Abandono de Pozos

El principio del fin: Revisión de las prácticas de abandono y desmantelamiento desmantelamiento

La industria petrolera prevé un aumento en la actividad de las operaciones de abandono de pozos y de desmantelamiento de plataformas. A medida que las regulaciones se tornan más estrictas y complejas, los abandonos realizados técnicamente son esenciales para la protección del medio ambiente en el largo plazo. Si bien las nuevas tecnologías y técnicas le dan un nuevo sentido al término “permanente” cuando se habla de abandono, los operadores buscan minimizar los costos de abandono y desmantelamiento ya que estas erogaciones no son recuperables.

Ian Barclay Jan Pellenbarg Frans Tettero Petroleum Development Oman LLC  Muscat, Sultanato de Omán  Jochen Pfeiffer Oklahoma City, Oklahoma, EUA Harold Slater PanCanadian Energy Corporation  Calgary, Alberta, Canadá  Timo Staal Muscat, Sultanato de Omán David Stiles Calgary, Alberta Geoff Tilling Phillips Petroleum Company  United Kingdom Limited Woking, Inglaterra Chris Whitney Unocal Corporation  Sugar Land, Texas, EUA

La vida de un pozo atraviesa numerosas etapas. El descubrimiento de un nuevo yacimiento de petróleo o de gas, luego de meses o años de exploración y perforación renueva al equipo técnico responsable del proyecto. El logro de la primera producción representa otra meta importante. El éxito en las operaciones de recuperación mejorada puede hacer que esta etapa de la producción tenga una buena recompensa desde los puntos de vista financiero y técnico. La etapa que nadie parece disfrutar es la de terminación de la producción, y la del abandono de los pozos y de las instalaciones de producción. Aunque se supone que el abandono significa la terminación permanente, algunas prácticas de abandono pueden tener efectos que se hacen sentir durante muchos años más que la relativamente relativamente breve vida productiva de un pozo promedio. El abandono de pozos se está haciendo cada vez más frecuente a medida que los yacimientos van envejeciendo y alcanzando sus límites proPor su colaboración en la preparación de este artículo, se agradece a Leo Burdylo, Dan Domeracki, Roger Keese, James Garner, Erik Nelson y Keith Rappold, Sugar Land, Texas, EUA; Erick Cunningham, Clamart, Francia; Alan Salsman, Calgary, Alberta, Canadá; y Lisa Stewart, Ridgefield, Connecticut, EUA. CemSTONE, FlexSTONE, LiteCRETE, SqueezeCRETE, TubeCLEAN TubeCLEAN y UniSLURRY son marcas de Schlumberger. 1. Pittard A: “Field Abandonment Costs Vary Widely Worldwide,” Oil & Gas Journal 95, Journal  95, no. 11 (17 de marzo de 1997): 84, 86–91. “Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg, Ekofisk,” Offshore 61, Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90.

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ductivos y económicos. El costo de desmantelar las 6500 plataformas marinas, existentes en el mundo, se estima entre 29 y 40 mil millones de dólares estadounidenses para las próximas tres décadas.1 En tierra firme, decenas de miles de pozos habrán de abandonarse algún día. Los operadores responsables buscan ahora equilibrar sus responsabilidades respecto del medio ambiente con las exigencias de los accionistas. La remediación de las operaciones defectuosas de taponamiento y abandono (T&A) es costosa y supone una carga pesada tanto para el medio ambiente como para la reputación de las compañías. Las equivocaciones locales en las operaciones de T&A pueden afectar la reputación de toda la industria petrolera. Con estas inquietudes en mente, muchos operadores están mejorando sus procedimientos de abandono de pozos y campos, a fin de asegurarse de que los yacimientos abandonados quedan, en efecto, permanentemente sellados y las instalaciones se desmantelan de manera apropiada. En este artículo se examinan las prácticas de T&A y de desmantelamiento; se explica cómo los abandonos bien ejecutados protegen el medio ambiente y se presentan nuevas tecnologías que refuerzan el significado del término “permanente” en las operaciones de abandono. También se discuten los desafíos y las prácticas de abandono permanente y se examinan las operaciones de abandono de pozos y plataformas en Omán, Canadá, el Golfo de México y el Mar del Norte.

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Desafíos y soluciones en el abandono de pozos

El objetivo principal al abandonar un pozo es el aislamiento permanente de todas las formaciones del subsuelo atravesadas por el pozo. Aunque sellar yacimientos agotados constituye una importante preocupación en los procedimientos de T&A, en las operaciones de abandono lo ideal es aislar tanto las zonas productivas como otras formaciones. El aislamiento total evita que el gas, el petróleo o el agua migren hacia la superficie o fluyan de una formación del subsuelo a otra. Los expertos piensan que una alta proporción de sellos colocados en los pozos pueden ser defectuosos.2 Las fugas que se presentan en los sellos suponen un riesgo para el medio ambiente—los recursos hídricos subterráneos y el mar o el suelo que los cubre—y hay que repararlos, pero las operaciones correctivas de taponamiento son difíciles y costosas. El sellado correcto de un pozo resulta mucho más fácil si se planea desde el comienzo,

incluso si el costo inicial aparente es más alto. Se debe considerar el abandono del pozo en las etapas iniciales de diseño ya que la calidad de las cementaciones primarias entre el revestimiento y las formaciones es un factor clave en el éxito del abandono del pozo años más tarde (abajo).3 Durante décadas, los ingenieros en petróleos han confirmado que el cemento Portland es el mejor material para sellar los pozos abandonados. Es duradero, confiable, se encuentra disponible en todo el mundo y es relativamente económico. La remoción completa del lodo de perforación y del revoque de filtración (enjarre) durante las operaciones de cementación primaria, disminuye el riesgo de la creación de un microanillo o una canalización en la lámina de cemento. Con esto se consigue una mejor adherencia entre las formaciones, el cemento y la tubería de revestimiento. La contracción que se presenta al fraguar el cemento Portland común puede crear pequeñas grietas y espacios que podrían convertirse en trayectorias de flujo.

Cualquier deficiencia en la cementación primaria tiende a afectar el aislamiento en el largo plazo. Asimismo, grandes fluctuaciones en la presión y la temperatura dentro del pozo pueden afectar negativamente la integridad del cemento o causar la pérdida de adherencia. Los esfuerzos tectónicos también pueden fracturar el cemento fraguado. Cualquiera que sea la causa, la pérdida de la integridad del cemento puede dar lugar a la migración de fluidos, al deterioro del aislamiento de la formación o al colapso de la tubería de revestimiento, incluso cuando se coloca cemento de alta calidad que inicialmente provee un buen sello. Nuevos cementos flexibles brindan una integridad de más largo plazo que el cemento Portland común porque resisten el agrietamiento por esfuerzos tectónicos y la formación de microanillos. Con la introducción de la tecnología de cementación FlexSTONE en el año 2000, se incorpora una distribución optimizada de partículas flexibles dentro de la matriz del cemento para que ésta se adapte a las variaciones de presión y

Densidad errónea

Remoci ó n deficiente del lodo y del revoque de filtració n

Gelificació n prematura

Pé rdida excesiva de fluido

Lechada altamente permeable

Contracció n s ig ni fi ca ti va d el c em en to

Fa ll a d el c em en to p or e sf ue rzo s t ec tó n ic os

A dh er en ci a i nt er fa ci al de fi ci en te

Parámetros que afectan el sellado durante una cementación primaria. La densidad incorrecta del cemento puede dar lugar a un desequilibrio hidrostático. La eliminación deficiente del lodo y del revoque de filtración (enjarre) permite que el gas fluya hacia arriba por el espacio anular. La gelificación prematura conlleva la pérdida de control de la presión hidrostática. La pérdida excesiva de fluido permite que ingrese gas en la columna de la lechada. Las lechadas altamente permeables conducen a un aislamiento de la formación deficiente y a una baja resistencia al flujo de gas. La contracción significativa del cemento y la falla del cemento bajo esfuerzos tectónicos crea fracturas y microanillos que permiten la migración de fluidos. La adherencia deficiente en la interfaz entre el cemento y la tubería de revestimiento o entre el cemento y la formación también puede ocasionar fallas.

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temperatura, lo que crea un aislamiento de la formación que va más allá de la vida del pozo 4. La resistencia a la corrosión, la baja permeabilidad, la flexibilidad y la capacidad de expansión lineal posterior a la hidratación, hace que los sistemas FlexSTONE sean ideales para cementaciones primarias y para trabajos de abandono de calidad (derecha). Si hay migración de fluidos en un pozo que tiene que ser abandonado, el primer desafío consiste en localizar la trayectoria de migración de los fluidos. Típicamente, los líquidos del subsuelo migran a través de componentes de terminación

3.5

12 3.0

3.0

10

2.5     %  ,     l    a    e 2.0    n     i     l    n            ó     i    s    n 1.5    a    p    x     E

1.0 0.7 0.5 0.1 0.0

Cemento convencional Sistema FlexSTONE

0.0

Cemento Cemento Cemento Cemento salino energizado de FlexSTONE mortero

   o    z    o    p     l    e     d    o     t    n    e     i    m    a     l    s     i    a    e     d    s    e     d    a     d    e     i    p    o    r     P

8

6

4

2

0

Proporci ó n T/E

Fuerza de adherencia, M Pa tras 4 semanas de fraguado

Permeabilidad, µD

Propiedades de cementos aptos para el aislamiento. Los nuevos sistemas de cementación ofrecen una mayor expansión lineal que otros sistemas de cemento expansivo (izquierda) . Los sistemas FlexSTONE también ofrecen mejores propiedades críticas para el aislamiento del pozo, incluidas la relación entre el esfuerzo de tensión y el módulo de Young (T/E), la fuerza de adherencia y la baja permeabilidad (derecha) .

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Yacimientos no productivos Terminaci ó n Cemento Empacador de producció n

Roca sello (de cobertura) del yacimiento

Disparos

Consideraciones para el abandono de un pozo. Los diseños de abandono deben tener en cuenta las características geológicas, tales como el  tipo y el estado del yacimiento y de la roca sello del mismo. El diseño también ha de considerar el estado y la configuración del cemento, los disparos (perforaciones, cañoneos, punzados), las  tuberías y los dispositivos de terminación del pozo. La roca sello (de cobertura), el cemento y los equipos de terminación constituyen frecuen tes trayectorias de migración de los fluidos que deben identificarse y sellarse para obtener un aislamiento eficaz de largo plazo.  > 

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del pozo, tapones con fugas, cementaciones forzadas (a presión) deficientes, fallas en la cementación primaria o a través de la roca sello. Esta roca de cobertura puede estar deteriorada por la presencia de fracturas naturales o por tratamientos de estimulación por fracturamiento. Cuando existen múltiples yacimientos, la identificación del punto de fuga permite remediar la situación. 5 El conoci-

miento del estado de la cementación primaria y de las reparaciones es de fundamental importancia. Para un abandono de pozo exitoso, el personal que participa en la operación debe entender la geología, la geometría y la accesibilidad del pozo, los dispositivos de terminación de pozo y su estado, la presión del yacimiento y las posibles trayectorias de migración de los fluidos (izquierda).

2. Mientras que las estimaciones de la proporción de sellos con escape varían ampliamente de una región a otra, en una encuesta realizada en 1993 en el área de Lloydminster, al oeste de Canadá, Husky Oil advirtió que el 45% de los pozos investigados tenían problemas de migración de gas. Sobre la base de su investigación, la compañía calculó que remediar estos pozos podría cos tarle entre 15,000 y 150,000 dólares estadounidenses. Para mayor información sobre este tema, consulte: Schmitz RA, Cook TE, Ericson GMJ, Klebek MM, Robinson RS y Van Stempvoort DR: “A Risk Based Management Approach to the Problem of Gas Migration,” artículo de la SPE 35849, presentado en la Conferencia Internacional sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 9 al 12 de junio de 1996. 3. El cemento primario es la lámina inicial de cemento colocada alrededor de un revestimiento o de una tubería colgada (cañería perdida, liner ). Los principales objetivos de las operaciones de cementación primaria incluyen el aislamiento de la formación con el objetivo de evitar la migración de fluidos hacia el espacio anular, servir de soporte al revestimiento o tubería colgada y proteger el revestimiento de los fluidos corrosivos existentes en las formaciones.

Para mayor información sobre la cementación primaria, consulte: Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of Gas Migration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996): 36–49. 4. Para mayor información sobre cementos flexibles, consulte: Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M y Vidick B: “New Cement Systems for Durable Zonal Isolation,” artículo de las IADC/SPE 59132, presentado en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Nueva Orleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de febrero de 2000. Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodriguez WJ: “Cement Design Based on Cement Mechanical Response,” artículo de la SPE 38598, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, San Antonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997. 5. El análisis con isótopos del gas de dos formaciones sedimentarias en el área Lloydminster demostró que la formación más superficial era más propensa a los problemas de migración de gas. Para mayor información acerca de este ejemplo, consulte: Schmitz et al, referencia 2.

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Otro desafío en los procedimientos de T&A es que los documentos que detallan la vida del pozo, tales como los registros y diagramas esquemáticos de pozos, pueden no encontrarse disponibles. La información sobre la geología puede haberse perdido o ser imposible de conseguir debido a que pueden transcurrir décadas entre la primera producción y el abandono del pozo. Además, es frecuente que los pozos cambien de propietario. Los operadores han de ajustarse estrictamente a las regulaciones locales para el abandono de los pozos (abajo). En algunas regiones, las agencias reguladoras otorgan el permiso para procedimientos específicos de abandono y supervisan las etapas clave de las operaciones. El cumplimiento exige una planificación cuidadosa y una coordinación apropiada, las cuales, para algunos operadores, pueden verse facilitadas gracias a bases de datos y programas de computación especializados.6 Las regulaciones han ido cambiando considerablemente con el pasar del tiempo, y para poderles seguir el paso se requiere experiencia en aspectos de ingeniería, medio ambiente, jurídicos y de seguridad. En muchas regiones existen normas y reglamentos vigentes que constituyen los requisitos para el abandono de pozos. En las áreas en las cuales las autoridades reguladoras no proporcionan las regulaciones mínimas, los operadores tienden a guiarse por sus propias normas internas. La mayoría de estas reglas son similares porque muchas de ellas se originaron en el Mar del Norte, en donde los objetivos de protección del medio ambiente tienen una gran influencia sobre las operaciones.

Abandono de pozos sin equipo de perforación o de reparación

La preparación es uno de los ingredientes fundamentales para el abandono de un pozo, y comprende una evaluación detallada de la geología de las inmediaciones del pozo, y de las singulares condiciones mecánicas del mismo. En un caso sencillo, el abandono del pozo comienza con la limpieza de la tubería de producción y la cementación, o cementación forzada de los disparos (cañoneos, perforaciones, punzados). Una vez que se dispara la tubería por encima del empacador de producción, se hace circular cemento entre la tubería de producción y la de revestimiento. A niveles superficiales de la zapata de revestimiento, se efectúan disparos que atraviesan los diferentes revestimientos y se hace circular cemento en todos los espacios anulares abiertos a fin de obtener una barrera de cemento de pared a pared. Por último, se dispara la tubería de producción a una profundidad menor—quizás 150 m [490 pies]—y se coloca un tapón de cemento de superficie. Una vez que se han colocado y probado todos los tapones de cemento, se retiran el cabezal del pozo y el muñón de la tubería de revestimiento. En la realidad, casi todas las operaciones de abandono son mucho más complicadas. Los programas de abandono de varios pozos en tierra firme demuestran tanto la complejidad de las operaciones como las ganancias en eficiencia y el ahorro de costos que se obtienen cuando se utiliza una unidad de tubería flexible en lugar de un equipo de reparación o de perforación. 7

Ejemplos de regulaciones de T&A Texas, EUA1 Regulaciones específicas para el abandono de pozos: Notificaci ó n por escrito de la intenció n de taponar y los procedimientos propuestos Comienzo de las operaciones de taponamient o dentro de lí mites de tiempo definidos Taponamiento a cargo de la Comisió n de Ferrocarriles de Texas y reembolso por el operador bajo ciertas condiciones  y ug 8  9  ]) b rg > .1  9 a  il01 A .2  9 on.o  2.85  4.15 m oust  3 r ne  t  ([ 0  fccuh  S erve for 080 a  il @ amu.  ing  2   tm .w essag  VUH  7 :4  la  y03  M . :3  3  h:<1s re ape  7IU00 0  2 08  ) b  y ay 0  -Pat  tp  tsc Q5  2 0 .1  ]  l  turn  sm e n  tpre Re :from  t (N  TP id G 1  27.0.0  4.15 sm u.ne SM Fri,1 8 Ja  t ([  ived 01  h  E  t>; ne  ver Rece .wam  it a  il  32  ) w mu.ne .w amu. ngSer r m  2  2:  wa  i G fo 00  3:  tpin02e Messag .O5 00 1  inger@  -sm 00 :0  4 -08  20 ss  2  7HS  7  ws00  tscap  GQ5  ya.me e  2  08:3 <  tan  t  wmu net (N  TP id n 200 r 4.1 5 u.  ve r : from 03  wam  it  h ESM  i, 18 Ja .3  y  ived .  ) w Fr  ]) b  ing Se  for e  la  y  2  t>;  2  7 ag Rec  3:  22:3 u .ne .2 Mess 00.6F1 sm  t pre  1  7 .252 HR 000 @  wam 0 scape 57  8  2 e  t ([2 e  t d GQ  -0800  inger  il .n  t  (N  7: 03  4]  ) Aug mess sa u.ne M  T P i 8 :3  3.3  y a. am  h ES  2  0  2  ta n a  il.clear  it  200  25  2 .2 < n02.w  22:3  2  ) w an 0  7.  from m  t pi  t [2  -sm 13 : r  i,18 J  l.ne ei  ved:  2 sai  ws00  2000 et> ;F  lear Rec  8 u.n  3 .c  t  wmu  wam  -2  2  9 ;  2  Aug r@  (3  4  9 59  tp  in0 sm on . org  K  AA6 essinge ny a.m  houst M  TP id  il.ne  T  )  to ars a (CS  hous >  l.c  le 00 ai  -06  fccu  ton.org  y m  3  2E@ us  b  7:5 1 ED  ho  10:2 D65  fc cu 00  i  l@ n 2002  4 F0E. 0  -06  tma  48 6:3 <1 s  i, 18 Ja  -ID:<  3 C Fr  2 10:3  ion  i  t Un sage 18 Jan 200 Mes  ty Cred  in  98; I) Fr  i, uni  te: m  ] (W Da 1s  t Com .7 [en > :  il  la 4 From  z en  ite.com  ins  iler :Mo uage: .d  ig  -Ma  ) a  il  X  t  -Lang 1 et cep .0 mu.n  F orm ecurem  -Ac n:  wa AIL @s  X ersio r@  V  il:( E-M  l pa 1  3188 IMEssinge  Ma M  i  te 0IE  i a.me  W S  47.g  -asci :tany  W 1  4  =us se  To 118  t au 0  harse  i  b  ject:Re:W  2 002 n;c n.  Bec pp  l Su  l ai  it nces:<  xt/p  b  t  he loa ne a  then  ing:7  t on ave o Refere  ype:te d an  ly h d  t  -T  -E nco p  lic p  t, an  ly.  ten  fer n Con ns e coap can sim  lica  ion on  t Tra oapp  ten uld b  icant,you  t a nd c  sect  w o  licant Con on ppl an pp ers p  lic r,  ird p ne coa  he coa singe  th r  o as ap  in t  t  he  fo  llow d listed on fi  lling Mrs.Mes ou and  ly a an  h  y  on usb ers Bot  h  tions  hird p p  lica nd your  the t  it  h our ap  h  you a  w  it  tion  lica ca  tion wd app con a se da  y, a  t  gre  ha  v e a nd  you a  T  hank  U FC C

Alberta, Canadá2

El abandono de pozos descubiertos y ent ubados exige: Aprobaci ó n previa de las autoridades reguladoras Planes que cumplan las normas de regulació n, incluidos requisitos especiales en arenas petrol í feras y en á reas que tienen problemas de migració n de gas Cumplimiento de los requisitos de tiempo y notif icació n

ó n de Ferrocarrile s de Texas, http://204.65.105.13/texreg/archive/ January42002/adopted/ 16.ECONOM IC%20REGULATION.html#372 2 Comisi ó n de Energ í a y Servicios Pú blicos de Alberta (EUAB, por sus siglas en ingl é s): Well Abandonment Guide , marzo de 1996. http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/guides/g20-1996.pdf 1 Comisi

Algunos ejemplos de regulaciones para el abandono de pozos. Ciertas regulaciones que han sido diseñadas para proteger los recursos hídricos y de hidrocarburos, comprenden normas sobre el tipo de cemento utilizado y del emplazamiento de los tapones de cemento en el pozo, a qué profundidad de la superficie hay que cortar los revestimientos y cómo debe quedar demarcada la ubicación del pozo. La restauración de la superficie a su estado original forma también parte del trabajo. En áreas no sujetas a regulación, los operadores suelen ceñirse a sus propias normas.

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Aunque los primeros trabajos se hicieron en tierra en la Bahía Prudhoe en Alaska, EUA, en 1983, los procedimientos de reparación de pozos sin equipos de terminación de pozos se han ido adaptando para ejecutar operaciones de abandono de todo el mundo. 8 Las operaciones de abandono con tubería flexible también se han llevado a cabo en áreas marinas durante más de una década, pero la remoción de las plataformas de producción suele requerir la movilización de equipos pesados para levantar los componentes (véase “Abandono de campos y desmantelamiento de plataformas,” página 37 ).9 Son claras las ventajas del abandono empleando una unidad de tubería flexible para un programa de abandono de varios pozos. Para áreas marinas, este equipo es menos costoso y a menudo es mucho más fácil de movilizar; en tierra, el beneficio reside en el ahorro de tiempo que se obtiene respecto de una operación convencional. La tubería flexible permite el emplazamiento preciso de tapones de cemento, incluso en pozos desviados. Además, las operaciones con tubería flexible se pueden realizar sin matar el po zo, o sin quitar la tubería de producción o el cabezal del pozo. En varios yacimientos de petróleo y de gas terrestres agotados en Omán, la compañía Petroleum Development Oman LLC (PDO) inició un programa de abandono de varios pozos con Schlumberger (página siguiente). La preocupación principal era lograr el abandono apropiado de todas las zonas productivas, así como proteger los acuíferos a la vez que se minimizaban los costos y los riesgos. PDO comenzó su proyecto de abandono con tubería flexible en noviembre de 2000 luego de un informe de investigación sobre materiales para taponamiento permanente y aplicaciones con tubería flexible. Luego de un estudio inicial de la bibliografía, una revisión del inventario de pozos de PDO reveló la existencia de 60 pozos de exploración sobrantes ubicados en todas sus concesiones. PDO decidió comenzar el proyecto de abandono de los 60 pozos en el sur de Omán, donde las presiones de formación se encuentran predominantemente a niveles hidrostáticos o inferiores. PDO preparó el alcance del trabajo y los requerimientos de equipos para la licitación del contrato y pronto se hizo evidente que la complejidad y variedad de las actividades de abandono requería un enfoque de servicios integrados. Un elemento clave de este programa de abandono con tubería flexible consiste en coordinar todos los servicios del pozo a fin de maximizar la eficiencia. Idealmente, el contratista líder debería realizar por lo menos el 80% del trabajo y prefe-

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posibilidad de reparar o reconstruir presas de desechos en las localizaciones de abandono. Si bien es inevitable la circulación y acumulación de fluidos durante el trabajo, todos los fluidos se almacenan en tanques. La localización seca acelera el trabajo de abandono y de restauración en alrededor de diez días por pozo, porque no se pierde tiempo limpiando las presas de desechos o esperando que se seque la localiG     d  e  a o o    zación. Anteriormente se requerían hasta G  o  l f b  i O     l     f    A r a m   varios meses para esta actividad. d   e   á    n   • Trabajo en una sola etapa —Cada pozo se visita una sola vez y el trabajo de abandono se Muscat debe llevar a cabo durante esa visita. Cualquier regreso al sitio causa demoras sustanciales a EM IRATOS la siguiente operación. Á RABES UNIDOS • Kilometraje m í n imo —Los traslados de equipos se optimizan para reducir el tiempo y OM Á N mejorar el transporte. Dado que las concesiones de PDO cubren un territorio de aproximadamente 110,000 kilómetros cuadrados [41,000 millas cuadradas], la ejecución de los traslados según las normas de salud, seguridad y medio ambiente (HSE, por sus siglas en inglés) es un requisito esencial.  g  Entre septiembre y diciembre de 2001 se  á  Campo Jisr   A abandonaron 18 pozos, con ahorros promedios de a  r 30% respecto de procedimientos previos de  M abandono. Los pozos tenían hasta 25 años de 0 100 200 millas antigüedad y producían de areniscas y calizas de 0 150 300 km varias edades geológicas, por lo que había que planificar y ejecutar el abandono de cada pozo Ubicación del campo Jisr, en el acorde con sus características únicas propias. Sultanato de Omán. Aunque las lecciones aprendidas en cada pozo se incorporaron a las operaciones ejecutarentemente llevar a cabo dos de las actividades das en los siguientes pozos, los procedimientos más críticas: las operaciones de disparos y las podían sufrir cambios significativos de un pozo a cementaciones. otro. Típicamente, la necesidad de tales cambios PDO desarrolló cinco criterios principales sólo se tornó evidente después de la primera para el desempeño óptimo del abandono con entrada al pozo. De esta manera, el trabajo de tubería flexible: abandono difiere en gran medida para pozos nue• Equipo superm ó vi l —  Todos los equipos, vos, en los cuales es posible planificar las operaincluido un campamento móvil, estarían monta- ciones futuras. En el abandono de pozos viejos, dos sobre ruedas para lograr una movilización existe un plan inicial que exige comunicación más rápida, dado que las unidades deberían constante entre el campo y la base de operaciotrasladarse cada cuatro a seis días. nes una vez comenzado el trabajo, porque el • Operaciones auto-soportadas —El contratista estado del pozo en la superficie y en el fondo se hace cargo de casi todas las actividades, difiere en cada caso. Por estas razones, es pretales como el suministro de materiales, el ciso contar con representantes idóneos en la transporte y los servicios de los subcontratis- localización, y que el personal del contratista sea tas, con participación mínima del operador. dedicado y experimentado y capaz de enfrentar PDO sólo suministra la programación, el trans- los constantes cambios dictados por las condiporte aéreo, las instalaciones de comunica- ciones del pozo. ción, algunos químicos para lodos y un Los desafíos encontrados hasta la fecha representante local. incluyeron la presencia de petróleo crudo pesado • Concepto de localizaci ó n seca, tambi é n cono-  y espeso en la tubería de producción y en el cido como descarga cero —No se drenan flui- espacio anular “A”—el espacio que queda entre dos en o cerca del pozo. Esto elimina la la tubería de producción y la primera tubería de o   

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revestimiento—que hizo imposible el paso del cable conductor. La corrosión del revestimiento más externo en algunos pozos exigió el taponamiento adicional a través del espacio anular externo de cada pozo. Algunos pozos tenían más de un espacio anular, lo que obligó a efectuar disparos a través de tuberías dispuestas en forma concéntrica. Por otra parte, algunos pozos tenían buenas condiciones para la inyección de fluidos, lo cual simplificó la descarga del fondo del pozo mediante la inyección forzada de los colchones de limpieza hacia la formación. 10 Esta inyección forzada ahorró tiempo y esfuerzo en comparación con el manejo de los colchones de limpieza en la superficie. Todas estas situaciones crearon la necesidad de una programación detallada para cada pozo individual. Sin embargo, algo común a todos los abandonos es la necesidad de realizar la operación de manera impecable la primera vez y proteger el medio ambiente en todas las etapas de la operación. Según esto, todas las localizaciones se mantienen “secas” para acelerar la restauración a su estado natural. Se deben transportar todos los fluidos de desecho para disponer de ellos de forma segura en las áreas designadas por PDO para tal efecto. Se hace una excepción con los sobrantes de cemento, cuyos desechos no representan peligro alguno. Los fluidos empleados en el sitio se almacenan en tanques. Dado que las disposiciones gubernamentales locales vigentes no son estrictas, las políticas y normas de abandono de PDO se desarrollaron en línea con las de la Asociación de Operadores de Áreas Marinas del Reino Unido (UKOOA, por sus siglas en inglés), estipuladas para el Mar del Norte y similares a las normas aceptadas por el gobierno holandés. 6. Woody F: “Streamlining Abandonments for Cost Reduction,” artículo de la SPE 66497, presentado en la Conferencia Ambiental de Exploración y Producción de las SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, EUA, 26 al 28 de febrero de 2001. 7. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D, Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y Stephens D: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6, no. 2 (Octubre de 1994): 9–23. 8. Harrison T y Blount CG: “Coiled Tubing Cement Squeeze Technique at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE 15104, presentado en la 56va. Conferencia Regional de California, Oakland, California, EUA, 2 al 4 de abril de 1986. 9. Hoyer CWJ, Chassagne A, Vidick B y Hartley IP: “A Platform Abandonment Program in the North Sea Using Coiled Tubing,” artículo de la SPE 23110, presentado en la Conferencia Europea de Operaciones Marinas de la SPE, Aberdeen, Escocia, 3 al 6 de septiembre de 1991. 10. La inyección forzada (bullheading) se refiere a la técnica de bombear líquidos a la fuerza hacia la formación. Además de las operaciones de eliminación de fluidos, se puede realizar esta operación cuando hayan entrado fluidos de la formación al pozo durante un evento con trolado, o cuando no es posible que se produzca la circulación normal, tal como sucede después de que el pozo colapsa. Durante estas operaciones, el fluido suele penetrar a las formaciones más débiles.

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El abandono del pozo Jisr-1 ubicado en el sur de Omán, presentó una dificultad de grado promedio para el programa de abandono de p ozos de PDO (derecha). La operación comenzó con el traslado de la unidad de tubería flexible hacia la localización del pozo (página siguiente, arriba). Dado que el pozo tenía 12 años de antigüedad, todas las válvulas del árbol de Navidad se respaldaron con válvulas nuevas, y se armaron los preventores de reventón de la tubería flexible para asegurar el control del pozo. Los equipos de detección de gas y otros equipos de seguridad se instalaron antes de entrar al contrapozo (antepozo). 11 A continuación, se extrajo el tapón del colgador de la tubería de producción, utilizado para la suspensión temporal del pozo. La tubería de producción y el espacio anular “A” se limpiaron con chorros de líquidos de limpieza enviados hacia abajo de la tubería y hacia arriba del espacio anular. El líquido limpiador contiene surfactantes y ácidos que eliminan el lodo, el petróleo y la parafina. La limpieza es de una importancia crítica porque los sellos dentro del pozo pueden desplazarse si el lodo u otros materiales lo hacen después del emplazamiento de tapones de cemento. Además, el cemento no formará un sello hidráulico perfecto con materiales que están cubiertos de hidrocarburos. La tubería de producción y el colector de sedi5 mentos del revestimiento de 9 ⁄  8 pulgadas se limpiaron con una herramienta lanza-chorros de alta presión corrida con tubería flexible. Luego se desplazaron los fluidos alojados de la tubería de producción y del espacio anular “A” con salmuera, aplicando un gradiente de presión de 11.4 kPa/m [0.5 lpc/pie]. Los chorros de alta presión han probado ser un método efectivo—que no daña el medio ambiente—para limpiar la tubería de producción y el colector de sedimentos, porque los desechos que se generan son mínimos. En casos de seria contaminación con petróleo, se bombea e inyecta crudo liviano y tapones de TubeCLEAN a través de los disparos que lo permitan. Esto no fue necesario en el Pozo Jisr-1, donde un baño de 2 m 3 [13 bbl] de surfactante, con tiempo de contacto de 10 minutos, se consideró suficiente para limpiar el espacio anular “A.” El equipo de operaciones colocó un bache espaciador de bentonita en el fondo del pozo con tubería flexible a fin de que sirviera de base para el tapón de cemento. En el pozo Jisr-1 se disparó a 342 m [1122 pies] por encima del tapón de cemento base. PDO requiere que el tapón de aislamiento del yacimiento se emplace desde 50 m [164 pies] por debajo del disparo más profundo hasta 50 m por encima del tope del yacimiento. Para cumplir con este requisito a un costo

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Antes del abandono

Después del abandono

Prof., m

Tope de llenado, 20 m Tap ó n #3, 150 m Disparo en la tubería de producció n, 155 m Tap ó n puente, 155 m

Dammam

24 9 Rus 39 5

Umm el Radhuma superior

63 7

Revestimiento de 13 3 ⁄ 8 pulgadas

Umm el Radhuma medio

98 6

Tapó n #2, 797 a 947 m Disparos en varios revestimientos, 944 a 947 m Tapó n puente, 952 m

Revestimiento de 13 3 ⁄ 8  pulgadas Shammar

98 8

Aruma

99 4

Natih 1105 Nahr Umr

1223 1315

Cl á sticos del mesozoico Gharif superior

1337 1382 1425 1778  > 

Gharif medio Areniscas basales Revestimient o de 9 5 ⁄ 8 pulgadas

Al Khlata

Tap ón #1, 1255 a 1460 m Sarta para matar el pozo de 3 1 ⁄ 2 pulgadas, 1377 m Disparos, 1401 a 1408 m Bache espaciador de bento nita , 1460 a 1743 m Revestimiento de 9 5 ⁄ 8  pulgadas

Esquema del pozo Jisr-1 antes (izquierda) y después del abandono (derecha) .

mínimo, se colocó un espaciador de bentonita de 280 m [920 pies] en el fondo del pozo como relleno. El primer tapón de cemento se emplazó con tubería flexible de tal manera que cubriera los disparos. Más arriba en el pozo—a la misma profundidad de la zapata del revestimiento de 3 13 ⁄  8 pulgadas—se colocó un segundo tapón, luego de haber fijado un tapón puente dentro de 1 2 pulgadas, utilila tubería de producción de 3 ⁄  zando tubería flexible. Se dispararon la tubería 1 2 pulgadas y el revestimiento de producción de 3 ⁄  5 de 9 ⁄ 8 pulgadas y se colocó un tapón de cemento de pared a pared. A continuación, se fijó un tapón puente a 155 m [508 pies], y se disparó la tubería a 150 m. Por último, se bombeó el tapón de cemento de superficie. A diferencia de los proce-

dimientos de los tapones previos de cemento, según las normas de PDO, no es necesario probar a presión el tapón de superficie. En casi todos los pozos de este programa de abandono, los contrapozos tienen cerca de 2.6 m [8.5 pies] de profundidad. Una vez que se cortó el cabezal del pozo a 50 cm [1.6 pies] por encima del suelo del contrapozo, se soldó una placa de acero de 10 mm [0.4 pulgadas] de grosor al muñón del revestimiento, y se instaló un pequeño poste con el número del pozo para marcar la localización por encima de la superficie. Luego, se llenó el contrapozo temporalmente con arena hasta la restauración final de la localización. La operación concluyó con el desmontaje de la unidad de tubería flexible y el traslado del con-

Oilfield Review

junto del cabezal del pozo y toda la chatarra fuera de la localización (abajo). Esta operación se llevó a cabo en cinco días, incluido el traslado de la unidad de tubería flexible que tomó dos días. El emplazamiento de los tapones de cemento consumió la mayor parte del tiempo restante. Los traslados de unidades de tubería flexible entre pozos situados a poca distancia suele tomar de 6 a 10 horas. Los traslados a distancias superiores a 15 kilómetros [9.3 millas] obligan a reubicar el campamento de trabajo. Este programa de abandono de varios pozos va a continuar durante gran parte del año 2002. Las operaciones de abandono más complicadas están planificadas para el final del programa con el objetivo de sacar provecho de la experiencia adquirida en las operaciones previas. Los equipos de operaciones siguen enfrentando otros desafíos. Dado que los traslados de unidades consumen una gran parte del tiempo de operación, la obtención del equipo “supermóvil” y el uso de equipos multifuncionales apropiados para estas operaciones, contribuirán a incrementar la eficiencia. Además, la principal actividad diaria es el emplazamiento de los tapones de cemento en el pozo, por lo que hay considerable interés en desarrollar tiempos de fraguado de cemento cortos pero seguros. En una operación como la del abandono de pozo con tubería flexible, en la cual los beneficios residen en el ahorro de tiempo, los tiempos de espera de fraguado del cemento constituyen un gran obstáculo. Los diseños de la lechada se modifican a menudo para reducir los tiempos de bombeo y espesamiento a medida que aumenta la experiencia de campo. Los tiempos convencionales actuales de bombeo de lechadas a través de tubería flexible alcanzan las 3 horas y los topes del cemento se han tocado con la sarta a las once horas. Se están considerando las lechadas UniSLURRY con el objetivo de reducir aún más este tiempo. Los sistemas UniSLURRY se pueden emplear en todas las operaciones de cementación en un amplio rango de temperatura y densidad, con lo que se cubre la mayor parte de los requerimientos de cementación de los campos petrolíferos. La familia de lechadas UniSLURRY se compone de aditivos para controlar las pérdidas de sólidos o líquidos, así como de retardadores líquidos. Su versatilidad simplifica la logística de las operaciones de cementación porque se reducen el número y la cantidad de

Localización típica de T&A en Omán. Los equipos móviles, tales como la unidad de  tubería flexible (color naranja) permiten llevar a cabo los trabajos de T&A en aproximadamente cinco días (arriba) . Los camellos visitan los sitios de vez en cuando (abajo) .  > 

aditivos que se tienen que transportar y, en un momento dado, almacenar en la localización del pozo. Los aditivos reducen de manera sinérgica las concentraciones de aditivo sin que se modifique la calidad de la lechada. A medida que los equipos de operación se preparan para abandonar los pozos más difíciles, PDO está considerando el uso de sistemas flexibles de la familia CemSTONE. Es de esperar que la tecnología de aislamiento de la formación de largo plazo FlexSTONE aumente la resistencia al agrietamiento bajo condiciones cambiantes del yacimiento, y que proporcione un tapón de abandono más duradero que los tapones usuales de cemento. Otra ventaja del sistema de lechada FlexSTONE es que se puede diseñar para que se expanda, con lo cual se elimina cualquier posible contracción de volumen que pudiera dar lugar a

la pérdida del aislamiento. La expansión y la flexibilidad aseguran una adherencia excelente con el revestimiento y evitan el desarrollo de un microanillo entre el revestimiento y el tapón de cemento, con lo que el pozo permanece apropiadamente abandonado con el correr del tiempo. Otra mejora adicional es el desarrollo más rápido de resistencia a la compresión por la optimización de la distribución del tamaño de las partículas que ofrece el sistema FlexSTONE en comparación con lechadas convencionales, lo que redunda en un menor tiempo de espera hasta el fraguado para someter los tapones a pruebas de presión. Las pruebas de laboratorio han confirmado el desarrollo más rápido de la resistencia a la compresión. El sistema FlexSTONE es uno de los tantos sistemas que se van a emplear durante el proyecto de abandono de PDO.

11. El contrapozo es una excavación ubicada por debajo del equipo de perforación que sostiene el cabezal del pozo, y los adaptadores de la tubería de revestimiento. La profundidad del contrapozo permite el acceso a las válvulas maestras del árbol de Navidad desde el nivel del  terreno.  > 

Primavera de 2002

Localización restaurada típica en el desierto de Omán después del abandono.

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ALBERTA

Edmonton Campo Killam Norte Calgary Campo Bantry

 > 

Campos Bantry y Killam Norte, Alberta, Canadá.

Las lechadas ligeras LiteCRETE constituyen una posible solución para el aislamiento entre acuíferos, donde las grandes pérdidas de fluidos hacen impráctico el uso de lechadas convencionales.12 También se está investigando la descarga de apuntalantes (agentes de sostén) y de granulado de bentonita para aislar secciones del pozo que se encuentran más allá del alcance de la tubería flexible convencional, ya sea como consecuencia de restricciones del pozo o debido a la profundidad. El uso de resinas para se llar los 1 8 pulgasistemas de transmisión de presión de  ⁄  das y líneas de control, ha sido probado con éxito en condiciones de taller y se encuentra a la espera de un pozo candidato adecuado para una prueba completa de campo. 13 Este procedimiento permitirá abandonar pozos con líneas de control mediante operaciones con tubería flexible, en vez de utilizar un equipo para extraer los dispositivos de terminación. El desarrollo de resinas también puede conducir a tapones cortos, de bajo volumen, con tiempos de fraguado rápidos que puedan reemplazar los costosos empacadores inflables y los tapones puente mecánicos.

primarios de alta calidad, en ocasiones, no logran sellar los microanillos en las interfaces tubería–cemento o cemento–formación. La corrección es esencial para la protección de los recursos hídricos del subsuelo. Quizás los esfuerzos más persistentes por sellar los pequeños escapes de gas en pozos de tierra firme tienen lugar en el occidente de Canadá.15 PanCanadian Energy Corporation, por ejemplo, está trabajando persistentemente en la mejora de sus operaciones de cementación de pozos. Recientemente, ha concentrado sus esfuerzos en la optimización de la cementación de remediación para el abandono permanente de pozos. En colaboración con Schlumberger, PanCanadian ha sellado trayectorias de escape de gas en pozos abandonados en Alberta, utilizando una técnica de bombeo ultra-lento en cementaciones forzadas.16 En un pozo del yacimiento Killam Norte, dos intentos de cementación forzada no consiguieron detener la migración de gas hacia la superficie. La misma operación se efectuó dos veces sin éxito en otro pozo del yacimiento Bantry (arriba a la izquierda). Ambos pozos fueron abandonados permanentemente después de operaciones exitosas de cementación forzada ultra-lenta con tecnología avanzada.

Un ingrediente clave en el sellado de los escapes de gas fue la cementación con el sistema SqueezeCRETE, en el cual se utilizan óptimas distribuciones del tamaño de partículas para penetrar en las grietas diminutas y llenarlas. 17 La extremadamente baja permeabilidad del cemento fraguado y su resistencia al agrietamiento mejoran el desempeño de la tecnología SqueezeCRETE. Antes de utilizar la nueva tecnología de cementación en el campo, pruebas de laboratorio de los sistemas comunes y lechadas SqueezeCRETE demostraron que el microcemento regular perdió agua con rapidez y sólo penetró una corta distancia en la hendidura estrecha antes de formar un puente en el dispositivo de pruebas.18 Por el contrario, el sistema SqueezeCRETE penetró de forma regular toda la longitud del dispositivo—225 mm [8.9 pulgadas]—sin canalizarse o puentearse (abajo). El proceso de bombeo forzado ultra-lento requirió velocidades de bombeo de 5 L/min [0.03 bbl/min] a fin de limitar la presión por fricción e introducir la mayor cantidad posible de lechada en la grieta. El contenido de agua en la lechada SqueezeCRETE es mucho menor que el de las lechadas típicas de cemento Portland, por lo que las partículas sólidas llenan los vacíos con más

Jeringa que contiene la lechada que se va a inyectar

Placa transparente M edio espaciador, en el cual se delimita un “ canal”

Papel de filtro

Placa porosa

Punto de inyecci ó n

Punto de inyecció n

Corrección de abandonos defectuosos

En algunos casos los procedimientos iniciales de abandono del pozo no consiguen sellar el yacimiento por completo o de forma permanente y, en consecuencia, es necesario realizar operaciones correctivas adicionales.14 Esto es especialmente problemático en pozos de gas porque el gas puede pasar con facilidad a través de escapes de escala microscópica. Incluso los cementos

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Lechada est á ndar de microcemento

Lechada SqueezeCRETE

 >  Dispositivo para probar lechadas y sus resultados. Las lechadas de cemento se inyectan en un ex tremo de un dispositivo de prueba (arriba). La hendidura que queda entre las dos placas representa un canal o imperfección que hay que reparar. La lechada estándar de microcemento (abajo a la izquierda)  formó un puente de 30 mm [1.2 pulgadas] dentro de la hendidura estrecha. La lechada SqueezeCRETE (abajo a la derecha) penetró toda la longitud —225 mm [8.9 pulgadas]—de la hendidura de 120 µm de profundidad y creó un sello completo.

Oilfield Review

facilidad sin tener que aplicar presión moderadamente alta para forzar la salida de agua de la lechada. El mantenimiento de una presión relativamente baja reduce la posibilidad de que el revestimiento o la tubería de producción se expandan a medida que se bombea a través de ellos y luego se relajen cuando se libera la presión. Incluso cambios menores en la forma del revestimiento durante las operaciones de cementación pueden dar lugar a la formación de un microanillo. Se continuó el bombeo mientras el cemento fraguaba para evitar la migración de gas hacia el cemento. Las pruebas subsiguientes de migración de gas en los pozos de los campos Killam Norte y Bantry confirmaron que los escapes de gas se habían sellado y que los pozos cumplían los requisitos regulatorios para el abandono. Dado que hay que abandonar decenas de miles de pozos de gas sólo en el occidente de Canadá, y muchos otros en el resto del mundo, la tecnología y las técnicas innovadoras de remediaciones con cemento adquieren cada vez mayor importancia para el abandono exitoso permanente de los pozos que presentan escape de gas.

Una vez que los pozos individuales han sido taponados y abandonados, las tuberías, instalaciones y otras estructuras presentes en el campo deben desmantelarse y trasladarse. La superficie debe retornarse a su condición original; estas operaciones pueden ser difíciles en tierra firme, pero

en áreas marinas, especialmente en aguas profundas, los procedimientos de T&A y el desmantelamiento pueden llegar a ser actividades monumentales que exigen una cuidadosa coordinación de varios equipos especializados. El desmantelamiento de las plataformas de producción en áreas marinas está sujeto a extensas regulaciones en todo el mundo. 19 Las decisiones sobre cuándo y cómo desmantelar las plataformas implican aspectos complicados de protección ambiental, seguridad y costo. La disponibilidad limitada de los equipos de levantamiento de cargas pesadas requiere una cuidadosa planificación anticipada para remover las plataformas. Lo usual es programar las operaciones de manera de poder evitar las malas condiciones climáticas. El abandono de campos y el desmantelamiento de plataformas marinas comprenden el abandono de todos los pozos de los campos. Las formaciones permeables del subsuelo se aíslan de forma permanente entre sí y de la superficie. Todos los pozos se taponan y el revestimiento se corta a alguna profundidad por debajo del lecho marino, cumpliendo con lo especificado en las regulaciones locales. También hay que desmantelar y remover las tuberías de superficie. Tales tuberías se pueden reutilizar, vender como chatarra o tratar como desecho. A continuación se deben desmantelar las instalaciones de superficie y otras estructuras, lo cual puede implicar la remoción parcial o completa, o el derribamiento en el sitio. Esto se puede comenzar quitando la cubierta o parte

12. Para mayor información sobre cementación ultraligera, consulte: Al Suwaidi A, Hun C, Bustillos JL, Guillot D, Rondeau J, Vigneaux P, Helou H, Martínez Ramírez JA y Reséndiz Robles JL: “Ligero como una pluma, duro como una roca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

Farkas RF, England KW, Roy ML, Dickinson M, Samuel M y Hart RE: “New Cementing Technology Cures 40-Year-Old Squeeze Problems,” artículo de la SPE 56537, presentado en la Conferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE de 1999, Houston, Texas, EUA, 3 al 6 de octubre de 1999.

13. Una prueba de taller consiste en la simulación de la operación de un campo petrolífero utilizando equipo real y no de laboratorio. Por ejemplo, las pruebas de taller de los sistemas de cementación suelen comprender el mezclado y bombeo de un pequeño lote (tanda) con el fin de valorar las características de la lechada antes de mezclarla y bombearla en un pozo.

18. Las pruebas y dispositivos de laboratorio se describen en detalle en Slater et al, referencia 16: 2. 19. Para mayor información sobre desmantelamiento de pla taformas marinas, consulte: Anthony NR, Ronalds BF y Fakas E: “Platform Decommissioning Trends,” artículo de la SPE 64446, presentado en la Conferencia y Exhibición del Petróleo y el Gas de la SPE de la región del Pacífico Asiático, Brisbane, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.

Abandono de campos y desmantelamiento de plataformas

14. Para mayor información sobre cementación de remediación, consulte: Marca C: “Remedial Cementing,” en Nelson EB: Well Cementing . Sugar Land, Texas, EUA: Schlumberger Dowell (1990): 13-1 – 13-28. 15. Para mayor información sobre abandono de pozos en Alberta, Canadá, consulte: http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/catalog/g1pubs.htm#guides. 16. Para mayor información sobre la técnica de cementación forzada a velocidad ultra-lenta, consulte: Slater HJ, Stiles DA y Chmilowski W: “Successful Sealing of Vent Flows with Ultra-Low-Rate Cement Squeeze Technique,” artículo de las SPE/IADC 67775, presentado en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam, Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001. 17. Para mayor información sobre la tecnología SqueezeCRETE, consulte: Boisnault JM, Guillot D, Bourahla A, Tirlia T, Dahl T, Holmes C, Raiturkar AM, Maroy P, Moffett C, Pérez Mejía G, Ramírez Martínez I, Revil P y Roemer R: “Concrete Developments in Cementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1 (Primavera de 1999): 16–29.

Primavera de 2002

Byrd RC y Velásquez ER: “Partial Removal Best Option for Large US Pacific Deepwater Platforms,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 84, 86, 160. Griffin WS: “Evolution of the Global Decommissioning Regulatory Regime,” SPE Production & Facilities 14, no. 2 (Mayo de 1999): 83–87. 20. Chapman LR, Coats A y Lajaunie C: “Containing Field Abandonment Costs in the Gulf of Mexico,” Offshore 55, no. 11 (Noviembre de 1995): 54-55, 101. 21. “Customized Barges, Hinged Arms Form Single-Lift Removal Concept,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 92. “Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg, Ekofisk,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90. Bradbury J: “Find the Right Solution for Cessation,” Hart’s E&P 74, no. 11 (Noviembre de 2001): 45. 22. Bradbury J: “Majestic Maureen Makes It,” Hart’s E&P  74, no. 8 (Agosto de 2001): 75, 76, 78, 80. Para mayor información acerca del campo Maureen, consulte: http://www.phillips66.com/maureen/.

0 0

100 150

200 millas 300 km Campo Maureen bloque 16/29a Aberdeen

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REINO UNIDO Amsterdam

 > 

Ubicación del campo Maureen, Mar del Norte.

superior de la plataforma, seguido por la remoción de la estructura de soporte—conocida como la estructura metálica de una plataforma fija colocada sobre pilotes incrustados en el fondo del mar—o se puede desmontar la estructura completa en una sola pieza. Dependiendo del método seleccionado, pueden requerirse extensas operaciones de buceo para cortar la estructura en trozos. Por último, hay que remediar los daños sufridos por el lecho marino. En general, la remoción de la plataforma es la parte más onerosa de las operaciones de desmantelamiento debido al costoso equipo que se debe movilizar para manipular las cargas. 20 Los continuos avances en tecnología de levantamiento de carga harán que, en el futuro, la remoción de plataformas se convierta en una operación más segura, rápida y fácil. 21 Casi todas las plataformas marinas han sido diseñadas para un uso determinado, por lo que las operaciones de desmantelamiento se planifican para cada configuración y condición específica. Reflotación de la plataforma Maureen

La plataforma Maureen, instalada en el sector británico del Mar del Norte en 1983 por la firma operadora Phillips Petroleum Company United Kingdom Limited y sus socios, se diseñó de modo tal que pudiese reciclarse. Debido a que las reservas del campo Maureen eran marginales, la plataforma se construyó para ser reflotada, trasladada e instalada para producir petróleo en otro campo una vez que se agotara el campo Maureen (arriba). En el año 2001, luego de ocho años de planificación y preparación, la plataforma fue reflotada y reubicada con todo éxito en Noruega, donde espera ser reutilizada o desmantelada. 22

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 > 

Reflotación de la plataforma Maureen.

A diferencia de las otras plataformas de producción del Mar del Norte, la plataforma Maureen reposaba sobre una estructura gravitacional de acero en lugar de la típica estructura de concreto. Sus tres tanques de almacenamiento le sirven de soporte a la plataforma. 23 Los tanques de almacenamiento cumplen un doble propósito porque hacen las veces de tanques de lastre cuando la plataforma es remolcada. Sus instalaciones incluyen todo el equipo necesario para perforar, producir y almacenar petróleo, además de alojar al personal. Los principales componentes de la plataforma—la estructura gravitacional de acero y la cubierta—se construyeron en tierra firme y se armaron cerca de la costa antes de remolcarlas hasta el campo. Se instaló una columna articulada de carga (CAC) para trasladar el petróleo hasta los buques cisterna porque la construcción de un oleoducto hasta la costa era demasiado costosa.

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La plataforma soportaba 13 pozos de producción y siete pozos de inyección de agua en el campo Maureen, con una producción de 223 millones de barriles [3.5 millones de m 3] de petróleo entre 1983 y 1999. 24 Además, se vinculó un pozo submarino único del campo Moira a la plataforma Maureen. A medida que la producción fue declinando, Phillips comenzó a estudiar opciones para el desmantelamiento. En general, el desmantelamiento de las plataformas implica múltiples operaciones. 25 Antes de comenzar cualquier operación, las agencias reguladoras exigen pruebas de que los planes de abandono cumplirán con las normas ambientales y de seguridad. El primer paso es cesar la producción y abandonar cada pozo. A continuación, se desmantela la plataforma, luego de lo cual puede removerse. El tamaño, la profundidad del agua y la condición estructural de la plataforma ejercen

una fuerte influencia sobre los planes de desmantelamiento y remoción. Las opciones más frecuentes para el desmantelamiento de las plataformas marinas comprenden la remoción total o parcial, el derribamiento en el sitio o la reutilización. Como sucede en casi todas las operaciones en áreas marinas, la disponibilidad de equipos y las condiciones climáticas son factores fundamentales. Luego de las operaciones de desmantelamiento, hay que estudiar el sitio a fin de garantizar la seguridad de la navegación y la protección del medio ambiente. La remoción total de las instalaciones en áreas marinas deja el lecho marino libre de escombros, lo cual es deseable para la pesca pero tiende a ser costoso. La remoción parcial reduce los costos pero exige un minucioso escrutinio de la estructura remanente a fin de asegurar la navegación. Esta opción en la actualidad

Oilfield Review

sólo es válida para estructuras mayores de 10,000 toneladas métricas [11,000 toneladas] en el área de la Comisión OSPAR. 26 El derribamiento de una plataforma en el sitio, tema que se examina más adelante en este artículo, es considerablemente menos costoso que la remoción, pero es ilegal en el Mar del Norte y en las áreas del noreste del Océano Atlántico que estén reguladas por la Comisión OSPAR. La operación tendría que garantizar que la plataforma no presenta riesgos ambientales y que cae como está previsto. Algunas plataformas bien mantenidas se dejan instaladas o se trasladan a otra localización para su posible reutilización. Los estudios de la plataforma Maureen revelaron más de 60 posibles opciones de remoción. De ellas, seis se consideraron factibles, y todas requerían la reflotación de la plataforma antes de poder realizar las subsiguientes operaciones de descarte. Las simulaciones por computadora de las operaciones de reflotación, incluyendo aspectos tales como la fatiga de los materiales, confirmaron que las operaciones se podían realizar sin problema.27 Los estudios confirmaron que era factible reutilizar la plataforma, incluso luego de prestar servicio durante 18 años, debido al excelente estado de las instalaciones. 28 Se abandonaron todos los pozos y se cortaron todos los conductores y tubos ascendentes antes de reflotar la plataforma. Se extrajo el agua de mar contenida en los tanques de almacenamiento con bombas para asegurar la flotabilidad. Las operaciones de reflotación comenzaron inyectando agua por debajo de la plataforma para levantar la estructura del lecho marino. Aker Offshore Partner llevó a cabo la operación de reflotación en cerca de 60 horas sin incidentes (página anterior). Los arreglos operacionales incluyeron la preparación de extensos planes de contingencia—en especial para conseguir flotabilidad adicional, si fuese necesario—y la vigilancia constante de la velocidad de ascenso y de las presiones de los tanques para alcanzar el calado deseado para el remolque. A pesar de haber ofrecido la plataforma en el mercado mundial durante varios años, Phillips no ha conseguido identificar una opción para la reutilización completa de la plataforma Maureen que satisfaga sus cinco criterios: de regulación, técnicos, comerciales, ambientales y de programación. También se han evaluado opciones de reutilización parcial, siendo la más viable la de Aker que pretende convertir las bases de la plataforma y parte de la CAC en un muelle de agua profunda en Stord, Noruega.

Primavera de 2002

M ISSISSIPPI

ALABAM A

FLORIDA

LUISIANA

Bloque 254, M ain Pass

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Ubicación de la plataforma Main Pass 254, en el Golfo de México.

Derribamiento de una plataforma marina

En algunas regiones, es posible abandonar las plataformas en su sitio para formar un “arrecife artificial.” El derribamiento de una plataforma en su sitio exige un gran trabajo de preparación para garantizar la seguridad y el cuidado del medio ambiente. En el Bloque 254 del área Main Pass, 23. Tilling G: “Refloating Maureen Oil Platform (110,000 Tons) for Re-Use in Waters Away From the North Sea,” artículo de la SPE 29938, presentado en la Reunión Internacional de la SPE sobre Ingeniería en Petróleos, Pekín, China, 14 al 17 de noviembre de 1995. 24. La producción resultó ser sustancialmente mayor que la prevista en el momento del descubrimiento. Véase Tilling, referencia 23: 6. 25. Para mayor información sobre la remoción de instalaciones, consulte: Della Greca A: “Offshore Facility Removal: How to Save Cost and Marine Resources,” artículo de la SPE 36936, presentado en la Conferencia Europea de la SPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de 1996.

en el Golfo de México, se derribó la plataforma de producción en su sitio en agosto del año 2000 (arriba). En las operaciones, cuya planificación y coordinación por parte del operador Unocal tomaron varios meses, participaron contratistas de operaciones marítimas, servicios de ingeniería y de buceo. 26. La Comisión OSPAR para la Protección del Medio Ambiente Marino del Atlántico Noreste, anteriormente las Comisiones de Oslo y de París, trabaja en la prevención y eliminación de la contaminación marina. Para mayor información, visite: http://www.ospar.org/. 27. Denise J-P y Tilling GM: “Interactive Hydrodynamic/Structural Analysis for Refloating a Very Large North Sea Structure: Maureen Alpha Platform,” artículo de la SPE 36937, presentado en la Conferencia Europea de la SPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de 1996. 28. Tilling, referencia 23: 2.

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Derribamiento de una plataforma en su sitio. Esta secuencia fotográfica muestra el hundimiento controlado de la plataforma que duró sólo 37 segundos desde el primer movimiento hasta la inmersión completa.

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Oilfield Review

Desde el comienzo, Unocal trabajó con varias agencias para asegurarse de que todas las operaciones cumplirían las normas vigentes. También desde el comienzo, la compañía decidió no utilizar explosivos para derribar la plataforma debido a la abundancia de vida marina en el área. A continuación, el equipo tuvo que preparar todos los aspectos de las operaciones de desmantelamiento y derribamiento. La plataforma, que reposaba sobre 85 m [280 pies] de agua, se instaló en 1975. Seis pozos producían hacia los tanques montados sobre las cubiertas, por lo que no había que desmontar oleoducto alguno. Sin embargo, la compañía decidió derribar la cubierta y la estructura metálica al mismo tiempo, una operación que no se había intentado antes en el área. Las operaciones de abandono comenzaron con el desmantelamiento y la remoción del equipo y de la tubería de producción, incluidas la recuperación y el desecho apropiado de todos los fluidos. A continuación, se abandonaron todos los pozos de producción siguiendo las normas del Servicio Estadounidense de Manejo de 29. Para mayor información sobre el abandono de la plataforma Main Pass 254, consulte: Whitney CD: “Toppled Platform In-Place Creates Reef in US Gulf,”Oil & Gas  Journal 98, no. 45 (6 de noviembre de 2000): 53, 54, 56, 58, 59. 30. El Laithy WF y Ghzaly SM: “Sidki Well Abandonment and Platform Removal Case History in the Gulf of Suez,” artículo de la SPE 46589, presentado en la Conferencia Internacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente en la Exploración y la Producción de Petróleo y Gas, Caracas, Venezuela, 7 al 10 de junio de 1998.

Minerales (MMS, por sus siglas en inglés). Durante el abandono de los pozos, los buzos cortaron todos los pozos y las patas de la plataforma. Al cortar los pozos abandonados, se eliminó la posibilidad de dañar los tapones de cemento por debajo de la línea de lodo mediante la transmisión de esfuerzos a lo largo del revestimiento durante el derribamiento. El corte de las patas creó puntos débiles para facilitar el derribamiento. Antes de cortar del todo los pilotes, las tripulaciones instalaron aparejos (jarcias) a fin de proporcionar la fuerza necesaria para derribar la plataforma. El personal permaneció en la plataforma durante todas las operaciones para garantizar la seguridad después de retirar la asistencia de navegación. Los buzos trabajaron durante 205 horas y terminaron su trabajo en 26 días. 29 En ese momento, la plataforma estaba lista para el derribamiento. Una embarcación anclada, equipada con dos cabrestantes de 500 toneladas [181 tonne] cada uno, proporcionó la fuerza horizontal. Los primeros intentos fallaron a causa de problemas en el sistema de aparejos, por lo que la tripulación eliminó el lastre de los tanques submarinos de agua de perforación a fin de reducir la fuerza horizontal requerida para el derribamiento. El tercer intento tuvo éxito en derribar la plataforma, la cual se sumergió por completo en 37 segundos (página anterior). Los buzos vigilaron y filmaron la plataforma derribada para confirmar su ubicación exacta y se instaló una boya para marcar tal ubicación (abajo).

Boya

100 pies

115 1 ⁄ 2  pies Secci ó n derribada

20 pies

129 1 ⁄ 3 pies Estructura principal

Se ha presentado al menos un caso en el cual se abandonaron varios pozos y una plataforma luego de que un buque mercante colisionara con ella. En un accidente ocurrido en el Golfo de Suez en 1989, los cabezales de pozo y la plataforma resultaron dañados hasta tal punto que debió declararse su pérdida total. 30 Los objetivos principales del operador consistían en controlar los pozos, minimizar la contaminación y desmantelar las estructuras dañadas sin afectar la seguridad. Un andamiaje erigido sobre la plataforma colisionada permitió el acceso de los trabajadores a las válvulas, de manera tal que se detuvo el de rrame de petróleo una semana después del accidente. Luego de remover la cubierta superior de la plataforma, se trasladó al sitio un equipo de perforación para respaldar las operaciones de abandono de los pozos. Finalmente, dos años y medio más tarde, se pudo desmantelar el resto de la plataforma. Este suceso excepcional subraya la necesidad de contar con planes de contingencia para casos en que haya que abandonar prematuramente pozos o plataformas. Abandonos futuros

La “vida del pozo” conceptual se extiende claramente más allá de la fase de producción. Lo ideal es que los procedimientos modernos de abandono de pozos consigan aislar para siempre las formaciones del subsuelo. Los productores de petróleo y de gas reconocen la importancia del abandono permanente verdadero, el cual comienza desde el diseño del pozo, continúa durante la cementación primaria y termina con los procedimientos adecuados de abandono. La creación de un presupuesto común para cada una de estas operaciones desde el comienzo del proyecto ayuda a asegurar que se lleven a cabo en forma adecuada. El abandono de campos, que por lo general implica más de un pozo, exige una estrecha coordinación de muchas operaciones diferentes para asegurar el aislamiento del subsuelo en todos los pozos, la remoción del equipo e instalaciones de superficie y el restablecimiento de la superficie a su estado primitivo. Gracias a las nuevas tecnologías de cementación primaria y correctiva, operaciones de disparos y evaluación de la cementación, además de la intervención con tubería flexible y con línea de acero (slickline), las compañías de E&P y Schlumberger están preparadas para emprender los diversos proyectos de abandono de pozos y campos que se presenten en el futuro. —GMG

Plataforma derribada. En este diagrama, preparado después de un estudio posterior al derribamiento, se ilustran las posiciones estables de reposo de la estructura principal y la sección derribada a más de 30 m [100 pies] bajo el nivel del mar.

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Primavera de 2002

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