el principio del ﬁn: revisión de las prácticas de abandono...

1. Pittard A: “Field Abandonment Costs Vary WidelyWorldwide,” Oil & Gas Journal 95, no. 11 (17 de marzo de 1997): 84, 86–91.“Heavy Deck Removal Vessel Under Review for Frigg,Ekofisk,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de 2001): 88, 90.

28 Oilfield Review

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

Ian BarclayJan PellenbargFrans TetteroPetroleum Development Oman LLCMuscat, Sultanato de Omán

Jochen PfeifferOklahoma City, Oklahoma, EUA

Harold SlaterPanCanadian Energy CorporationCalgary, Alberta, Canadá

Timo StaalMuscat, Sultanato de Omán

David StilesCalgary, Alberta

Geoff TillingPhillips Petroleum CompanyUnited Kingdom Limited Woking, Inglaterra

Chris WhitneyUnocal CorporationSugar Land, Texas, EUA

Por su colaboración en la preparación de este artículo, seagradece a Leo Burdylo, Dan Domeracki, Roger Keese,James Garner, Erik Nelson y Keith Rappold, Sugar Land,Texas, EUA; Erick Cunningham, Clamart, Francia; AlanSalsman, Calgary, Alberta, Canadá; y Lisa Stewart,Ridgefield, Connecticut, EUA.CemSTONE, FlexSTONE, LiteCRETE, SqueezeCRETE,TubeCLEAN y UniSLURRY son marcas de Schlumberger.

La industria petrolera prevé un aumento en la actividad de las operaciones de aban-

dono 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 nue-

vas 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.

La vida de un pozo atraviesa numerosas etapas. Eldescubrimiento de un nuevo yacimiento de petró-leo o de gas, luego de meses o años de explora-ción y perforación renueva al equipo técnicoresponsable del proyecto. El logro de la primeraproducción representa otra meta importante. Eléxito en las operaciones de recuperación mejo-rada puede hacer que esta etapa de la produccióntenga una buena recompensa desde los puntos devista financiero y técnico. La etapa que nadieparece disfrutar es la de terminación de la pro-ducción, y la del abandono de los pozos y de lasinstalaciones de producción. Aunque se suponeque el abandono significa la terminación perma-nente, algunas prácticas de abandono puedentener efectos que se hacen sentir durante muchosaños más que la relativamente breve vida produc-tiva de un pozo promedio.

El abandono de pozos se está haciendo cadavez más frecuente a medida que los yacimientosvan envejeciendo y alcanzando sus límites pro-

ductivos y económicos. El costo de desmantelarlas 6500 plataformas marinas, existentes en elmundo, se estima entre 29 y 40 mil millones dedólares estadounidenses para las próximas tresdécadas.1 En tierra firme, decenas de miles depozos habrán de abandonarse algún día.

Los operadores responsables buscan ahoraequilibrar sus responsabilidades respecto delmedio ambiente con las exigencias de los accio-nistas. La remediación de las operaciones defec-tuosas de taponamiento y abandono (T&A) escostosa y supone una carga pesada tanto para elmedio ambiente como para la reputación de lascompañías. Las equivocaciones locales en lasoperaciones de T&A pueden afectar la reputa-ción de toda la industria petrolera. Con estasinquietudes en mente, muchos operadores estánmejorando sus procedimientos de abandono depozos y campos, a fin de asegurarse de que losyacimientos abandonados quedan, en efecto,permanentemente sellados y las instalaciones sedesmantelan de manera apropiada. En este artí-culo se examinan las prácticas de T&A y de des-mantelamiento; se explica cómo los abandonosbien ejecutados protegen el medio ambiente y sepresentan nuevas tecnologías que refuerzan elsignificado del término “permanente” en las ope-raciones de abandono. También se discuten losdesafíos y las prácticas de abandono permanentey se examinan las operaciones de abandono depozos y plataformas en Omán, Canadá, el Golfode México y el Mar del Norte.

Primavera de 2002 29

Desafíos y soluciones en el abandono de pozosEl objetivo principal al abandonar un pozo es elaislamiento permanente de todas las formacio-nes del subsuelo atravesadas por el pozo.Aunque sellar yacimientos agotados constituyeuna importante preocupación en los procedi-mientos de T&A, en las operaciones de aban-dono lo ideal es aislar tanto las zonasproductivas como otras formaciones. El aisla-miento total evita que el gas, el petróleo o elagua migren hacia la superficie o fluyan de unaformación del subsuelo a otra. Los expertos pien-san que una alta proporción de sellos colocadosen los pozos pueden ser defectuosos.2

Las fugas que se presentan en los sellos supo-nen un riesgo para el medio ambiente—los recur-sos hídricos subterráneos y el mar o el suelo quelos cubre—y hay que repararlos, pero las opera-ciones correctivas de taponamiento son difíciles ycostosas. El sellado correcto de un pozo resultamucho más fácil si se planea desde el comienzo,

incluso si el costo inicial aparente es más alto. Sedebe considerar el abandono del pozo en las eta-pas iniciales de diseño ya que la calidad de lascementaciones primarias entre el revestimiento ylas formaciones es un factor clave en el éxito delabandono del pozo años más tarde (abajo).3

Durante décadas, los ingenieros en petróleos hanconfirmado que el cemento Portland es el mejormaterial para sellar los pozos abandonados. Esduradero, confiable, se encuentra disponible entodo el mundo y es relativamente económico. Laremoción completa del lodo de perforación y delrevoque de filtración (enjarre) durante las opera-ciones de cementación primaria, disminuye elriesgo de la creación de un microanillo o unacanalización en la lámina de cemento. Con estose consigue una mejor adherencia entre las for-maciones, el cemento y la tubería de revesti-miento. La contracción que se presenta al fraguarel cemento Portland común puede crear pequeñasgrietas y espacios que podrían convertirse en tra-yectorias de flujo.

Cualquier deficiencia en la cementación pri-maria tiende a afectar el aislamiento en el largoplazo. Asimismo, grandes fluctuaciones en la pre-sión y la temperatura dentro del pozo puedenafectar negativamente la integridad del cementoo causar la pérdida de adherencia. Los esfuerzostectónicos también pueden fracturar el cementofraguado. Cualquiera que sea la causa, la pérdidade la integridad del cemento puede dar lugar a lamigración de fluidos, al deterioro del aislamientode la formación o al colapso de la tubería de reves-timiento, incluso cuando se coloca cemento dealta calidad que inicialmente provee un buen sello.

Nuevos cementos flexibles brindan una inte-gridad de más largo plazo que el cementoPortland común porque resisten el agrietamientopor esfuerzos tectónicos y la formación de micro-anillos. Con la introducción de la tecnología decementación FlexSTONE en el año 2000, se incor-pora una distribución optimizada de partículas fle-xibles dentro de la matriz del cemento para queésta se adapte a las variaciones de presión y

30 Oilfield Review

Densidad erróneaRemoción deficiente del lodo y del revoque de filtración Gelificación prematura Pérdida excesiva de fluido

Lechada altamente permeable Contracción significativa del cemento Falla del cemento por esfuerzos tectónicos Adherencia interfacial deficiente

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


temperatura, lo que crea un aislamiento de la for-mación que va más allá de la vida del pozo4. Laresistencia a la corrosión, la baja permeabilidad, laflexibilidad y la capacidad de expansión lineal pos-terior a la hidratación, hace que los sistemasFlexSTONE sean ideales para cementaciones pri-marias y para trabajos de abandono de calidad(derecha).

Si hay migración de fluidos en un pozo quetiene que ser abandonado, el primer desafío con-siste en localizar la trayectoria de migración de losfluidos. Típicamente, los líquidos del subsuelomigran a través de componentes de terminación

del pozo, tapones con fugas, cementaciones forza-das (a presión) deficientes, fallas en la cementa-ción primaria o a través de la roca sello. Esta rocade cobertura puede estar deteriorada por la pre-sencia de fracturas naturales o por tratamientos deestimulación por fracturamiento. Cuando existenmúltiples yacimientos, la identificación del puntode fuga permite remediar la situación.5 El conoci-

miento del estado de la cementación primaria y delas reparaciones es de fundamental importancia.Para un abandono de pozo exitoso, el personal queparticipa en la operación debe entender la geolo-gía, la geometría y la accesibilidad del pozo, losdispositivos de terminación de pozo y su estado, lapresión del yacimiento y las posibles trayectoriasde migración de los fluidos (izquierda).

2. Mientras que las estimaciones de la proporción de selloscon escape varían ampliamente de una región a otra, enuna encuesta realizada en 1993 en el área deLloydminster, al oeste de Canadá, Husky Oil advirtió queel 45% de los pozos investigados tenían problemas demigración de gas. Sobre la base de su investigación, lacompañía 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, RobinsonRS y Van Stempvoort DR: “A Risk Based ManagementApproach to the Problem of Gas Migration,” artículo de laSPE 35849, presentado en la Conferencia Internacionalsobre Salud, Seguridad y Medio Ambiente, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 9 al 12 de junio de 1996.

3. El cemento primario es la lámina inicial de cemento colo-cada alrededor de un revestimiento o de una tubería col-gada (cañería perdida, liner). Los principales objetivos delas operaciones de cementación primaria incluyen el ais-lamiento de la formación con el objetivo de evitar lamigración de fluidos hacia el espacio anular, servir desoporte al revestimiento o tubería colgada y proteger elrevestimiento de los fluidos corrosivos existentes en lasformaciones.

Yacimientosno productivos

Empacador de producción

Disparos

Roca sello (de cobertura) del yacimiento

Cemento

Terminación

> Consideraciones para el abandono de un pozo.Los diseños de abandono deben tener en cuentalas características geológicas, tales como eltipo y el estado del yacimiento y de la roca sellodel mismo. El diseño también ha de considerar elestado y la configuración del cemento, los dis-paros (perforaciones, cañoneos, punzados), lastuberías y los dispositivos de terminación delpozo. La roca sello (de cobertura), el cemento ylos equipos de terminación constituyen frecuen-tes trayectorias de migración de los fluidos quedeben identificarse y sellarse para obtener unaislamiento eficaz de largo plazo.

Expa

nsió

n lin

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%

0.00.1

Cementosalino

Cementoenergizado

0.0

Cementode

mortero

CementoFlexSTONE

Proporción T/E

Cemento convencionalSistema FlexSTONE

Fuerza deadherencia,MPa tras 4semanas

de fraguado

Permeabilidad,µD

0.7

3.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

Prop

ieda

des

de a

isla

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0

4

6

8

10

2

12

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

Para mayor información sobre la cementación primaria,consulte: Bonett A y Pafitis D: “Getting to the Root of GasMigration,” Oilfield Review 8, no. 1 (Primavera de 1996):36–49.

4. Para mayor información sobre cementos flexibles, con-sulte: Le Roy-Delage S, Baumgarte C, Thiercelin M yVidick B: “New Cement Systems for Durable ZonalIsolation,” artículo de las IADC/SPE 59132, presentado enla Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, NuevaOrleáns, Luisiana, EUA, 23 al 25 de febrero de 2000. Thiercelin MJ, Dargaud B, Baret JF y Rodriguez WJ:“Cement Design Based on Cement MechanicalResponse,” artículo de la SPE 38598, presentado en laConferencia y Exhibición Técnica Anual de la SPE, SanAntonio, Texas, EUA, 5 al 8 de octubre de 1997.

5. El análisis con isótopos del gas de dos formaciones sedi-mentarias en el área Lloydminster demostró que la forma-ción más superficial era más propensa a los problemasde migración de gas. Para mayor información acerca deeste ejemplo, consulte: Schmitz et al, referencia 2.

Otro desafío en los procedimientos de T&A esque los documentos que detallan la vida del pozo,tales como los registros y diagramas esquemáti-cos de pozos, pueden no encontrarse disponibles.La información sobre la geología puede haberseperdido o ser imposible de conseguir debido a quepueden transcurrir décadas entre la primera pro-ducción y el abandono del pozo. Además, es fre-cuente que los pozos cambien de propietario.

Los operadores han de ajustarse estricta-mente a las regulaciones locales para el aban-dono de los pozos (abajo). En algunas regiones,las agencias reguladoras otorgan el permiso paraprocedimientos específicos de abandono y super-visan las etapas clave de las operaciones. El cum-plimiento exige una planificación cuidadosa y unacoordinación apropiada, las cuales, para algunosoperadores, pueden verse facilitadas gracias abases de datos y programas de computaciónespecializados.6 Las regulaciones han ido cam-biando considerablemente con el pasar deltiempo, y para poderles seguir el paso se requiereexperiencia en aspectos de ingeniería, medioambiente, jurídicos y de seguridad.

En muchas regiones existen normas y regla-mentos vigentes que constituyen los requisitospara el abandono de pozos. En las áreas en las cua-les las autoridades reguladoras no proporcionan lasregulaciones mínimas, los operadores tienden aguiarse por sus propias normas internas. La mayo-ría de estas reglas son similares porque muchas deellas se originaron en el Mar del Norte, en dondelos objetivos de protección del medio ambientetienen una gran influencia sobre las operaciones.

Abandono de pozos sin equipo de perforación o de reparaciónLa preparación es uno de los ingredientes funda-mentales para el abandono de un pozo, y com-prende una evaluación detallada de la geologíade las inmediaciones del pozo, y de las singula-res condiciones mecánicas del mismo. En uncaso sencillo, el abandono del pozo comienza conla limpieza de la tubería de producción y lacementación, o cementación forzada de los dis-paros (cañoneos, perforaciones, punzados). Unavez que se dispara la tubería por encima delempacador de producción, se hace circularcemento entre la tubería de producción y la derevestimiento. A niveles superficiales de lazapata de revestimiento, se efectúan disparosque atraviesan los diferentes revestimientos y sehace circular cemento en todos los espacios anu-lares abiertos a fin de obtener una barrera decemento de pared a pared. Por último, se disparala tubería de producción a una profundidadmenor—quizás 150 m [490 pies]—y se coloca untapón de cemento de superficie. Una vez que sehan colocado y probado todos los tapones decemento, se retiran el cabezal del pozo y elmuñón de la tubería de revestimiento.

En la realidad, casi todas las operaciones deabandono son mucho más complicadas. Los pro-gramas de abandono de varios pozos en tierrafirme demuestran tanto la complejidad de lasoperaciones como las ganancias en eficiencia yel ahorro de costos que se obtienen cuando seutiliza una unidad de tubería flexible en lugar deun equipo de reparación o de perforación.7

Aunque los primeros trabajos se hicieron entierra en la Bahía Prudhoe en Alaska, EUA, en1983, los procedimientos de reparación de pozossin equipos de terminación de pozos se han idoadaptando para ejecutar operaciones de aban-dono de todo el mundo.8 Las operaciones deabandono con tubería flexible también se han lle-vado a cabo en áreas marinas durante más deuna década, pero la remoción de las plataformasde producción suele requerir la movilización deequipos pesados para levantar los componentes(véase “Abandono de campos y desmantela-miento de plataformas,” página 37).9

Son claras las ventajas del abandono emple-ando una unidad de tubería flexible para un pro-grama de abandono de varios pozos. Para áreasmarinas, este equipo es menos costoso y amenudo es mucho más fácil de movilizar; en tie-rra, el beneficio reside en el ahorro de tiempo quese obtiene respecto de una operación convencio-nal. La tubería flexible permite el emplazamientopreciso de tapones de cemento, incluso en pozosdesviados. Además, las operaciones con tuberíaflexible se pueden realizar sin matar el pozo, o sinquitar la tubería de producción o el cabezal delpozo.

En varios yacimientos de petróleo y de gasterrestres agotados en Omán, la compañíaPetroleum Development Oman LLC (PDO) inicióun programa de abandono de varios pozos conSchlumberger (página siguiente). La preocupa-ción principal era lograr el abandono apropiadode todas las zonas productivas, así como prote-ger los acuíferos a la vez que se minimizaban loscostos y los riesgos.

PDO comenzó su proyecto de abandono contubería flexible en noviembre de 2000 luego deun informe de investigación sobre materialespara taponamiento permanente y aplicacionescon tubería flexible. Luego de un estudio inicialde la bibliografía, una revisión del inventario depozos de PDO reveló la existencia de 60 pozos deexploración sobrantes ubicados en todas susconcesiones. PDO decidió comenzar el proyectode abandono de los 60 pozos en el sur de Omán,donde las presiones de formación se encuentranpredominantemente a niveles hidrostáticos oinferiores.

PDO preparó el alcance del trabajo y losrequerimientos de equipos para la licitación delcontrato y pronto se hizo evidente que la comple-jidad y variedad de las actividades de abandonorequería un enfoque de servicios integrados. Unelemento clave de este programa de abandonocon tubería flexible consiste en coordinar todoslos servicios del pozo a fin de maximizar la efi-ciencia. Idealmente, el contratista líder deberíarealizar por lo menos el 80% del trabajo y prefe-

32 Oilfield Review

Ejemplos de regulaciones de T&A

Alberta, Canadá2

El abandono de pozos descubiertos y entubados exige: Aprobación previa de las autoridades reguladorasPlanes que cumplan las normas de regulación, incluidos requisitos especiales en arenas petrolíferas y en áreas que tienen problemas de migración de gasCumplimiento de los requisitos de tiempo y notificación

Regulaciones específicas para el abandono de pozos:

Texas, EUA1

Notificación por escrito de la intención de taponar y los procedimientos propuestosComienzo de las operaciones de taponamiento dentro de límites de tiempo definidosTaponamiento a cargo de la Comisión de Ferrocarriles de Texas y reembolso por el operador bajo ciertas condiciones

Return-Path: <[email protected]>

Received: from smtprelay03.wamu.net ([32.85.29.199]) b

y

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[email protected]>; Fri, 18 Jan 2002 08:37:42 -0800

Received: from twmuws002-smtpin02.wamu.net ([127.0.0.1]) b

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s

mtprelay03.wamu.net (Netscape Messaging Server 4.15 smtprelay03

A

ug 8 2000 13:22:32) with ESMTP id GQ57HS00.O5G for

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Received: from mail.clearsail.n

et ([207.252.227.3]) b

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mtpin02 Aug 8 2000 13:22:32) with ESMTP id GQ57HR00.6F1 for

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Received: from fccuhouston.org (34-223.clearsail.net [207.252.223.34])

by mail.clearsail.n

et (8.9.3/8.9.3) with ESMTP id KAA69599;

Fri, 18 Jan 2002 10:27:51 -0600 (CST)

Message-ID: <[email protected]>

Date: Fri, 18 Jan 2002 10:36:30 -0600

From: 1st Community Credit Union <[email protected]>

X-Mailer: M

ozilla 4.7 [en] (Win98; I)

X-Accept-Language: en

MIME-Version: 1.0

To: [email protected]

Subject: Re: WWW Site Mail: (

E-MAIL Form)

References: <[email protected]>

Content-Type: text/plain; charset=us-ascii

Content-Transfer-Encoding: 7bit

Mrs. Messinger,

Both you and the third person would be coapplicant on the loan. B

ecause

our applications only allow for one coapplicant, you can simply have one appli

cation with you and your husband listed as applicant and coapplicant, and then

a second application with the third person filling in the coapplicant section only.

Thank you and have a great day,

FCCU

Comisión de Ferrocarriles de Texas, http://204.65.105.13/texreg/archive/January42002/adopted/16.ECONOMIC%20REGULATION.html#372Comisión de Energía y Servicios Públicos de Alberta (EUAB, por sus siglas en inglés): Well Abandonment Guide, marzo de 1996.http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/guides/g20-1996.pdf

1

2

> Algunos ejemplos de regulaciones para el abandono de pozos. Ciertas regulaciones quehan sido diseñadas para proteger los recursos hídricos y de hidrocarburos, comprendennormas sobre el tipo de cemento utilizado y del emplazamiento de los tapones de cementoen el pozo, a qué profundidad de la superficie hay que cortar los revestimientos y cómodebe quedar demarcada la ubicación del pozo. La restauración de la superficie a su estadooriginal forma también parte del trabajo. En áreas no sujetas a regulación, los operadoressuelen ceñirse a sus propias normas.


rentemente llevar a cabo dos de las actividadesmás críticas: las operaciones de disparos y lascementaciones.

PDO desarrolló cinco criterios principalespara el desempeño óptimo del abandono contubería flexible:• Equipo supermóvil—Todos los equipos,

incluido un campamento móvil, estarían monta-dos sobre ruedas para lograr una movilizaciónmás rápida, dado que las unidades deberíantrasladarse cada cuatro a seis días.

• Operaciones auto-soportadas—El contratistase hace cargo de casi todas las actividades,tales como el suministro de materiales, eltransporte y los servicios de los subcontratis-tas, con participación mínima del operador.PDO sólo suministra la programación, el trans-porte aéreo, las instalaciones de comunica-ción, algunos químicos para lodos y unrepresentante local.

• Concepto de localización seca, también cono-cido como descarga cero—No se drenan flui-dos en o cerca del pozo. Esto elimina la

posibilidad de reparar o reconstruir presas dedesechos en las localizaciones de abandono. Sibien es inevitable la circulación y acumulaciónde fluidos durante el trabajo, todos los fluidosse almacenan en tanques. La localización secaacelera el trabajo de abandono y de restaura-ción en alrededor de diez días por pozo, porqueno se pierde tiempo limpiando las presas dedesechos o esperando que se seque la locali-zación. Anteriormente se requerían hastavarios meses para esta actividad.

• Trabajo en una sola etapa—Cada pozo sevisita una sola vez y el trabajo de abandono sedebe llevar a cabo durante esa visita. Cualquierregreso al sitio causa demoras sustanciales ala siguiente operación.

• Kilometraje mínimo—Los traslados de equi-pos se optimizan para reducir el tiempo ymejorar el transporte. Dado que las concesio-nes de PDO cubren un territorio de aproxima-damente 110,000 kilómetros cuadrados[41,000 millas cuadradas], la ejecución de lostraslados según las normas de salud, seguri-dad y medio ambiente (HSE, por sus siglas eninglés) es un requisito esencial.

Entre septiembre y diciembre de 2001 seabandonaron 18 pozos, con ahorros promedios de30% respecto de procedimientos previos deabandono. Los pozos tenían hasta 25 años deantigüedad y producían de areniscas y calizas devarias edades geológicas, por lo que había queplanificar y ejecutar el abandono de cada pozoacorde con sus características únicas propias.

Aunque las lecciones aprendidas en cadapozo se incorporaron a las operaciones ejecuta-das en los siguientes pozos, los procedimientospodían sufrir cambios significativos de un pozo aotro. Típicamente, la necesidad de tales cambiossólo se tornó evidente después de la primeraentrada al pozo. De esta manera, el trabajo deabandono difiere en gran medida para pozos nue-vos, en los cuales es posible planificar las opera-ciones futuras. En el abandono de pozos viejos,existe un plan inicial que exige comunicaciónconstante entre el campo y la base de operacio-nes una vez comenzado el trabajo, porque elestado del pozo en la superficie y en el fondodifiere en cada caso. Por estas razones, es pre-ciso contar con representantes idóneos en lalocalización, y que el personal del contratista seadedicado y experimentado y capaz de enfrentarlos constantes cambios dictados por las condi-ciones del pozo.

Los desafíos encontrados hasta la fechaincluyeron la presencia de petróleo crudo pesadoy espeso en la tubería de producción y en elespacio anular “A”—el espacio que queda entrela tubería de producción y la primera tubería de

revestimiento—que hizo imposible el paso delcable conductor. La corrosión del revestimientomás externo en algunos pozos exigió el tapona-miento adicional a través del espacio anularexterno de cada pozo. Algunos pozos tenían másde un espacio anular, lo que obligó a efectuar dis-paros a través de tuberías dispuestas en formaconcéntrica. Por otra parte, algunos pozos teníanbuenas condiciones para la inyección de fluidos,lo cual simplificó la descarga del fondo del pozomediante la inyección forzada de los colchonesde limpieza hacia la formación.10 Esta inyecciónforzada ahorró tiempo y esfuerzo en comparacióncon el manejo de los colchones de limpieza en lasuperficie. Todas estas situaciones crearon lanecesidad de una programación detallada paracada pozo individual.

Sin embargo, algo común a todos los abando-nos es la necesidad de realizar la operación demanera impecable la primera vez y proteger elmedio ambiente en todas las etapas de la opera-ción. Según esto, todas las localizaciones semantienen “secas” para acelerar la restauracióna su estado natural. Se deben transportar todoslos fluidos de desecho para disponer de ellos deforma segura en las áreas designadas por PDOpara tal efecto. Se hace una excepción con lossobrantes de cemento, cuyos desechos no repre-sentan peligro alguno. Los fluidos empleados enel sitio se almacenan en tanques. Dado que lasdisposiciones gubernamentales locales vigentesno son estrictas, las políticas y normas de aban-dono de PDO se desarrollaron en línea con las dela Asociación de Operadores de Áreas Marinasdel Reino Unido (UKOOA, por sus siglas eninglés), estipuladas para el Mar del Norte y simi-lares a las normas aceptadas por el gobiernoholandés.

6. Woody F: “Streamlining Abandonments for CostReduction,” artículo de la SPE 66497, presentado en laConferencia Ambiental de Exploración y Producción delas SPE/EPA/DOE, San Antonio, Texas, EUA, 26 al 28 defebrero de 2001.

7. Bigio D, Rike A, Christensen A, Collins J, Hardman D,Doremus D, Tracy P, Glass G, Joergensen NB y StephensD: “Coiled Tubing Takes Center Stage,” Oilfield Review 6,no. 2 (Octubre de 1994): 9–23.

8. Harrison T y Blount CG: “Coiled Tubing Cement SqueezeTechnique at Prudhoe Bay, Alaska,” artículo de la SPE15104, presentado en la 56va. Conferencia Regional deCalifornia, Oakland, California, EUA, 2 al 4 de abril de1986.

9. Hoyer CWJ, Chassagne A, Vidick B y Hartley IP: “APlatform Abandonment Program in the North Sea UsingCoiled Tubing,” artículo de la SPE 23110, presentado enla Conferencia Europea de Operaciones Marinas de laSPE, Aberdeen, Escocia, 3 al 6 de septiembre de 1991.

10. La inyección forzada (bullheading) se refiere a la técnicade bombear líquidos a la fuerza hacia la formación.Además de las operaciones de eliminación de fluidos, sepuede realizar esta operación cuando hayan entradofluidos de la formación al pozo durante un evento con-trolado, o cuando no es posible que se produzca la cir-culación normal, tal como sucede después de que elpozo colapsa. Durante estas operaciones, el fluido suelepenetrar a las formaciones más débiles.

0

0 150 300 km

100 200 millas

Muscat

Campo Jisr

EMIRATOSÁRABES UNIDOS

OMÁN

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O m á n

G

o l f o d e

G o l f o d e

A r a b i a

> Ubicación del campo Jisr, en elSultanato de Omán.

El abandono del pozo Jisr-1 ubicado en el surde Omán, presentó una dificultad de grado pro-medio para el programa de abandono de pozos dePDO (derecha). La operación comenzó con el tras-lado de la unidad de tubería flexible hacia la loca-lización del pozo (página siguiente, arriba). Dadoque el pozo tenía 12 años de antigüedad, todaslas válvulas del árbol de Navidad se respaldaroncon válvulas nuevas, y se armaron los prevento-res de reventón de la tubería flexible para asegu-rar el control del pozo. Los equipos de detecciónde gas y otros equipos de seguridad se instalaronantes de entrar al contrapozo (antepozo).11

A continuación, se extrajo el tapón del colga-dor de la tubería de producción, utilizado para lasuspensión temporal del pozo. La tubería de pro-ducción y el espacio anular “A” se limpiaron conchorros de líquidos de limpieza enviados haciaabajo de la tubería y hacia arriba del espacio anu-lar. El líquido limpiador contiene surfactantes yácidos que eliminan el lodo, el petróleo y la para-fina. La limpieza es de una importancia críticaporque los sellos dentro del pozo pueden despla-zarse si el lodo u otros materiales lo hacen des-pués del emplazamiento de tapones de cemento.Además, el cemento no formará un sello hidráu-lico perfecto con materiales que están cubiertosde hidrocarburos.

La tubería de producción y el colector de sedi-mentos del revestimiento de 95⁄8 pulgadas se lim-piaron con una herramienta lanza-chorros de altapresión corrida con tubería flexible. Luego se des-plazaron los fluidos alojados de la tubería de pro-ducción 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 pro-bado ser un método efectivo—que no daña elmedio ambiente—para limpiar la tubería de pro-ducción y el colector de sedimentos, porque losdesechos que se generan son mínimos. En casosde seria contaminación con petróleo, se bombeae inyecta crudo liviano y tapones de TubeCLEANa través de los disparos que lo permitan. Esto nofue necesario en el Pozo Jisr-1, donde un baño de2 m3 [13 bbl] de surfactante, con tiempo de con-tacto de 10 minutos, se consideró suficiente paralimpiar el espacio anular “A.”

El equipo de operaciones colocó un bacheespaciador de bentonita en el fondo del pozo contubería flexible a fin de que sirviera de base parael tapón de cemento. En el pozo Jisr-1 se disparóa 342 m [1122 pies] por encima del tapón decemento base. PDO requiere que el tapón de ais-lamiento del yacimiento se emplace desde 50 m[164 pies] por debajo del disparo más profundohasta 50 m por encima del tope del yacimiento.Para cumplir con este requisito a un costo

mínimo, se colocó un espaciador de bentonita de280 m [920 pies] en el fondo del pozo comorelleno. El primer tapón de cemento se emplazócon tubería flexible de tal manera que cubrieralos disparos. Más arriba en el pozo—a la mismaprofundidad de la zapata del revestimiento de133⁄8 pulgadas—se colocó un segundo tapón,luego de haber fijado un tapón puente dentro dela tubería de producción de 31⁄2 pulgadas, utili-zando tubería flexible. Se dispararon la tuberíade producción de 31⁄2 pulgadas y el revestimientode 95⁄8 pulgadas y se colocó un tapón de cementode pared a pared. A continuación, se fijó un tapónpuente a 155 m [508 pies], y se disparó la tuberíaa 150 m. Por último, se bombeó el tapón decemento de superficie. A diferencia de los proce-

dimientos de los tapones previos de cemento,según las normas de PDO, no es necesario probara presión el tapón de superficie.

En casi todos los pozos de este programa deabandono, los contrapozos tienen cerca de 2.6 m[8.5 pies] de profundidad. Una vez que se cortó elcabezal del pozo a 50 cm [1.6 pies] por encimadel suelo del contrapozo, se soldó una placa deacero de 10 mm [0.4 pulgadas] de grosor almuñón del revestimiento, y se instaló unpequeño poste con el número del pozo para mar-car la localización por encima de la superficie.Luego, se llenó el contrapozo temporalmente conarena hasta la restauración final de la localiza-ción. La operación concluyó con el desmontaje dela unidad de tubería flexible y el traslado del con-

34 Oilfield Review

Prof.,m

249

395

637

986

988

994

1105

1223

1315

13371382

1425

1778

Dammam

Rus

Umm el Radhuma superior

Umm el Radhuma medio

Shammar

Aruma

Natih

Nahr Umr

Clásticos del mesozoico

Gharif superior

Gharif medio

Areniscas basales

Al Khlata

Revestimiento de133⁄8 pulgadas




Tope de llenado, 20 mTapón #3, 150 m

Tapón #1, 1255 a 1460 m

Disparos, 1401 a 1408 mBache espaciador de bentonita, 1460 a 1743 m

Sarta para matar el pozode 31⁄2 pulgadas, 1377 m

Antes del abandono Después del abandono

Disparos en varios revestimientos, 944 a 947 m

Tapón #2, 797 a 947 m

Tapón puente, 952 m

Disparo en la tubería de producción, 155 mTapón puente, 155 m

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


junto del cabezal del pozo y toda la chatarra fuerade la localización (abajo). Esta operación se llevóa cabo en cinco días, incluido el traslado de launidad de tubería flexible que tomó dos días. Elemplazamiento de los tapones de cemento con-sumió la mayor parte del tiempo restante. Lostraslados de unidades de tubería flexible entrepozos situados a poca distancia suele tomar de 6a 10 horas. Los traslados a distancias superioresa 15 kilómetros [9.3 millas] obligan a reubicar elcampamento de trabajo.

Este programa de abandono de varios pozosva a continuar durante gran parte del año 2002.Las operaciones de abandono más complicadasestán planificadas para el final del programa conel objetivo de sacar provecho de la experienciaadquirida en las operaciones previas. Los equi-pos de operaciones siguen enfrentando otrosdesafíos. Dado que los traslados de unidadesconsumen una gran parte del tiempo de opera-ción, la obtención del equipo “supermóvil” y eluso de equipos multifuncionales apropiados paraestas operaciones, contribuirán a incrementar laeficiencia. Además, la principal actividad diariaes el emplazamiento de los tapones de cementoen el pozo, por lo que hay considerable interés endesarrollar tiempos de fraguado de cemento cor-tos pero seguros.

En una operación como la del abandono depozo con tubería flexible, en la cual los beneficiosresiden en el ahorro de tiempo, los tiempos deespera de fraguado del cemento constituyen ungran obstáculo. Los diseños de la lechada semodifican a menudo para reducir los tiempos debombeo y espesamiento a medida que aumentala experiencia de campo. Los tiempos convencio-nales actuales de bombeo de lechadas a travésde tubería flexible alcanzan las 3 horas y lostopes del cemento se han tocado con la sarta alas once horas. Se están considerando las lecha-das UniSLURRY con el objetivo de reducir aúnmás este tiempo. Los sistemas UniSLURRY sepueden emplear en todas las operaciones decementación en un amplio rango de temperaturay densidad, con lo que se cubre la mayor parte delos requerimientos de cementación de los cam-pos petrolíferos. La familia de lechadasUniSLURRY se compone de aditivos para contro-lar las pérdidas de sólidos o líquidos, así como deretardadores líquidos. Su versatilidad simplificala logística de las operaciones de cementaciónporque se reducen el número y la cantidad de

aditivos que se tienen que transportar y, en unmomento dado, almacenar en la localización delpozo. Los aditivos reducen de manera sinérgicalas concentraciones de aditivo sin que se modifi-que la calidad de la lechada.

A medida que los equipos de operación sepreparan para abandonar los pozos más difíciles,PDO está considerando el uso de sistemas flexi-bles de la familia CemSTONE. Es de esperar quela tecnología de aislamiento de la formación delargo plazo FlexSTONE aumente la resistencia alagrietamiento bajo condiciones cambiantes delyacimiento, y que proporcione un tapón de aban-dono más duradero que los tapones usuales decemento. Otra ventaja del sistema de lechadaFlexSTONE es que se puede diseñar para que seexpanda, con lo cual se elimina cualquier posiblecontracción de volumen que pudiera dar lugar a

la pérdida del aislamiento. La expansión y la fle-xibilidad aseguran una adherencia excelente conel revestimiento y evitan el desarrollo de unmicroanillo entre el revestimiento y el tapón decemento, con lo que el pozo permanece apropia-damente abandonado con el correr del tiempo.Otra mejora adicional es el desarrollo más rápidode resistencia a la compresión por la optimiza-ción de la distribución del tamaño de las partícu-las que ofrece el sistema FlexSTONE encomparación con lechadas convencionales, loque redunda en un menor tiempo de espera hastael fraguado para someter los tapones a pruebasde presión. Las pruebas de laboratorio han con-firmado el desarrollo más rápido de la resistenciaa la compresión. El sistema FlexSTONE es uno delos tantos sistemas que se van a emplear duranteel proyecto de abandono de PDO.

11. El contrapozo es una excavación ubicada por debajo delequipo de perforación que sostiene el cabezal del pozo,y los adaptadores de la tubería de revestimiento. La pro-fundidad del contrapozo permite el acceso a las válvulasmaestras del árbol de Navidad desde el nivel delterreno.

> Localización típica de T&A en Omán. Losequipos móviles, tales como la unidad detubería flexible (color naranja) permiten lle-var a cabo los trabajos de T&A en aproxima-damente cinco días (arriba). Los camellosvisitan los sitios de vez en cuando (abajo).

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

Placatransparente

Placaporosa

Jeringa que contiene lalechada que se va a inyectar

Medio espaciador, en el cual se delimita un “canal”

Papel de filtro

Punto de inyección Punto de inyección

Lechada estándar 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 uncanal 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 deprofundidad y creó un sello completo.

Las lechadas ligeras LiteCRETE constituyenuna posible solución para el aislamiento entreacuíferos, donde las grandes pérdidas de fluidoshacen impráctico el uso de lechadas convencio-nales.12 También se está investigando la des-carga de apuntalantes (agentes de sostén) y degranulado de bentonita para aislar secciones delpozo que se encuentran más allá del alcance dela tubería flexible convencional, ya sea comoconsecuencia de restricciones del pozo o debidoa la profundidad. El uso de resinas para sellar lossistemas de transmisión de presión de 1⁄8 pulga-das y líneas de control, ha sido probado con éxitoen condiciones de taller y se encuentra a laespera de un pozo candidato adecuado para unaprueba completa de campo.13 Este procedimientopermitirá abandonar pozos con líneas de controlmediante operaciones con tubería flexible, en vezde utilizar un equipo para extraer los dispositivosde terminación. El desarrollo de resinas tambiénpuede conducir a tapones cortos, de bajo volu-men, con tiempos de fraguado rápidos que pue-dan reemplazar los costosos empacadoresinflables y los tapones puente mecánicos.

Corrección de abandonos defectuososEn algunos casos los procedimientos iniciales deabandono del pozo no consiguen sellar el yaci-miento por completo o de forma permanente y,en consecuencia, es necesario realizar operacio-nes correctivas adicionales.14 Esto es especial-mente problemático en pozos de gas porque elgas puede pasar con facilidad a través de esca-pes de escala microscópica. Incluso los cementos

Un ingrediente clave en el sellado de losescapes de gas fue la cementación con el sis-tema SqueezeCRETE, en el cual se utilizan ópti-mas distribuciones del tamaño de partículas parapenetrar en las grietas diminutas y llenarlas.17 Laextremadamente baja permeabilidad delcemento fraguado y su resistencia al agrieta-miento mejoran el desempeño de la tecnologíaSqueezeCRETE.

Antes de utilizar la nueva tecnología decementación en el campo, pruebas de laboratoriode los sistemas comunes y lechadasSqueezeCRETE demostraron que el microce-mento regular perdió agua con rapidez y sólopenetró una corta distancia en la hendiduraestrecha antes de formar un puente en el dispo-sitivo de pruebas.18 Por el contrario, el sistemaSqueezeCRETE penetró de forma regular toda lalongitud del dispositivo—225 mm [8.9 pulga-das]—sin canalizarse o puentearse (abajo).

El proceso de bombeo forzado ultra-lentorequirió velocidades de bombeo de 5 L/min [0.03bbl/min] a fin de limitar la presión por fricción eintroducir la mayor cantidad posible de lechadaen la grieta. El contenido de agua en la lechadaSqueezeCRETE es mucho menor que el de laslechadas típicas de cemento Portland, por lo quelas partículas sólidas llenan los vacíos con más

36 Oilfield Review

Edmonton

Calgary

CampoBantry

CampoKillam Norte

ALBERTA

> Campos Bantry y Killam Norte, Alberta, Canadá.

primarios de alta calidad, en ocasiones, nologran sellar los microanillos en las interfacestubería–cemento o cemento–formación. Lacorrección es esencial para la protección de losrecursos hídricos del subsuelo.

Quizás los esfuerzos más persistentes porsellar los pequeños escapes de gas en pozos detierra firme tienen lugar en el occidente deCanadá.15 PanCanadian Energy Corporation, porejemplo, está trabajando persistentemente en lamejora de sus operaciones de cementación depozos. Recientemente, ha concentrado susesfuerzos en la optimización de la cementaciónde remediación para el abandono permanente depozos. En colaboración con Schlumberger,PanCanadian ha sellado trayectorias de escapede gas en pozos abandonados en Alberta, utili-zando una técnica de bombeo ultra-lento encementaciones forzadas.16

En un pozo del yacimiento Killam Norte, dosintentos de cementación forzada no consiguierondetener la migración de gas hacia la superficie.La misma operación se efectuó dos veces sinéxito en otro pozo del yacimiento Bantry (arriba ala izquierda). Ambos pozos fueron abandonadospermanentemente después de operaciones exito-sas de cementación forzada ultra-lenta con tec-nología avanzada.


facilidad sin tener que aplicar presión moderada-mente alta para forzar la salida de agua de lalechada. El mantenimiento de una presión relati-vamente baja reduce la posibilidad de que elrevestimiento o la tubería de producción seexpandan a medida que se bombea a través deellos y luego se relajen cuando se libera la pre-sión. Incluso cambios menores en la forma delrevestimiento durante las operaciones de cemen-tación pueden dar lugar a la formación de unmicroanillo. Se continuó el bombeo mientras elcemento fraguaba para evitar la migración de gashacia el cemento.

Las pruebas subsiguientes de migración degas en los pozos de los campos Killam Norte yBantry confirmaron que los escapes de gas sehabían sellado y que los pozos cumplían los requi-sitos regulatorios para el abandono. Dado que hayque abandonar decenas de miles de pozos de gassólo en el occidente de Canadá, y muchos otros enel resto del mundo, la tecnología y las técnicasinnovadoras de remediaciones con cementoadquieren cada vez mayor importancia para elabandono exitoso permanente de los pozos quepresentan escape de gas.

Abandono de campos y desmantelamiento de plataformasUna vez que los pozos individuales han sido tapo-nados y abandonados, las tuberías, instalacionesy otras estructuras presentes en el campo debendesmantelarse y trasladarse. La superficie deberetornarse a su condición original; estas opera-ciones pueden ser difíciles en tierra firme, pero

en áreas marinas, especialmente en aguas pro-fundas, los procedimientos de T&A y el desman-telamiento pueden llegar a ser actividadesmonumentales que exigen una cuidadosa coordi-nación de varios equipos especializados.

El desmantelamiento de las plataformas deproducción en áreas marinas está sujeto a exten-sas regulaciones en todo el mundo.19 Las decisio-nes sobre cuándo y cómo desmantelar lasplataformas implican aspectos complicados deprotección ambiental, seguridad y costo. La dis-ponibilidad limitada de los equipos de levanta-miento de cargas pesadas requiere unacuidadosa planificación anticipada para removerlas plataformas. Lo usual es programar las ope-raciones de manera de poder evitar las malascondiciones climáticas.

El abandono de campos y el desmantela-miento de plataformas marinas comprenden elabandono de todos los pozos de los campos. Lasformaciones permeables del subsuelo se aíslande forma permanente entre sí y de la superficie.Todos los pozos se taponan y el revestimiento secorta a alguna profundidad por debajo del lechomarino, cumpliendo con lo especificado en lasregulaciones locales. También hay que desman-telar y remover las tuberías de superficie. Talestuberías se pueden reutilizar, vender como chata-rra o tratar como desecho.

A continuación se deben desmantelar las ins-talaciones de superficie y otras estructuras, locual puede implicar la remoción parcial o com-pleta, o el derribamiento en el sitio. Esto sepuede comenzar quitando la cubierta o parte

superior de la plataforma, seguido por la remo-ción de la estructura de soporte—conocida comola estructura metálica de una plataforma fijacolocada sobre pilotes incrustados en el fondodel mar—o se puede desmontar la estructuracompleta en una sola pieza. Dependiendo delmétodo seleccionado, pueden requerirse exten-sas operaciones de buceo para cortar la estruc-tura en trozos. Por último, hay que remediar losdaños sufridos por el lecho marino.

En general, la remoción de la plataforma esla parte más onerosa de las operaciones de des-mantelamiento debido al costoso equipo que sedebe movilizar para manipular las cargas.20 Loscontinuos avances en tecnología de levanta-miento de carga harán que, en el futuro, la remo-ción de plataformas se convierta en unaoperación más segura, rápida y fácil.21 Casitodas las plataformas marinas han sido diseña-das para un uso determinado, por lo que las ope-raciones de desmantelamiento se planificanpara cada configuración y condición específica.

Reflotación de la plataforma MaureenLa plataforma Maureen, instalada en el sectorbritánico del Mar del Norte en 1983 por la firmaoperadora Phillips Petroleum Company UnitedKingdom Limited y sus socios, se diseñó de modotal que pudiese reciclarse. Debido a que lasreservas del campo Maureen eran marginales, laplataforma se construyó para ser reflotada, tras-ladada e instalada para producir petróleo en otrocampo una vez que se agotara el campo Maureen(arriba). En el año 2001, luego de ocho años deplanificación y preparación, la plataforma fuereflotada y reubicada con todo éxito en Noruega,donde espera ser reutilizada o desmantelada.22

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 yReséndiz Robles JL: “Ligero como una pluma, duro comouna roca,” Oilfield Review 13, no. 2 (Otoño de 2001): 2–15.

13. Una prueba de taller consiste en la simulación de laoperación de un campo petrolífero utilizando equipo realy no de laboratorio. Por ejemplo, las pruebas de taller delos sistemas de cementación suelen comprender el mez-clado y bombeo de un pequeño lote (tanda) con el fin devalorar las características de la lechada antes de mez-clarla y bombearla en un pozo.

14. Para mayor información sobre cementación de remedia-ción, consulte: Marca C: “Remedial Cementing,” enNelson EB: Well Cementing. Sugar Land, Texas, EUA:Schlumberger Dowell (1990): 13-1 – 13-28.

15. Para mayor información sobre abandono de pozos enAlberta, Canadá, consulte:http://www.eub.gov.ab.ca/bbs/products/catalog/g1-pubs.htm#guides.

16. Para mayor información sobre la técnica de cementa-ción forzada a velocidad ultra-lenta, consulte: Slater HJ,Stiles DA y Chmilowski W: “Successful Sealing of VentFlows with Ultra-Low-Rate Cement Squeeze Technique,”artículo de las SPE/IADC 67775, presentado en la Con-ferencia de Perforación de las SPE/IADC, Amsterdam,Holanda, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.

17. Para mayor información sobre la tecnologíaSqueezeCRETE, 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 inCementing Technology,” Oilfield Review 11, no. 1(Primavera de 1999): 16–29.

Amsterdam

Aberdeen

Campo Maureenbloque 16/29a

M a r d e lN

o r t e

0

0 150 300 km

100 200 millas

REINOUNIDO

> Ubicación del campo Maureen, Mar del Norte.

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

18. Las pruebas y dispositivos de laboratorio se describenen detalle en Slater et al, referencia 16: 2.

19. Para mayor información sobre desmantelamiento de pla-taformas marinas, consulte: Anthony NR, Ronalds BF yFakas E: “Platform Decommissioning Trends,” artículo dela SPE 64446, presentado en la Conferencia y Exhibicióndel Petróleo y el Gas de la SPE de la región del PacíficoAsiático, Brisbane, Australia, 16 al 18 de octubre de 2000.Byrd RC y Velásquez ER: “Partial Removal Best Optionfor Large US Pacific Deepwater Platforms,” Offshore 61,no. 10 (Octubre de 2001): 84, 86, 160. Griffin WS: “Evolution of the Global DecommissioningRegulatory Regime,” SPE Production & Facilities 14, no. 2(Mayo de 1999): 83–87.

20. Chapman LR, Coats A y Lajaunie C: “Containing FieldAbandonment Costs in the Gulf of Mexico,” Offshore 55,no. 11 (Noviembre de 1995): 54-55, 101.

21. “Customized Barges, Hinged Arms Form Single-LiftRemoval Concept,” Offshore 61, no. 10 (Octubre de2001): 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&P74, no. 8 (Agosto de 2001): 75, 76, 78, 80. Para mayor información acerca del campo Maureen,consulte: http://www.phillips66.com/maureen/.

A diferencia de las otras plataformas de pro-ducción del Mar del Norte, la plataforma Maureenreposaba sobre una estructura gravitacional deacero en lugar de la típica estructura de concreto.Sus tres tanques de almacenamiento le sirven desoporte a la plataforma.23 Los tanques de almace-namiento cumplen un doble propósito porquehacen las veces de tanques de lastre cuando la pla-taforma es remolcada. Sus instalaciones incluyentodo el equipo necesario para perforar, producir yalmacenar petróleo, además de alojar al personal.Los principales componentes de la plataforma—laestructura gravitacional de acero y la cubierta—seconstruyeron en tierra firme y se armaron cerca dela costa antes de remolcarlas hasta el campo. Seinstaló una columna articulada de carga (CAC) paratrasladar el petróleo hasta los buques cisterna por-que la construcción de un oleoducto hasta la costaera demasiado costosa.

La plataforma soportaba 13 pozos de produc-ción y siete pozos de inyección de agua en elcampo Maureen, con una producción de 223millones de barriles [3.5 millones de m3] de petró-leo entre 1983 y 1999.24 Además, se vinculó unpozo submarino único del campo Moira a la pla-taforma Maureen. A medida que la producciónfue declinando, Phillips comenzó a estudiaropciones para el desmantelamiento.

En general, el desmantelamiento de las plata-formas implica múltiples operaciones.25 Antes decomenzar cualquier operación, las agencias regu-ladoras exigen pruebas de que los planes deabandono cumplirán con las normas ambientalesy de seguridad. El primer paso es cesar la produc-ción y abandonar cada pozo. A continuación, sedesmantela la plataforma, luego de lo cual puederemoverse. El tamaño, la profundidad del agua yla condición estructural de la plataforma ejercen

una fuerte influencia sobre los planes de desman-telamiento y remoción. Las opciones más fre-cuentes para el desmantelamiento de lasplataformas marinas comprenden la remocióntotal o parcial, el derribamiento en el sitio o lareutilización. Como sucede en casi todas las ope-raciones en áreas marinas, la disponibilidad deequipos y las condiciones climáticas son factoresfundamentales. Luego de las operaciones de des-mantelamiento, hay que estudiar el sitio a fin degarantizar la seguridad de la navegación y la pro-tección del medio ambiente.

La remoción total de las instalaciones enáreas marinas deja el lecho marino libre deescombros, lo cual es deseable para la pescapero tiende a ser costoso. La remoción parcialreduce los costos pero exige un minucioso escru-tinio de la estructura remanente a fin de asegu-rar la navegación. Esta opción en la actualidad

38 Oilfield Review

> Reflotación de la plataforma Maureen.


sólo es válida para estructuras mayores de10,000 toneladas métricas [11,000 toneladas] enel área de la Comisión OSPAR.26 El derribamientode una plataforma en el sitio, tema que se exa-mina más adelante en este artículo, es conside-rablemente menos costoso que la remoción, peroes ilegal en el Mar del Norte y en las áreas delnoreste del Océano Atlántico que estén regula-das por la Comisión OSPAR. La operación tendríaque garantizar que la plataforma no presentariesgos ambientales y que cae como está pre-visto. Algunas plataformas bien mantenidas sedejan instaladas o se trasladan a otra localiza-ción para su posible reutilización.

Los estudios de la plataforma Maureen revela-ron más de 60 posibles opciones de remoción. Deellas, seis se consideraron factibles, y todasrequerían la reflotación de la plataforma antes depoder realizar las subsiguientes operaciones dedescarte. Las simulaciones por computadora delas operaciones de reflotación, incluyendo aspec-tos tales como la fatiga de los materiales, confir-maron que las operaciones se podían realizar sinproblema.27 Los estudios confirmaron que era fac-tible reutilizar la plataforma, incluso luego deprestar servicio durante 18 años, debido al exce-lente estado de las instalaciones.28

Se abandonaron todos los pozos y se cortarontodos los conductores y tubos ascendentes antesde reflotar la plataforma. Se extrajo el agua demar contenida en los tanques de almacena-miento con bombas para asegurar la flotabilidad.Las operaciones de reflotación comenzaroninyectando agua por debajo de la plataformapara levantar la estructura del lecho marino. AkerOffshore Partner llevó a cabo la operación dereflotación en cerca de 60 horas sin incidentes(página anterior). Los arreglos operacionalesincluyeron la preparación de extensos planes decontingencia—en especial para conseguir flota-bilidad adicional, si fuese necesario—y la vigi-lancia constante de la velocidad de ascenso y delas presiones de los tanques para alcanzar elcalado deseado para el remolque.

A pesar de haber ofrecido la plataforma en elmercado mundial durante varios años, Phillips noha conseguido identificar una opción para la reu-tilización completa de la plataforma Maureenque satisfaga sus cinco criterios: de regulación,técnicos, comerciales, ambientales y de progra-mación. También se han evaluado opciones dereutilización parcial, siendo la más viable la deAker que pretende convertir las bases de la pla-taforma y parte de la CAC en un muelle de aguaprofunda en Stord, Noruega.

Derribamiento de una plataforma marinaEn algunas regiones, es posible abandonar lasplataformas en su sitio para formar un “arrecifeartificial.” El derribamiento de una plataforma ensu sitio exige un gran trabajo de preparación paragarantizar la seguridad y el cuidado del medioambiente. En el Bloque 254 del área Main Pass,

en el Golfo de México, se derribó la plataformade producción en su sitio en agosto del año 2000(arriba). En las operaciones, cuya planificación ycoordinación por parte del operador Unocaltomaron varios meses, participaron contratistasde operaciones marítimas, servicios de ingenie-ría y de buceo.

LUISIANABloque 254, Main Pass

MISSISSIPPI ALABAMA

FLORIDA

G o l f od e

Mé

xi

c

o

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

23. Tilling G: “Refloating Maureen Oil Platform (110,000 Tons)for Re-Use in Waters Away From the North Sea,” artí-culo de la SPE 29938, presentado en la ReuniónInternacional de la SPE sobre Ingeniería en Petróleos,Pekín, China, 14 al 17 de noviembre de 1995.

24. La producción resultó ser sustancialmente mayor que laprevista en el momento del descubrimiento. VéaseTilling, referencia 23: 6.

25. Para mayor información sobre la remoción de instalacio-nes, consulte: Della Greca A: “Offshore Facility Removal:How to Save Cost and Marine Resources,” artículo de laSPE 36936, presentado en la Conferencia Europea de laSPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24 de octubre de1996.

26. La Comisión OSPAR para la Protección del MedioAmbiente Marino del Atlántico Noreste, anteriormentelas Comisiones de Oslo y de París, trabaja en la preven-ción y eliminación de la contaminación marina. Paramayor información, visite: http://www.ospar.org/.

27. Denise J-P y Tilling GM: “InteractiveHydrodynamic/Structural Analysis for Refloating a VeryLarge North Sea Structure: Maureen Alpha Platform,”artículo de la SPE 36937, presentado en la ConferenciaEuropea de la SPE sobre Petróleo, Milán, Italia, 22 al 24de octubre de 1996.

28. Tilling, referencia 23: 2.

40 Oilfield Review

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


Desde el comienzo, Unocal trabajó con variasagencias para asegurarse de que todas las opera-ciones cumplirían las normas vigentes. Tambiéndesde el comienzo, la compañía decidió no utilizarexplosivos para derribar la plataforma debido a laabundancia de vida marina en el área. A continua-ción, el equipo tuvo que preparar todos los aspec-tos de las operaciones de desmantelamiento yderribamiento.

La plataforma, que reposaba sobre 85 m [280pies] de agua, se instaló en 1975. Seis pozos pro-ducían hacia los tanques montados sobre lascubiertas, por lo que no había que desmontar ole-oducto alguno. Sin embargo, la compañía decidióderribar la cubierta y la estructura metálica almismo tiempo, una operación que no se habíaintentado antes en el área.

Las operaciones de abandono comenzaroncon el desmantelamiento y la remoción delequipo y de la tubería de producción, incluidas larecuperación y el desecho apropiado de todos losfluidos. A continuación, se abandonaron todoslos pozos de producción siguiendo las normas delServicio Estadounidense de Manejo de

Minerales (MMS, por sus siglas en inglés).Durante el abandono de los pozos, los buzos cor-taron todos los pozos y las patas de la plata-forma. Al cortar los pozos abandonados, seeliminó la posibilidad de dañar los tapones decemento por debajo de la línea de lodo mediantela transmisión de esfuerzos a lo largo del revesti-miento durante el derribamiento. El corte de laspatas creó puntos débiles para facilitar el derri-bamiento. Antes de cortar del todo los pilotes, lastripulaciones instalaron aparejos (jarcias) a fin deproporcionar la fuerza necesaria para derribar laplataforma. El personal permaneció en la plata-forma durante todas las operaciones para garan-tizar la seguridad después de retirar la asistenciade navegación. Los buzos trabajaron durante 205horas y terminaron su trabajo en 26 días.29

En ese momento, la plataforma estaba listapara el derribamiento. Una embarcación anclada,equipada con dos cabrestantes de 500 toneladas[181 tonne] cada uno, proporcionó la fuerza hori-zontal. Los primeros intentos fallaron a causa deproblemas en el sistema de aparejos, por lo quela tripulación eliminó el lastre de los tanquessubmarinos de agua de perforación a fin de redu-cir la fuerza horizontal requerida para el derriba-miento. El tercer intento tuvo éxito en derribar laplataforma, la cual se sumergió por completo en37 segundos (página anterior). Los buzos vigila-ron y filmaron la plataforma derribada para con-firmar su ubicación exacta y se instaló una boyapara marcar tal ubicación (abajo).

Se ha presentado al menos un caso en el cualse abandonaron varios pozos y una plataformaluego de que un buque mercante colisionara conella. En un accidente ocurrido en el Golfo de Suezen 1989, los cabezales de pozo y la plataformaresultaron dañados hasta tal punto que debiódeclararse su pérdida total.30 Los objetivos princi-pales del operador consistían en controlar lospozos, minimizar la contaminación y desmantelarlas estructuras dañadas sin afectar la seguridad.Un andamiaje erigido sobre la plataforma colisio-nada permitió el acceso de los trabajadores a lasválvulas, de manera tal que se detuvo el derramede petróleo una semana después del accidente.Luego de remover la cubierta superior de la pla-taforma, se trasladó al sitio un equipo de perfo-ración para respaldar las operaciones deabandono de los pozos. Finalmente, dos años ymedio más tarde, se pudo desmantelar el restode la plataforma. Este suceso excepcionalsubraya la necesidad de contar con planes decontingencia para casos en que haya que aban-donar prematuramente pozos o plataformas.

Abandonos futurosLa “vida del pozo” conceptual se extiende clara-mente más allá de la fase de producción. Lo ideales que los procedimientos modernos de aban-dono de pozos consigan aislar para siempre lasformaciones del subsuelo. Los productores depetróleo y de gas reconocen la importancia delabandono permanente verdadero, el cualcomienza desde el diseño del pozo, continúadurante la cementación primaria y termina conlos procedimientos adecuados de abandono. Lacreación de un presupuesto común para cada unade estas operaciones desde el comienzo del pro-yecto ayuda a asegurar que se lleven a cabo enforma adecuada.

El abandono de campos, que por lo generalimplica más de un pozo, exige una estrecha coor-dinación de muchas operaciones diferentes paraasegurar el aislamiento del subsuelo en todos lospozos, la remoción del equipo e instalaciones desuperficie y el restablecimiento de la superficie asu estado primitivo. Gracias a las nuevas tecno-logías de cementación primaria y correctiva, ope-raciones de disparos y evaluación de lacementación, además de la intervención contubería flexible y con línea de acero (slickline), lascompañías de E&P y Schlumberger están prepa-radas para emprender los diversos proyectos deabandono de pozos y campos que se presentenen el futuro. —GMG

100 pies

115 1⁄2 pies 20 pies 129 1⁄3 piesSección derribada Estructura principal

Boya

> 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 de30 m [100 pies] bajo el nivel del mar.

29. Para mayor información sobre el abandono de la plata-forma Main Pass 254, consulte: Whitney CD: “ToppledPlatform In-Place Creates Reef in US Gulf,”Oil & GasJournal 98, no. 45 (6 de noviembre de 2000): 53, 54, 56, 58,59.

30. El Laithy WF y Ghzaly SM: “Sidki Well Abandonment andPlatform Removal Case History in the Gulf of Suez,” artí-culo de la SPE 46589, presentado en la ConferenciaInternacional de la SPE sobre Salud, Seguridad y MedioAmbiente en la Exploración y la Producción de Petróleoy Gas, Caracas, Venezuela, 7 al 10 de junio de 1998.

el principio del ﬁn: revisión de las prácticas de abandono...

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