conjuntode desafíos tecnológicos de mayor envergaduraque la superficie terrestre y mucho más de lo quese puede abarcar aquí. En este artículo se exami-na el proceso de completación de un pozo sub-marino y se explica el funcionamiento de losequipos que controlan el acceso al pozo durantecada etapa de su existencia, desde la explo-ración, la evaluación y la completación, hasta suintervención y abandono.

Razones para el desarrollo de yacimientossubmarinosDado que no será posible describir aquí todo elproceso que conduce a la selección de unaestrategia de desarrollo submarino respecto dealguna otra, nos limitaremos a ofrecer una brevedescripción para ubicarnos en contexto. Al igualque ocurre en la planificación del desarrollo deotros activos, el proceso de toma de decisionestrata de maximizar el valor de los mismos y mini-mizar los costos, sin poner en riesgo la seguridady la confiabilidad. El análisis de costos se con-centra en las erogaciones de capital y los gastosoperativos e incluye también los riesgos o loscostos potenciales de eventos imprevistos.

Las condiciones que originan estos costosson numerosas y se encuentran relacionadasentre sí; incluyen todos los factores vinculadoscon los yacimientos que se deben tener encuenta, por lo general, para tomar decisionesrespecto de los proyectos en tierra firme, ademásde los que se originan a partir de las compleji-dades propias del ambiente submarino. Una listaabreviada de estos factores comprende: la

infraestructura existente, la profundidad delagua, el clima y las corrientes marinas, las condi-ciones del lecho marino, el costo de construccióny recuperación (decommissioning) de las estruc-turas permanentes, el tiempo transcurrido antesde la puesta en producción, la confiabilidad delos equipos, la facilidad de acceso al pozo paralas futuras tareas de monitoreo o intervención yla capacidad de mantener en forma constante elflujo de los fluidos en las tuberías.

Algunas de estas condiciones representanenormes desafíos para cualquier desarrollomarino y presentan fuertes argumentos a favorde las completaciones submarinas en vez de, ocombinadas con, otras opciones como platafor-mas semisumergibles, plataformas de cablestensados, unidades de árboles de válvulas secos,además de sistemas flotantes de producción,almacenamiento y descarga (FPSOs, por sussiglas en Inglés). La distancia existente desde lasobras de infraestructura es un factor determi-nante en el momento de optar por una com-pletación submarina. Cuando los pozosperforados se encuentran en las cercanías de lasplataformas de producción existentes, resultaconveniente realizar una completación subma-rina y conectarla a la plataforma. La distanciaentre la completación submarina y su conexión ala plataforma se encuentra limitada por la con-tinuidad del flujo, la estabilidad del lecho marinoy las corrientes. En el caso de algunas platafor-mas fijas, las erogaciones de capital representan

cifras de miles de millones de dólares, por lo cualmaximizar el acceso al yacimiento por medio depozos submarinos adicionales puede llevar a unaumento de la producción mientras que semantienen restringidos las inversiones de capitaly los gastos operativos.

Las completaciones submarinas constituyenuna solución adecuada en el caso de pozos pro-ductores de fluidos que serán manejados porembarcaciones FPSO. Estas embarcacionesreducen el tiempo necesario para la puesta enproducción de los pozos, los que, con frecuencia,se encuentran ubicados en zonas en las que lasestructuras permanentes resultan poco prácticaso antieconómicas, a causa de la profundidad delagua y de las condiciones climáticas. Para estetipo de ambientes existen otras opciones, comola unidad de árbol de válvulas seco (tambiéndenominada “spar” en ciertos casos) que es uncilindro vertical flotante, o bien la plataforma dede cables tensados, que es una estructuraflotante sostenida en el lugar por cables verti-cales en tensión, conectados a plantillas de pi-lotes empotrados en el lecho marino. Tanto launidad de árbol de válvulas seco como la plata-forma de cables tensados se encuentran amar-radas al lecho del mar. Estas últimas técnicas sehan aplicado sin completaciones submarinas enprofundidades de aproximadamente 1372 m[4500 pies]. En profundidades superiores, se optópor una completación submarina con el apoyo delos sistemas flotantes.

50 150 250 350 450 600 800 1000 2000 3000

Profundidad del lecho marino, m

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OperacionalPlanificado

Núm

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> Número de pozos submarinos, en operación y planificados para el año 2003, ordenados según laprofundidad del lecho marino.

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,” DeepwaterTechnology, Supplement to Petroleum EngineerInternational 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 porlos cabezales del revestidor y de la tubería de producción, las válvulas y los orificios que controlan elflujo 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.

A las profundidades de agua en cuestión, eldesplazamiento de hidrocarburos a través de lastuberías, las válvulas y los tubos de conducciónimplica un esfuerzo considerable. Las bajas tem-peraturas y las altas presiones pueden provocarla precipitación de sólidos, que reducen o blo-quean completamente el flujo. La precipitaciónde asfaltenos y parafinas constituye un problemaen ciertos yacimientos, donde, por lo general, sedebe recurrir a una intervención en algún puntode la vida del pozo. Las incrustaciones de mine-rales también pueden restringir el flujo, por locual es necesario impedir su formación o elimi-narlas.7 La formación de hidratos de gas sólidospuede causar bloqueos en las tuberías y en laslíneas de flujo, en especial cuando una mezcla deagua y gas se enfría mientras fluye a lo largo dellecho marino a través de una tubería de gran lon-gitud. Las técnicas de prevención utilizadas com-prenden el calentamiento de las tuberías, laseparación del gas y el agua previo al desplaza-miento del crudo y la inyección de inhibidorespara impedir la formación de hidratos.8 La co-rrosión constituye otro enemigo de la continuidaddel flujo, y puede ocurrir cuando el agua de marentra en contacto con tuberías cargadas eléctri-camente.

El acceso al pozo para realizar pruebas, inter-venciones, tareas de reacondicionamiento oadquisición de datos adicionales es un puntoclave a tener en cuenta. Tradicionalmente, en loscasos en que el desarrollo requiere el acceso alpozo una vez realizada la completación, los ope-radores se inclinan por soluciones adecuadas acada tipo de plataforma. Las plataformas inclu-yen árboles de válvulas y equipamientos para elcontrol del pozo en la superficie, lo cual facilita elacceso para introducir herramientas y modificarlas operaciones del pozo. Para realizar estas ta-

reas en pozos submarinos se necesita contar conuna embarcación o un taladro y, en muchoscasos, un tubo ascendente—un gran tubo queconecta el pozo submarino a la embarcación yaloja la sarta de perforación, el fluido de per-foración y los fluidos provenientes del hueco—además de una adecuada planificación paraobtener estos instrumentos cuando fuesen nece-sarios.

Todo estos factores hacen que los costos seincrementen en forma significativa. En muchoscasos, se debe remover el árbol de producciónsubmarino. Para efectuar una reconexión a variospozos submarinos para realizar tareas de rea-condicionamiento y recompletación, es necesariocontar con un sistema de intervención especial-mente diseñado para controlar el pozo y permitirque las otras herramientas pasen a través delmismo hasta alcanzar el nivel del yacimiento. Enla actualidad, el desarrollo de un árbol de prue-bas de completación posibilita el acceso a lospozos submarinos, lo cual permite un control másconfiable del pozo frente a cualquier tipo deintervención. Más adelante en este mismo ar-tículo se amplía la información sobre este tema.

La confiabilidad de los equipos representauna gran preocupación en cualquier instalaciónsubmarina. Una vez que los equipos se encuen-tran instalados sobre el lecho del mar, se esperaque se mantengan en esa ubicación a lo largo detoda la vida del pozo. Algunos operadorestodavía no están convencidos de que los sis-temas submarinos resulten adecuados y confia-bles en los emprendimientos en aguas ultrapro-fundas. No obstante, un número cada vez mayorde operadores van adquiriendo confianza en estetipo de prácticas a medida que las compañías deservicios introducen soluciones innovadoras y deprobada eficacia.

EquipamientoLa mayoría de los equipos especializados que seutilizan en las instalaciones submarinas son dise-ñados, fabricados, instalados y conectados porempresas de ingeniería, constructoras y empre-sas de manufactura. Las empresas ABB VetcoGray, FMC, Cameron, Kvaerner, Oceaneering,Brown & Root/Rockwater, McDermott, Framo yCoflexip Stena son algunas de las compañías quesuministran la mayor parte de los BOPs, loscabezales de pozos, las plantillas, los árboles deproducción, los sistemas de control de produc-ción, los colgadores de las tuberías de produc-ción, las líneas de flujo, los cordones umbilicales,los ROVs, los medidores multifásicos y bombas,los separadores y los generadores de energía.Las estructuras más grandes, como los conjuntosde válvulas de distribución, pueden llegar a pesar75 toneladas o más, y se pueden construir ytransportar en forma modular para luego armar-los directamente sobre el lecho del mar en suubicación definitiva.

Asimismo, las compañías de serviciospetroleros y otros grupos suministran herramien-tas y servicios especiales destinados al ambientesubmarino. Baker Hughes, Halliburton, Expro,Schlumberger y otras empresas han desarrolladosoluciones para resolver problemas crucialesrelacionados con los hoyos.

Una de las mayores preocupaciones durantela construcción y la operación de los pozos sub-marinos consiste en mantener el control del pozoen todo momento. Por lo general, existen dostipos de embarcaciones capaces de realizar laperforación, la completación y los servicios sub-siguientes en los pozos submarinos: un sistemaflotante atado o anclado al lecho del mar, y otroque mantiene su ubicación sobre el pozo con unsistema de posicionamiento dinámico. En amboscasos, es fundamental que la embarcación semantenga en la ubicación correcta, o "en posi-ción." Esta posición se puede describir como elárea que abarcan dos círculos concéntricos cuyopunto central es la ubicación del pozo en el lechomarino. El círculo interior representa el límite dela zona preferida, mientras que el círculo exteriorrepresenta el límite máximo aceptable para queno se produzcan daños. Si las corrientes o lascondiciones climáticas provocan el movimientode la embarcación desde su lugar de emplaza-miento, ésta cuenta con propulsores que la vuel-ven a colocar en la posición deseada; mientrastanto las tareas de perforación, pruebas, completación o intervención del pozo continúannormalmente.

6 Oilfield Review

Schlumberger ha diseñado una serie de árboles de válvulas

para operaciones, pruebas de pozos, completaciones e in-

tervenciones submarinas. La combinación de los diámetros

internos y externos de las herramientas, los valores de la

presión y la temperatura y los sistemas de control hacen

posible su adaptación a una amplia variedad de completa-

ciones submarinas y pruebas de pozos, además de diversas

profundidades y condiciones del hoyo.

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

Preventorde reventones

Arbol de completación y pruebas

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

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

Primavera de 2000 7

Sin embargo, bajo condiciones extremas,puede ocurrir que el sistema de posicionamientodinámico no sea suficiente para mantenerla enposición, o bien puede surgir una situación quepodría poner en peligro la integridad de la embar-cación. Pueden ocurrir problemas en el sistema,como la falla del sistema propulsor o la pérdidade alguna línea de anclaje, con lo cual laembarcación sería arrastrada fuera de suemplazamiento. También pueden presentarsecondiciones climáticas adversas o colisiones contémpanos u otras embarcaciones. Bajo talescondiciones, la embarcación con sistema de posi-cionamiento dinámico sería arrastrada fuera desu emplazamiento.

En todos estos casos sería necesario desco-nectar la columna de asentamiento y el tuboascendente del pozo. Una vez tomada la decisiónde desconectar el pozo, las mejores prácticasque se conocen en la industria petrolera paraoperar en aguas profundas con embarcacionescon sistema de posicionamiento dinámico exigenque se complete todo el proceso en un lapso de40 a 60 segundos, dependiendo de las condi-ciones y los sistemas utilizados. Sin embargo,antes de desconectarse del pozo, y en un procesoseparado que dura en sí mismo entre 10 y 15segundos, es necesario controlar todo el flujoproveniente del pozo y no deben derramarse hi-drocarburos en el mar. Ambos extremos del con-ducto desconectado deben sellarse y, una vezsuperadas las condiciones peligrosas, cuando seconsidera que se puede volver a operar en formasegura, se puede restablecer la conexión al pozoy recomenzar las operaciones.

Las herramientas desarrolladas porSchlumberger y otras compañías para realizarestas tareas se denominan árboles de com-pletación y prueba submarinos. No se fijan enforma permanente al lecho del mar como losárboles de producción, si no que son recupera-bles y cuando se los necesita se colocan dentrodel tubo ascendente por medio de una columnade asentamiento, se corren dentro del conjuntoBOP y se conectan al colgador de la tubería delárbol de producción (derecha). Estas herramien-tas combinan dos características principales: laparte de la herramienta que corresponde al sis-tema de control transmite la información entre lasuperficie y la herramienta y facilita la activaciónde las válvulas y los conectores. Las válvulas ylos conectores realizan la conexión, el control delflujo y las operaciones de desconexión y recone-xión con el árbol ubicado en el fondo del mar.

Schlumberger ha diseñado una serie deárboles para operaciones, pruebas de pozos,completaciones e intervenciones submarinas.Las distintas combinaciones de los diámetrosinternos y externos de la herramienta, los valoresde presión y temperatura y los sistemas de con-trol hacen posible su adaptación a una ampliavariedad de completaciones submarinas y aplica-ciones de pruebas de pozos, además de diversasprofundidades y condiciones del hoyo. Pararealizar pruebas de pozos se utiliza el sistemaSenTREE3, que es de menor diámetro. La he-rramienta SenTREE3 tiene un diámetro interno de3 pulgadas y límites de operación de 15.000 lpc[103,4 MPa] y 350°F [177°C]. Para las completa-ciones e intervenciones, el sistema SenTREE7cuenta con un diámetro interno de 73⁄8 pulgadas ylímites de operación de 10.000 lpc [68,9 MPa] y325°F [163°C], con capacidad para operar en pro-fundidades de hasta 10.000 pies. Una línea parainyección de químicos permite introducir aditivosen el pozo con el fin de prevenir la corrosión o laformación de hidratos.

El sistema de control de cada herramientaestá instrumentado de acuerdo con los requeri-mientos de cada operador. El tiempo disponiblepara la desconexión depende de varios factores:la capacidad del sistema de posicionamientodinámico propio de cada embarcación, la profun-didad del agua, las corrientes esperadas y laaltura de las olas y un análisis de operacionesriesgosas. El diseño de las herramientasSenTREE permite que las mismas se desconectencuando son sometidas a una tensión extrema y a

8 Oilfield Review

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

un ángulo mayor del que se puede alcanzar físi-camente en el conjunto BOP. Esto permite garan-tizar la posibilidad de un desenganche controladobajo todas las condiciones. En zonas con profun-didades de hasta 2000 pies [610 m], bajo condi-ciones normales y desde una embarcaciónanclada o amarrada, el tiempo necesario puedeser de hasta 120 segundos. El tiempo es máslargo porque la embarcación se encuentraanclada y no depende del sistema de posi-cionamiento dinámico para mantenerse en posi-ción. Por lo general, en estos casos el sistema decontrol cuenta con un diseño hidráulico directo.La señal de desconexión se envía a través de laslíneas hidráulicas a las válvulas solenoides quese encuentran en el sistema de control de la he-rramienta, que activan las válvulas de la he-rramienta en forma hidráulica. Debido alcomportamiento del fluido y las líneas de control,el tiempo necesario para que la señal de cegadollegue hasta la herramienta submarina aumentade acuerdo con la profundidad. Para minimizareste tiempo adicional en profundidades de hasta

4000 pies [1219 m] se trata de mejorar el sistemapor medio del uso de acumuladores de presión enel sistema hidráulico submarino.

Cuando las profundidades son mayores, o enoperaciones realizadas desde una embarcacióncon sistema de posicionamiento dinámico, ladesconexión se debe realizar en 15 segundos oaún menos. A lo largo de la distancia en cuestión,un sistema hidráulico por sí solo funciona condemasiada lentitud, pero la combinación de unsistema hidráulico y eléctrico hace posible queuna señal eléctrica rápida active la desconexióncontrolada en forma hidráulica y ejecute elcegado del flujo. Estos sistemas se conocen conel nombre de electrohidráulicos. En el caso delsistema SenTREE3, el sistema de superficie envíauna señal eléctrica directa por medio de un cableeléctrico hasta las tres válvulas solenoides delsistema de control de fondo. Estas válvulas con-trolan las tres funciones de la herramientaSenTREE3, que consisten en cerrar las válvulasde cegado, liberar la presión y efectuar ladesconexión.

Válvula lubricador

Sistema de control

Válvula de purga/desahogo

Válvula de retención

Sistema de conexión

Válvula charnela

Válvula esférica

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2

3

5

1

Herramienta SenTREE7

Primavera de 2000 9

Por otra parte, el sistema de control múlti-plexado SenTREE7 realiza 24 funciones, que in-cluyen abrir y cerrar cuatro válvulas, conectar ydesconectar dos herramientas, trabar y destrabarel colgador de la tubería de producción, inyectarsustancias químicas y monitorear la temperaturay la presión (página anterior). Este sistema esdemasiado complicado para operar mediante unaseñal eléctrica directa, por lo cual se envía unaseñal multiplexada por un cable de perfilaje,luego se interpreta con un módulo electrónicosubmarino incluido en el sistema de control, elque a su vez activa las funciones de la he-rramienta. Además, los telémetros del sistemaeléctrico pueden suministrar datos acerca de lapresión, la temperatura, el estado de las válvulas

y demás parámetros que se requieran, con lo cualse produce una comunicación de dos vías entre laherramienta y la superficie. El sistema de controlmultiplexado de Schlumberger es el métodoprobado más veloz disponible hasta el momento.

El sistema de cegado incluye una válvulaesférica, válvulas charnelas y un sistema deconexión. El sistema se completa con una herra-mienta para bajar el colgador de la tubería deproducción (THRT, por sus siglas en Inglés). Unajunta espaciadora separa las válvulas del sistemade conexión a los efectos de ajustar el espacia-miento de los arietes empaquetadores de cual-quier configuración del conjunto BOP submarino .Esto permite que se puedan cerrar los arietes enel caso de producirse un reventón (abajo).

Junta conectora

Válvula de purga/desahogoVálvula de retención

Tubo de corte

Unidad del sistema de conexión

Unidad de válvulas

Junta espaciadora

Colgador ajustable

Tubo ascendente

Válvula Hydril

Arietes de corte

Arietes ciegos

Arietes para tubería

Arietes para tubería

Conjunto BOP

Herramienta SenTREE3

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

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

>

Las válvulas están diseñadas para mantenerpresiones ejercidas desde adentro o desdeafuera del sistema. Para garantizar el ais-lamiento del fluido, las válvulas operan en orden;en primer lugar, la válvula esférica, luego lasválvulas charnelas inferiores impiden la entradadel fluido proveniente del pozo; en segundo lugar,se cierra la válvula de retención ubicada porencima del sistema de conexión para contenerlos fluidos que se encuentran en la tubería quelleva a la superficie; en tercer lugar, se permite lasalida de la pequeña cantidad de fluido atrapadaentre las dos válvulas hacia el tubo ascendente;por último, se desconecta la sección superior,que se puede separar del conjunto BOP. Si se vaa desconectar el tubo ascendente al mismotiempo, se cierran los arietes ciegos del conjuntoBOP en este momento y se desconecta el tuboascendente de perforación. La embarcaciónpuede, entonces, abandonar su posición dejandoel pozo bajo control. El diseño de un árbol sub-marino de completación y prueba se basa en lacapacidad de realizar una desconexión contro-lada: un hecho que tanto el operador como lacompañía de servicios desearían que nunca seproduzca, pero que, llegado el caso, deben tenerla capacidad de manejarlo.

El diseño y el proceso de fabricación de losárboles de completación y pruebas difieren bas-tante comparados con otras herramientas quebrindan servicios en los campos petroleros. Lasherramientas operadas a cable o las herramien-tas de perfilaje durante la perforación, fuerondiseñadas por las compañías de servicios paraser utilizadas cientos de veces en muchos pozosy para adaptarse a una amplia variedad de condi-ciones. Los árboles submarinos de completacióny pruebas constan de módulos convencionales,

que deben ser adaptados a las especificacionesde cada proyecto y dependen de las dimensionesdel conjunto BOP, de la capacidad de corte y delas dimensiones del sistema del colgador de latubería de producción; todo ello de acuerdo conun tiempo de desarrollo y entrega sumamenteajustados.

En la construcción de los diferentes compo-nentes de una instalación submarina participandiversos proveedores, y cada componente debeajustarse y funcionar con los demás de acuerdocon lo programado. Las demoras que se produz-can en la disponibilidad de las herramientassignifican demoras en la producción. Las herra-mientas mismas son físicamente enormes(izquierda), puesto que dentro de ellas han decaber hasta las más grandes herramientas ope-radas por cable de acero. Las dimensionessubstanciales y el peso de estos equipos hacenecesaria la utilización de equipos especiales ygrúas para su movimiento y manipulación. Por logeneral, la operación, el acarreo y el mante-nimiento de las herramientas se realizan eninstalaciones especiales en las que también seocupan de los equipos de prueba de pozos.

Cada árbol de completación y pruebas debeestar adaptado para ajustarse a un árbol de pro-ducción submarino y una combinación de BOPespecíficos, de los cuales aparentemente noexisten dos versiones iguales.

Los primeros árboles de producción eran ensu mayoría árboles de “doble hueco,” con unhueco de producción y otro hueco separado parael espacio anular, que pasan a través del árbol enforma vertical y con válvulas orientadas también

10 Oilfield Review

> 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.

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

Primavera de 2000 11

en forma vertical. También existían algunosárboles con huecos concéntricos en los que noera posible acceder al espacio anular.9 Algunosfabricantes denominan árbol vertical a ambostipos de árboles de producción.

La desventaja de este tipo de árbol es que seinstala por encima del colgador de la tubería deproducción, de manera tal que si se debiera reti-rar la tubería para realizar un reacondi-cionamiento, se debería quitar el árbol deproducción, que por lo general pesa unas 30toneladas. En ciertos casos, esto también implicaquitar los cordones umbilicales o incluso lasconexiones de las tuberías de conducción.

En 1992 se introdujo un nuevo tipo de árbolde producción: el árbol horizontal. En este caso,el hueco de producción y hueco del espacio anu-lar se desvían desde los costados del árbol y lasválvulas se encuentran orientadas en forma hori-zontal. En algunos casos se los denomina árbolesde válvulas laterales. Dado que la tubería de pro-

ducción se encuentra asentada dentro de unárbol horizontal, se puede acceder a ella oquitarla sin mover el árbol, con lo cual la inter-vención resulta mucho más fácil. Cada tipo deárbol de producción tiene un diseño diferente enlo que respecta al conjunto BOP, el cabezal delpozo y el colgador de la tubería de producción,razón por la cual requiere su propio árbol de com-pletación y pruebas.

Su diseño único y la combinación de losmétodos eléctrico e hidráulico en el sistema decontrol hacen del SenTREE7 de Schlumberger unárbol submarino de completación y pruebassumamente versátil y adaptable a las necesi-dades de cada proyecto (abajo). Estos equipos seconstruyen a medida para cada cliente, de ma-nera tal que encajen dentro de un conjunto BOPcon cualquier espaciamiento entre los arietesempaquetadores, y que puedan interactuar concualquier herramienta utilizada para bajar el col-gador de la tubería de producción.

La confiabilidad de las herramientasLo primero que hay que tener en cuenta cuandose selecciona un árbol submarino de com-pletación y pruebas es su confiabilidad.Schlumberger garantiza la confiabilidad de estossistemas a través de pruebas meticulosas y sis-temáticas. Cada uno de los componentes de cadaherramienta pasa por pruebas con varios nivelesde escrutinio.

La primera prueba formal es la prueba deaceptación de fábrica (FAT, por sus siglas enInglés), en la cual se prueban los módulos indi-viduales. Un representante de Det Norske Veritasse encuentra presente durante las pruebas yrevisa los cálculos que muestran el tipo de opera-ciones que dicha herramienta debería realizar deacuerdo con su diseño (página previa, abajo).

Sin embargo, los cálculos por sí solos nogarantizan que una herramienta vaya a funcionarbajo las condiciones extremas que existen en elambiente submarino. Los operadores necesitanalgo más que cálculos numéricos cuando está enjuego la seguridad de su personal, de susequipos y del medio ambiente. El costo queimplica instalar una herramienta básica subma-rina a los costos diarios actuales—que com-prende un día o más para llevar la herramienta ala profundidad deseada, algunas horas paradetectar que no funciona correctamente, y uno odos días más para traerla a la superficie—puedealcanzar la suma de un millón de dólares, sin te-ner en cuenta el costo de las reparaciones. Laconfiabilidad de otros tipos de equipos se puedecomprobar en embarcaciones con laboratoriospresurizados, pero probar un árbol de completa-ción submarina en una embarcación presurizadano 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.

>

Presión externade 5000 lpcVálvula inferior a la zona de interés

Válvula superior a la zona de interés

8x funciones de control

Arbol de pruebaSenTREE7

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

el grupo de Completaciones de Yacimientos deSchlumberger diseñó y construyó una instalaciónde grandes dimensiones para realizar pruebas deherramientas a alta presión (arriba).

Esta cámara hiperbárica de pruebas se en-cuentra en Rosharon, Texas, EE.UU. y para cons-truirla se excavó una fosa de 11 m [35 pies] deprofundidad con un hueco de 48 cm [19 pulgadas]de diámetro interno para sostener un árbol decompletación completo en condiciones equiva-lentes a 10.000 pies de profundidad bajo el agua.En este lugar, es posible recrear cualquier escena-rio de presión submarina para imitar las condicio-nes esperadas en cualquier trabajo y comprobarel correcto funcionamiento de la herramienta.

Las pruebas de calificación garantizan que losmódulos se ajustan a los estándares específicosde la industria en cuanto a su funcionamiento,tales como los establecidos por el InstitutoAmericano del Petróleo (API). Los estándares APIespecifican, por ejemplo, que un módulo debefuncionar a una cierta temperatura, con una pre-sión y una tasa de flujo determinadas, con diver-sos fluidos, durante un determinado tiempo.Estas pruebas se realizan en el Instituto deInvestigación del Sudoeste en San Antonio,Texas, de acuerdo con ciertas pautas fijadas porla industria petrolera; pautas que otros equipossubmarinos también deben cumplir.

Otro de los ensayos en los que se requiere lacolaboración de terceros es la prueba de inte-gración del sistema (SIT, por sus siglas en Inglés),en la cual todos los componentes de todos losproveedores se ensamblan para la simulación de

una operación submarina real. El cliente, por logeneral, se encuentra presente y observa laprueba integrada. Los equipos y servicios que sesometen a esta prueba son: el árbol de produc-ción submarina, el conjunto de válvulas de dis-tribución, las líneas de flujo flexibles y rígidas, elcontrol a través de cordón umbilical, el árbol decompletación submarina y el sistema de controlSenTREE7, la herramienta utilizada para correr elcolgador de la tubería de producción, el colgadorde la tubería, la unidad de línea de arrastre, unROV de prueba y las grúas. Asimismo, todo elpersonal que trabajará en el campo también estestigo de las pruebas. En algunos casos, losconectores que integran los sistemas de moni-toreo permanente y los equipos de pruebas aso-

ciados con los mismos también forman parte delSIT. Toda interfaz entre la herramienta SenTREE7o la herramienta utilizada para bajar el colgadorde la tubería de producción y una completacióninteligente o de avanzada debería ser incorpo-rada al SIT, para eliminar de esa manera la posi-bilidad de que surjan problemas en las áreasmarinas, que resultarían sumamente costosos.Este sistema garantiza el correcto funciona-miento de todo el equipamiento en el campo.

A continuación se presentan ejemplos reales,en los que se demuestran las funciones quecumplen los árboles de completación y pruebasen las distintas etapas de la vida del pozo, desdela exploración y la completación hasta su inter-vención y abandono.

12 Oilfield Review

> Laboratorio de alta presión y de grandes dimensiones para probar la confiabilidad de las herramientas submarinas, con el cabezal depozo 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.

Primavera de 2000 13

Prueba de pozosDurante la etapa de exploración de un pozo, unavez descubierta una zona potencial de produc-ción, se lleva a cabo una prueba del pozo con elfin de evaluar la producción y la capacidad defluencia del mismo. Para probar un pozo sub-marino, se emplea una herramienta de pruebabajada, a través del conjunto BOP, con la columnade perforación (DST, por sus siglas en Inglés). Porlo general, una sarta DST consta de cañones,sondas, un transportador de sondas de presión ytemperatura con capacidad para realizar lecturasdesde la superficie, un empacador recuperable yválvulas para efectuar las pruebas. Se conectapor medio de tuberías hasta el lecho del mar, yluego a un árbol de pruebas recuperable que con-trola el pozo y se coloca en el conjunto BOP paragarantizar que, de ser necesario, se podrádesconectar en forma controlada. Los fluidosprovenientes del yacimiento entran en contactocon sondas de la sarta, donde se miden la pre-sión y la temperatura en condiciones de fondo,luego recorren la tubería de producción y el árbolde pruebas y, finalmente, llegan a la superficie.

En el año 1974, cuando Flopetrol-JohnstonSchlumberger introdujo la primera herramientade prueba submarina denominada E-Z Tree, secomenzaron a realizar operaciones de pruebadesde embarcaciones que contaban con el nivelde seguridad necesario. Desde entonces, la tec-nología ha evolucionado y otras compañías handiseñado distintas herramientas con fines rela-cionados. Hoy en día, Halliburton y Expro ofrecenherramientas y servicios similares. Por su lado,Schlumberger ha desarrollado el árbol de prue-bas SenTREE3.

En un trabajo de pruebas submarinas rea-lizado para Chevron, fue posible confirmar lacapacidad de desconexión controlada del sis-tema SenTREE3 bajo condiciones climáticas se-veras en el Mar del Norte. En la locación del pozola profundidad del lecho marino era de 116 m[380 pies], y se utilizó una herramienta SenTREE3equipada con un sistema de control hidráulico. Laprueba en este yacimiento de petróleo pesado serealizó con una bomba electrosumergible y unaherramienta DST. Las condiciones climáticasempeoraron de tal manera que el promedio de

oscilación vertical de la marea alcanzó los 4,6 m[15 pies]. En ese momento, el operador decidiódetener la prueba y efectuar la desconexión. Seactivaron las válvulas de cegado y la herramientafue desconectada y levantada (abajo a laizquierda). Se desconectó el tubo ascendente y laembarcación se desplazó.

Cuando las condiciones climáticas mejoraron,la prueba de pozo fue interrumpida y el objetivoprincipal consistió en reconectar y recuperar laherramienta DST. Se realizó la reconexión con to-do éxito y se pudo recuperar la herramienta deprueba.

Otro ejemplo de pruebas submarinas exitosasproviene del campo Barden, ubicado en el Mardel Norte en Noruega y operado por un consorcioformado por Norsk Hydro, BP, Shell, Statoil ySaga Petroleum. A principios de 1998, los ope-radores decidieron evaluar el nuevo descubri-miento con la herramienta SenTREE3 y fueron losprimeros del mundo en utilizar el módulo de con-trol electrohidráulico de Schlumberger (abajo).La embarcación Ocean Alliance, equipada con elsistema de posicionamiento dinámico, mantuvo

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

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

su posición en las agitadas aguas, cuyas profun-didades alcanzaban los 857 m [2812 pies]. Frentea esta combinación de mares potencialmente agi-tados y profundidades moderadas, la capacidadde realizar una desconexión en forma rápidaresulta aún más crítica que en zonas de aguasmás profundas, puesto que el ángulo del tuboascendente respecto de la vertical cambia másrápidamente a medida que la embarcación sealeja de su posición, y se llega más rápido alángulo máximo de desconexión permitido.

Afortunadamente, el clima se mantuvo calmodurante los siete días que duró la prueba delpozo. Una sonda para medir la presión y la tem-peratura colocada dentro de la herramientaSenTREE3 monitoreaba las condiciones de fluen-cia, con el fin de prevenir la formación de hidra-tos. Los fluidos del yacimiento pasaban a travésde la sarta de pruebas del Sistema Inteligente deImplementación Remota (IRIS, por sus siglas enInglés). Los hidrocarburos líquidos producidos se

quemaron con el nuevo quemador EverGreen, queno produce humo ni desprendimiento de sólidos.

En los tres años transcurridos desde su intro-ducción, esta nueva tecnología de pruebas sub-marinas se ha extendido a otras áreas deexploración. Se han realizado otras dos pruebasde pozos con la herramienta SenTREE3 munidadel sistema de control electrohidráulico: una deellas en el área marina de Brasil y la otra enNigeria. Aproximadamente se han realizado 300trabajos más con el dispositivo SenTREE3 y lossistemas avanzados de control hidráulico enáreas marinas de Brasil, Africa Occidental,Australia, Indonesia y el Golfo de México.

CompletacionesLas operaciones descritas hasta el momentoestán relacionadas con la exploración submarinay la evaluación de pozos con completacionestemporarias. Una vez realizadas las pruebas, seextraen el empacador, la sarta de pruebas y la

tubería de producción y, el conjunto BOP quedaen control del hueco, ya sea para su posteriorabandono o para realizar re-entradas. La insta-lación de una completación permanente, o unasarta de tubería de producción, se realiza durantela etapa de desarrollo, cuando se perforan y secompletan los pozos productivos, o bien cuandose recompleta un pozo existente. El procesobásico de completar un pozo submarino con unárbol de producción horizontal se puede describircomo una serie de cinco pasos, que comprendenvarias tareas derivadas dentro de las cinco cate-gorías principales:

Suspensión del pozo—Suspender el flujo delpozo inyectando fluidos para matar pozos; colo-car tapones para cegar el flujo; recuperar el tuboascendente y el conjunto BOP.

Instalación del árbol de producción—Instalarel árbol horizontal; bajar nuevamente las válvulasBOP de perforación, recuperar los tapones y lacolumna de suspensión provisoria.

14 Oilfield Review

1 2 3 4

5. Bajada del árbol horizontal submarino. 6. Asentamiento del árbol, trabado del conector, prueba de los sellos y las válvulas con el ROV. Fijación de loscables guía y liberación de la herramienta utilizada para bajar el árbol. 7. Bajada del conjunto BOP y acoplamiento con el árbol horizontal, trabado delconector, bajada de la herramienta de prueba de las válvulas BOP y ensayo del árbol de pruebas. 8. Recuperación del empacador de suspensión, remoción de la camisa de desgaste del árbol, montaje del sistema SenTREE7, reestibado.

5 6 7 8

Revestidorde 133/8

pulgadas

Empacador desuspensión

Revestidor de103/4 por

95/8 pulgadas

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

Primavera de 2000 15

Completación—Cambiar el fluido en el pozopor fluido de completación; acondicionar el pozoantes de comenzar el proceso de completación;realizar la completación con equipamiento deproducción y la herramienta de completaciónsubmarina y pruebas.

Instalación e intervención—Cerrar los arietesempaquetadores; asentar y probar el colgador;fijar y probar el empacador; crear condición depresión inversa en el pozo; cañonear; establecerflujo de limpieza; extraer la columna de asen-tamiento.

Aislamiento y preparación para la pro-ducción—Bajar y fijar el tapón del colgador; abrirlos arietes empaquetadores; desconectar la he-rramienta utilizada para bajar el colgador y latubería de producción (THRT), extraer la herra-mienta THRT fuera del hueco con la columna deasentamiento. Bajar el sombrero interno delárbol; bajar y fijar el tapón del sombrero internodel árbol.10 Desconectar la herramienta THRT del

sombrero interno del árbol; recuperar la columnade asentamiento; recuperar el conjunto BOP y eltubo ascendente.

Dos compañías de servicios petroleros, Exproy Schlumberger, ofrecen herramientas y serviciospara la completación de pozos submarinos degran diámetro con árboles horizontales. ABBVetco Gray, una compañía de ingeniería que en laactualidad se ocupa del suministro de colgadoresde tubería de producción, trabaja activamentepara desarrollar y ofrecer servicios de comple-tación. A medida que los proveedores de servi-cios adquieren mayor experiencia y acumulan unhistorial de operaciones exitosas en completa-ciones submarinas con árboles horizontales, losoperadores comprenderán las ventajas que ofre-cen estos nuevos árboles en lo que respecta a fa-cilitar las tareas de completación e intervención.

A fines de 1999, la compañía Shell en susoperaciones de Sarawak, Malasia, logró ahorrosimportantes al pasar rápidamente de la etapa de

exploración a la de producción utilizando un árbolsubmarino horizontal ya preparado, que resultóser el primer árbol horizontal empleado por estacompañía. El uso del árbol de completaciónSenTREE7, les permitió completar con todo éxitoel pozo submarino 12 días antes de lo previsto sinun minuto de pérdida, lo que significó impor-tantes ahorros para la empresa. Schlumbergerestuvo trabajando desde las etapas iniciales deplaneamiento del proyecto, lo cual sirvió paragarantizar que las operaciones se llevarían acabo sin dificultades.

La completación se realizó mediante una se-rie de pasos: se terminó la perforación y se asen-tó el árbol de producción, se bajó la columna decompletación con la herramienta SenTREE7 y seconectó el pozo a un equipo de pruebas de pozo(página previa, arriba y próxima página, abajo).

13. Ejecución de la prueba de producción, estimulación con ácidos y pruebas a varias tasas de producción. 14. Desconexión de la herramienta THRT y recuperación de la columna de asentamiento y de la herramienta SenTREE7. Desmontaje del equipo de prueba de producción y del cabezal de flujo. 15. Bajada del sombrero interno del árbol. 16. El ROV cierra las válvulas. Recuperación de la herramienta THRT y de la columna de asentamiento.

(continúa en la página 16)

10. El sombrero del árbol es una cubierta que sella los conductos verticales en un árbol de producción submarino.

9. Bajada de la columna de completación, armado de la herramienta para bajar el colgador de la tubería de producción (THRT) y armado del sistemaSenTREE7 sobre el colgador; bajada de la columna de asentamiento con conexión a través de cordón umbilical, armado del cabezal de control de superficiehasta la columna de asentamiento. 10. Asentamiento del colgador en el árbol de producción y prueba de los sellos. Montaje del equipo de perfilaje yrecuperación de la camisa conectora. Bajada de los protectores de los asientos. Circulación de agua potable por la tubería de producción para estableceruna 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.

12119

Tubería deproducción con

roscas cromadasde 75/8 pulgadas

Receptáculocon hueco pulido

(PBR) de 7 pulgadas

Empacadorpermanente deproducción de

95/8 por7 pulgadas

10

Tubería cortade producciónde 7 pulgadas

Cañón

1413 1615

1817 19 20

A mediados de 1999, Texaco había estable-cido un récord en lo que respecta a las completa-ciones submarinas en aguas profundas en elcampo Gemini del Golfo de México (abajo). Seutilizó el árbol de completación submarinaSenTREE7—un sistema mejorado con activaciónhidráulica directa—en el proceso de com-pletación de tres pozos submarinos a 1037 m[3400 pies] de profundidad bajo el agua. En esemomento, esto constituía un récord mundial en laindustria petrolera para este tipo de sistemas decompletación submarina. El sistema mejorado deactivación hidráulica directa SenTREE7 permitióbajar la columna de completación de 5 pulgadas

de diámetro junto con un colgador de tubería deproducción Cameron sobre una columna de asen-tamiento de 7 pulgadas de diámetro y de 14,5kg/m [32 libras/pie]. Las completaciones serealizaron desde una embarcación anclada,Diamond Offshore Ocean Star, y el sistemahidráulico de control suministró un tiempo derespuesta de 120 segundos para controlar elpozo y, en caso de ser necesario, desconectar lacolumna de asentamiento.

Una vez finalizadas las completaciones, serealizaron pruebas de pozos en superficie desdela embarcación anclada. El primer pozo se pusoen fluencia hacia la embarcación Diamond Ocean

Star durante un total de 65 horas, al cabo de lascuales se obtuvo una tasa final de gas de 80MMscf/D (2,2 millones de m3/d), gas condensadoa razón de 1500 bbl/día (238 m3/d) y agua a razónde 220 bbl/día (32 m3/d). En la línea de inyecciónde productos químicos de la herramientaSenTREE7 se inyectó alcohol metílico en formacontinua, para impedir la formación de hidratosdurante el período de flujo. La herramienta tam-bién se utilizó para facilitar la instalación delsombrero interior del árbol. Schlumberger tam-bién suministró los equipos para las pruebas desuperficie y los servicios y equipos para la detec-ción de arena durante la limpieza del pozo. Todosestos servicios, incluyendo la operación de laherramienta SenTREE7, fueron prestados con el100% de tiempo de servicio.

Desde entonces, se ha establecido un nuevorécord de profundidad bajo el agua, una vez máscon la herramienta SenTREE7, en otro campo delGolfo de México. Ocurrió a fines de 1999, con unacompletación realizada por Schlumberger y unárbol de pruebas operado desde una embar-cación anclada, como en el caso anterior, pero enesta oportunidad se trataba de una profundidaddel lecho marino de 1417 m [4650 pies]. Esterécord se estableció durante la completación deun pozo en una zona desarrollada por sólo cincopozos, utilizando un sistema de herramientassimilar al empleado en el campo Gemini; tambiénen este caso el sistema mejorado de controlhidráulico directo aseguró un tiempo derespuesta de 120 segundos.

Se han realizado completaciones de este tipoen distintos pozos ubicados en Africa, en el Golfode México y en el Reino Unido, y se han planifi-cado aún más para el año 2000. A partir de laexperiencia excepcional obtenida en el campo

16 Oilfield Review

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

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

Primavera de 2000 17

Gemini, Texaco eligió a Schlumberger como lacompañía proveedora de los servicios de com-pletaciones en 15 pozos submarinos en el campoCaptain del Mar del Norte. Asimismo, se hanrealizado varios contratos para la provisión deservicios de pozos múltiples con las principalescompañías petroleras que se encuentranoperando en el Golfo de México.

En especial, BP Amoco ha firmado un contratoa tres años con Schlumberger para realizar servi-cios de completación submarinos en varios pozosde sus campos del Golfo de México. En dos deellos, la profundidad del lecho marino llega a los2134 m [7000 pies]. Estos pozos serán completa-dos desde la embarcación Enterprise, un barcode perforación con sistema de posicionamientodinámico. Esto hará necesario el uso del sistemade control multiplexado de aguas profundas, quepermite una desconexión controlada en el tér-mino de 15 segundos. La totalidad del sistemamultiplexado superó con éxito una rigurosaprueba de calificación y cumplió los estrictosrequerimientos de BP Amoco, incluyendo eltiempo de desconexión de 15 segundos. BPAmoco adquirió un equipo de pruebas de pozosen superficie, que instaló en la embarcaciónEnterprise para ser utilizado en pruebas de pozosy para producción temprana.11

por sus siglas en Inglés): se trata de un disposi-tivo especialmente diseñado para ser desple-gado y operado desde una embarcación equipadacon sistema de posicionamiento dinámico, y per-mite el acceso a los pozos submarinos activospor medio de cables de perfilaje o de tuberíasflexibles, sin necesidad de recurrir a un conjuntoBOP convencional y a un tubo ascendentemarino. Las técnicas de perfilaje tienen una apli-cación limitada en los cientos de pozos submari-nos que se encuentran sumamente desviados oen el caso de los pozos horizontales. Un sistemade intervención debe ser capaz de transportar lasherramientas y los fluidos en pozos muy desvia-dos. Con frecuencia, esto es posible con el uso delas tuberías flexibles.

A fines de 1997, se llevó a cabo por primeravez en el mundo una intervención con tuberíaflexible desde la embarcación CSO Seawell en elcampo Gannet ubicado en el Mar del Norte yperteneciente a Shell. Los representantes delgrupo de servicios de intervención de pozos deSchlumberger, junto con los de Dowell, CoflexipStena Offshore y Shell Subsea Engineering andUnderwater Engineering evaluaron en forma con-junta los riesgos relacionados con el desarrollodel sistema. En la embarcación CSO Seawell , seinstaló una estructura de levantamiento y trans-porte construida especialmente para mantener eltubo ascendente en tensión y poder así desple-gar la tubería flexible. En principio, se probó elsistema sobre un cabezal de pozo suspendido yse realizaron con éxito varias operaciones:conexión y desconexión de rutina; verificación dela cabeza giratoria; bajada de la tubería flexibleen el hueco; perfilaje y circulación; desconexiónde emergencia con 1100 lpc [7587 KPa] en el tuboascendente y desmontaje. En el pozo activoGannet, se realizó una prueba de perfilaje de pro-

IntervencionesLa mayoría de los pozos requieren algún tipo deintervención a lo largo de su vida útil. Las inter-venciones comprenden una serie de operacionesque pueden contribuir a extender la vida produc-tiva de un pozo, como por ejemplo, instalar oreparar las válvulas de control de superficieinstaladas en el subsuelo, reemplazar las válvu-las del sistema de levantamiento artificial porgas, obtener registros de producción, extraertuberías de producción averiadas, eliminarincrustaciones minerales o parafinas, cañonearnuevas secciones y cementar los cañoneos paracegar el flujo de agua. Algunas compañíassostienen que más de la mitad de su producciónproviene de pozos submarinos, por lo cual lesresultaría inadmisible ver reducida su producciónpor algún problema que se podría subsanar me-diante algún tipo de intervención.12

Las intervenciones se pueden realizar y, dehecho se realizan, con un taladro de perforacióny un tubo ascendente marino; sin embargo, comoen el caso de los pozos submarinos este sistemaconstituye una propuesta demasiado costosa, laindustria petrolera se ha visto obligada a desa-rrollar métodos más económicos para realizarintervenciones submarinas.

Los servicios de intervención de pozos sub-marinos que ofrece Schlumberger, junto conCoflexip Stena Offshore (CSO), han ideado unaalternativa económica para la intervención sen-cilla de pozos, es decir la que se puede realizar através de la tubería de producción. La empresaCoflexip Stena Offshore diseñó especialmente yconstruyó dos embarcaciones monocasco consistema de posicionamiento dinámico, la CSOSeawell y la CSO Wellservicer. El grupo de inter-vención de pozos de Schlumberger desarrolló ellubricador para intervenciones submarinas (SIL,

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

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

ducción con la herramienta instalada dentro de latubería flexible durante cuatro días y no se re-gistró ningún momento de improductividad(abajo).

A partir del desarrollo del SIL en 1985, se hanregistrado más de 1166 días operativos y más de275 pozos submarinos en los que se ha utilizadoel lubricador de la embarcación CSO Seawell.13 Eléxito de estas operaciones se fundamenta en dosfactores clave: la eficiencia y la efectividad encostos de las mismas. En comparación conoperaciones realizadas desde una unidad de per-foración móvil, el ahorro en materia de costososcila entre el 40 y el 60%.

desde una embarcación con sistema de posi-cionamiento dinámico y con el apoyo de buzos,es decir una embarcación no equipada especial-mente para tareas de perforación. Los dos fac-tores preponderantes que jugaron en favor deeste nuevo enfoque fueron la reducción de loscostos de implementación de la tarea y el hechode que representaba un riesgo menor, ya que setrataba de un programa más corto con un mínimode recuperación de equipos.

El plan de abandono maximizaba la eficienciaal ejecutar la operación en dos partes: en primerlugar, se taponarían todos los pozos y luego serecuperarían todos los árboles de producciónsubmarina y los cabezales de pozo. De estaforma se optimizaban los costos de alquiler delos equipos y se permitía a los operarios mejorarel rendimiento del proceso por repetición yaprendizaje de un sólo tipo de operación.

La operación fue realizada por la embarcaciónCSO Seawell, propiedad de Coflexip StenaOffshore Ltd., utilizando el lubricador de inter-vención submarina. Durante la etapa de tapo-namiento, el SIL ayudó a mantener el control decada pozo y permitió matar los mismos medianteel bombeo de los fluidos adecuados a las zonasabiertas. Asimismo, fue posible cañonear lastuberías, hacer circular el cemento, realizar prue-bas de presión en los tapones, hacer circular latintura de pruebas, cañonear el revestidor y cor-tar las tuberías de producción con explosivos. Enla segunda etapa, se recuperaron el árbol de pro-ducción submarina y el colgador de la tubería deproducción, se cortaron las columnas del revesti-dor con explosivos al menos 4 m [12 pies] pordebajo del lecho marino y se recuperaron elcabezal de pozo y los remanentes del revestidor.La operación optimizada insumió 47 días de tra-bajo, en lugar de los 81 que se habían previsto.

Dentro de la plataforma continental del ReinoUnido, se han realizado hasta la fecha 142 aban-donos de pozos submarinos en producción y conproducción suspendida, entre los que se incluyen8 campos productivos completos. Estas opera-ciones se han hecho utilizando la embarcaciónCSO Seawell y el SIL.

Cuando se trata de pozos submarinos enaguas profundas, el abandono resulta más com-plejo. A fines de 1999, la compañía EEX Corpo-ration comenzó el abandono del campo Cooper,perteneciente al área Garden Banks del Golfo deMéxico: el primer proyecto de esta naturalezarealizado a una profundidad del lecho marinosuperior a los 640 m [2100 pies] y desde unaembarcación con sistema de posicionamientodinámico.15 Schlumberger y varias otras empre-sas de servicios trabajaron junto con Cal Dive Inc.en esta compleja operación que comprendió laremoción de un exclusivo tubo ascendente deproducción independiente, un sistema de amarre

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EmbarcaciónCSO Seawell

Tubo ascendente rígido

Lubricador deintervenciónsubmarina

Arbol submarino

Sonda de perfilaje deproducción 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 elcampo Gannet, en el Mar del Norte se realizó una intervención submarina efectiva en costos, queconsistió en la obtención de un registro de producción con una sonda de perfilaje transportada portubería flexible.

AbandonoA medida que se descubren nuevas zonas pro-ductivas y se agotan los campos prolíficos, losoperadores deben hacer frente al abandono dealgunos pozos submarinos, lo cual representa undesafío de la misma envergadura que toda otraoperación submarina. Es importante mantener elcontrol del pozo en todo momento y respetar laspautas de la operación de abandono; éstasvarían de acuerdo con los organismos guberna-mentales y reguladores, pero, por lo general,incluyen puntos relativos a la recuperación detodos los equipos en el pozo hasta una cierta pro-fundidad debajo del nivel del mar, y aislar dellecho del mar las zonas productivas y sobre-presurizadas o las zonas potencialmente produc-tivas. No obstante, llegada esta etapa de la vidadel pozo, los operadores tratan de minimizar losgastos al máximo.

Uno de los primeros grandes proyectos deabandono de pozos submarinos llevados a caboen el Mar del Norte fue el del campo Argyll,situado en el sector perteneciente al ReinoUnido.14 En 1975, el campo ubicado en una zonadonde la profundidad del lecho marino alcanzalos 79 m [260 pies], había sido el primero encomenzar su producción en el Mar del Norte.Hacia 1992, se habían perforado 35 pozos, 18 delos cuales presentaban completación submarinay 7 se habían cegado. La producción no se podíaextender por mucho más tiempo. En aquelmomento, la operación de abandono conven-cional consistía en recuperar la completación ycolocar tapones de cemento a través de latubería de perforación desde un taladro semi-sumergible, anclado o con sistema de posicio-namiento dinámico. Este proceso podía llevarentre 8 y 10 días por cada pozo.

Una alternativa innovadora proponía forzarcemento en los cañoneos productivos a través dela tubería de producción y cementar la totalidadde la completación en sitio. Para ello se necesi-tarían unos cuatro días por cada pozo utilizandolos mismos taladros de perforación que en el pro-cedimiento convencional, o bien, si se buscabaun sistema más económico, se podía realizar

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de 12 puntos, una unidad de producción flotantey todo el equipamiento submarino. Schlumbergeraportó su vasta experiencia en el manejo deproyectos submarinos, además de las tuberíasflexibles y de los servicios de bombeo, de líneasde arrastre, de pruebas y de perfilaje.

El primer paso consistió en matar los sietepozos submarinos. Una vez cumplida esta tarea,se limpiaron y lavaron el tubo ascendente, laslíneas de flujo, los árboles de producción y losconductos de exportación. Las líneas de amarre,las cadenas y las anclas se trasladaron fuera dela locación, y los siete pozos fueron taponados yabandonados utilizando una combinación de dis-positivos operados a cable y una unidad detubería flexible diseñada especialmente paraesta operación. Dado que toda la operación deabandono fue conducida desde la embarcaciónUncle John—un equipo semisumergible con sis-tema de posicionamiento dinámico—también seutilizó un paquete de desconexión para emergen-cias. Una vez taponados los pozos, se recupe-raron los árboles submarinos y las plantillasremotas. A continuación, las líneas de flujo y lastuberías de exportación fueron llenadas con aguasalada tratada. Estas tuberías, junto con la plan-tilla principal, fueron dejadas en el lugar sobre ellecho marino de manera tal que, en caso de sernecesario, pudieran ser utilizadas en el futurocomo soporte de algún nuevo desarrollo en laregión.

¿Cuál es el futuro de las operaciones submarinas?Muchas compañías ya han adquirido una expe-riencia considerable con respecto a las solu-ciones submarinas, mientras que otras todavía noterminan de comprender cuáles son las ventajasy las limitaciones que traen aparejadas. Todoscoinciden en señalar que, si bien la industriapetrolera ha realizado importantes progresosdesde el primer pozo submarino hace casi 40años, es necesario evolucionar aún más antes deque la tecnología submarina pueda ser aplicadaen todos los casos en que resulte necesaria.

una instalación especial para realizar pruebas entamaño real en Wyoming, EE.UU. Un circuito deflujo de 8 km [5 millas] de longitud será utilizadopara verificar los programas de predicción de for-mación de hidratos y los simuladores de flujomultifásicos, además de probar nuevos inhibido-res de hidratos, observar la iniciación de taponesde hidratos, evaluar los sensores y comprendercómo actúa la deposición de parafinas. No obs-tante, es necesario seguir trabajando para garan-tizar que los pozos submarinos y las conexiones alas plataformas de seguridad de gran longitudadquieran la capacidad de mantener la fluencia.

En otros lugares del mundo, se han empren-dido otras iniciativas. En Brasil, por ejemplo,PROCAP2000 apoya el desarrollo de tecnologíasque permiten la producción proveniente de zonasen las que la profundidad del lecho marino llegahasta los 2000 m [6562 pies]. A partir de su ini-ciación en 1986, este grupo ha alcanzado muchosde sus objetivos, si bien continúan en estudiovarios proyectos submarinos que se concentranen la medición, la separación y el bombeo deflujo multifásico submarino.

El Programa Noruego de Aguas Profundas seformó en 1995 con los responsables de las licen-cias de operación en áreas de aguas profundasen la plataforma continental noruega, que inclu-yen Esso, BP Amoco, Norsk Hydro, Shell, Saga yStatoil. El objetivo del programa era hallar solu-ciones más económicas para hacer frente a losdesafíos que presentan las áreas de aguas pro-fundas y comprendía: la adquisición de datosclimáticos y de las corrientes, la construcción deun modelo regional del lecho marino y los sedi-mentos someros, la determinación de los requisi-tos con respecto al diseño y a las operaciones, yla resolución de problemas relativos a las líneasde flujo, a los cordones umbilicales y al flujo multi-fásico.17

Estos esfuerzos conjuntos han sido estableci-dos no sólo con respecto a la tecnología subma-rina, sino también para descubrir solucionesrelativas a la exploración y la producción enaguas profundas en general. Sin embargo, mu-chos operadores prefieren el concepto de opera-ciones submarinas como sistema de desarrollo alargo plazo en las áreas de aguas profundas. Deacuerdo con algunos cálculos estimativos, el20% de las inversiones de capital globales en de-sarrollos de campos marinos están destinadas ainstalaciones y completaciones submarinas.18 Amedida que los equipos submarinos continúendemostrando su confiabilidad, que se resuelvanlos problemas relacionados con la continuidad deflujo y los operadores adquieran confianza en lasprácticas submarinas, es muy probable que esteporcentaje se incremente aún más. —LS

Prácticamente todas las limitaciones quesubsisten hoy en día están relacionadas con lasgrandes profundidades y las condiciones operati-vas extremas con que se enfrentan los pozos sub-marinos. Gran parte de las tareas pendientestienen que ver con el aspecto metalúrgico: losmetales sometidos a las temperaturas y pre-siones propias de las profundidades submarinasse tornan quebradizos, lo cual provoca fallas enlos equipos. Para poder alcanzar profundidadesmayores, quizás sea necesario el desarrollo deotros tipos de materiales completamente nuevos.

Otro ámbito de investigación es el rela-cionado con los tubos ascendentes, los amarresy los cordones umbilicales. Se están realizandoinvestigaciones con el fin de evaluar las vibra-ciones inducidas sobre los tubos ascendentes deperforación y la posibilidad de desarrollar ama-rres de poliéster.

A medida que se descubren nuevas zonasproductivas y se agotan los campos prolíficos, losoperadores deben hacer frente al abandono dealgunos pozos submarinos, lo cual representa undesafío de la misma envergadura que toda otraoperación submarina. Es importante mantener elcontrol del pozo en todo momento y respetar laspautas de las operaciones de abandono.

La industria petrolera está tratando de inno-var, por ejemplo, a través de la formación de con-sorcios, con el objetivo de conjugar iniciativas yesfuerzos. Uno de estos grupos es el DeepStar,formado en el Golfo de México y del que partici-pan 22 compañías petroleras y 40 contratistas yempresas de servicios.16 Las petroleras hanespecificado ciertas áreas en las cuales resultaimperioso hallar nuevas soluciones para aguasprofundas. En primer lugar se encuentra la ase-guración del flujo. Las parafinas y los hidratosconstituyen las causas principales del bloqueodel flujo a lo largo de la extensa distancia hori-zontal que existe entre la completación subma-rina y su conexión a la plataforma de producción.Si fuera posible encontrar formas de combatir laformación de parafina e hidratos, se podrían uti-lizar conductos de mayor extensión y sería posi-ble reducir los costos, lo cual permitiría eldesarrollo de reservas que en este momentoresultan marginales.

Varias compañías se encuentran abocadas aencontrar soluciones a estos problemas. Algunasde ellas proponen y prueban métodos que inten-tan desatascar las líneas de flujo por medio deherramientas transportadas por tuberías flexi-bles. Asimismo, se está ensayando la factibilidadde calentar las tuberías para controlar la forma-ción de parafinas e hidratos. Además, la organi-zación DeepStar ha iniciado la construcción de

13. Stewart H y Medhurst G: “A Decade of Subsea WellIntervention,” artículo presentado en la SextaConferencia Internacional de Tubería Flexible eIntervención 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 FieldAbandonment,” artículo de la SPE 26691, presentado enla Conferencia Europea de Actividades Marinas de laSPE 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,” DeepwaterTechnology, Supplement to Petroleum EngineerInternational 72, no. 5 (Mayo de 1999): 54-56.

17. Silverman y Bru, referencia 16.18. Thomas, referencia 6.