Abandono Permanente de Los Pozos de Areas Marinas

48 Oilfield Review

Abandono permanente de los pozos de reas marinas

Los funcionarios de organismos gubernamentales y reguladores de todo el mundo

estn informando a la industria marina del petrleo y el gas que los pozos no

productivos deben ser sellados de inmediato para eliminar definitivamente estas

potenciales amenazas ambientales. Las compaas de servicios estn desarrollando

herramientas y mtodos para limitar el impacto econmico del cumplimiento de

estas normativas.

Lucas W. AbshireBroussard, Luisiana, EUA

Praful DesaiHouston, Texas, EUA

Dan MuellerConocoPhillipsHouston, Texas

William B. PaulsenATP Oil & Gas CorporationHouston, Texas

Robert D. B. RobertsonTorodd SolheimStavanger, Noruega

Traduccin del artculo publicado en Oilfield Review Primavera de 2012: 24, no. 1.Copyright 2012 Schlumberger.Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, se agradece a Hani Ibrahim y a Eric Wilshusen, Houston.2M, Hydra-Stroke y Shortcut son marcas de Schlumberger.

1. Smith I, Olstad E y Segura R: Heightened Regulations Create Demand for Well Abandonment Services, Offshore 71, no. 10 (Octubre de 2011): 7073.

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Los campos submarinos estn llegando al fin de sus vidas productivas en el Mar del Norte y el Golfo de Mxico, donde la industria marina del petrleo y el gas se desplaz primero hacia aguas suficientemente profundas como para requerir la utilizacin de equipos de perforacin y produc-cin flotantes. En consecuencia, y exhortados por las preocupaciones ambientales y los organismos reguladores oficiales, los operadores estn dis-puestos a taponar y abandonar (T&A) un nmero significativo de pozos de ambas regiones en los prximos aos.

Esta proliferacin de necesidades de T&A pre-sentes y futuras est convirtiendo lo que fue un mercado de nicho en una industria multimillona-ria para las compaas de servicios marinos. Solamente en el sector del Mar del Norte corres-pondiente al Reino Unido, est previsto el aban-dono permanente de ms de 500 estructuras con unos 3 000 pozos en el futuro cercano. Segn cier-tas estimaciones, unos 12 000 pozos han dejado de producir en el Golfo de Mxico, lo que los convierte en candidatos para las operaciones de T&A.1 En el sector noruego del Mar del Norte, tarde o tem-prano debern abandonarse permanentemente ms de 350 plataformas y ms de 3 700 pozos. Adems, est previsto el desmantelamiento de ms de 200 estructuras en las reas marinas de los Pases Bajos, Dinamarca, Irlanda, Espaa y Alemania.

Las bases de las operaciones de T&A varan poco, independientemente de si el pozo se encuen-tra en tierra firme o en un rea marina. Los opera-dores remueven los componentes de la terminacin del pozo, colocan tapones e inyectan cemento en forma forzada en los espacios anulares, a profun-didades especificadas, en las zonas productivas y acuferas, para que acten como barreras perma-nentes para la presin proveniente de arriba y abajo, adems de proteger la formacin contra la cual se coloca el cemento (arriba, a la derecha). Los operadores remueven el cabezal del pozo al final. Los organismos reguladores de nuestros das estn exigiendo cada vez ms que los opera-dores remuevan las secciones de tubera de revestimiento de modo de poder colocar un tapn de cemento que sea continuo a lo largo de todo el pozo, en una configuracin que se conoce a menudo como roca-roca.

De un modo similar, tanto en reas terrestres como marinas, la decisin de taponar y abandonar un pozo se basa invariablemente en la economa. Cuando la tasa de produccin cae por debajo del lmite econmico el punto en el que los niveles de produccin arrojan una ganancia inferior o equivalente a los costos operativos es aconse-jable abandonar el pozo. En ciertos casos, si bien

pueden existir considerables reservas remanen-tes, el costo de resolucin de un problema de pozo supera las ganancias proyectadas de la produccin potencial del pozo reacondicionado. Por otra parte, en algunos pozos marinos, los ingenieros pueden taponar permanentemente una terminacin por debajo de una cierta profundidad, remover una o ms sartas de revestimiento intermedias y colocar una cua desviadora. Luego, el operador puede reingresar en el pozo original y desviar la trayecto-ria del pozo frente a la cua desviadora hasta una seccin no explotada del yacimiento.

Los pasos requeridos de los operadores para calificar sus pozos marinos como abandonados permanentemente varan en forma considerable segn la jurisdiccin del ente regulador. Por ejem-plo, el abandono de un pozo de una plataforma marina de Noruega tiene un costo mucho ms elevado que otro de Medio Oriente, porque el cumplimiento de la norma de permanencia esta-blecida por los organismos reguladores del pri-mer caso requiere operaciones ms onerosas que las del segundo.

Como consecuencia del alto costo de las ope-raciones marinas, los operadores cautelosos con-sideran el costo del abandono permanente de un pozo y su infraestructura de soporte durante las etapas de planeacin del campo. El abandono de los pozos submarinos puede implicar varios millo-nes de dlares por pozo, especialmente si la tarea debe ejecutarse desde una embarcacin de perfo-racin de aguas profundas. Por consiguiente, los operadores que proyectan abandonar un pozo permanentemente se guan por los intereses, a veces contrapuestos, asociados con la seguridad y la economa.

Este artculo analiza los ltimos pasos de las operaciones de abandono, especficas de los pozos marinos, y describe las herramientas que estn siendo desarrolladas para satisfacer las necesida-des de permanencia a la vez que se proporcionan eficiencias econmicas. Dado que los organismos rectores oficiales del Mar del Norte y el Golfo de Mxico recientemente otorgaron carcter priorita-rio a las operaciones de desmantelamiento y, con-siderando que ambos sectores representan los mbitos marinos maduros ms extensos del mundo, este artculo se centra en las operaciones de esas reas. De un modo similar, los legisladores que dirigen las operaciones del Mar del Norte y el Golfo de Mxico son ms experimentados en estas tareas que sus contrapartes de otros lugares del mundo. Por consiguiente, es probable que estos organismos oficiales incorporen e impulsen el desarrollo de nueva tecnologa en las regulaciones futuras, que sean realistas en funcin de los resul-

tados de los operadores y aseguren al mismo tiempo que los contribuyentes no sean gravados con costos de reparacin de pozos que, algunas dcadas ms tarde, demuestren no haber sido abandonados en forma verdaderamente permanente.

Abordaje del costo elevado de los procedimientos de T&ALa incapacidad de recuperar el 100% de todo el petrleo y el gas entrampados en las rocas de las formaciones se debe en parte a los aspectos eco-nmicos y en parte a las restricciones impuestas por la tecnologa y la geologa. En todos los casos, siempre quedar sin producir un cierto volumen de hidrocarburos porque el costo de llevarlo a la superficie es mayor que el precio que se obtendr en el mercado; otros bolsones de petrleo y gas remanentes en el yacimiento nunca sern recu-perados porque hasta las tecnologas tales como la inyeccin de agua, que se utilizan para impul-sar los hidrocarburos hacia el pozo una vez agota-dos los mecanismos de empuje naturales, con el tiempo se volvern ineficaces o antieconmicas.

> Tapn bsico. Un requisito para una barrera de pozo permanente es que debe incluir todos los espacios anulares, extendindose a toda la seccin transversal del pozo y proporcionar un sello tanto vertical como horizontal. En esta ilustracin, el tapn de cemento proporciona un sello vertical dentro de la tubera de revestimiento y un sello tanto horizontal como vertical en el espacio anular existente entre la tubera de revestimiento y la formacin, por encima de la zapata de la tubera de revestimiento.

Oilfield Review SPRING 12 P & A Fig. 1ORSPG 12-P&A 1

Espacio anular

FormacinTapn

de cemento

Zapata de la tubera de revestimiento

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> Gua de regulaciones de T&A de EUA. Dependiendo de la localizacin, la profundidad, el estado y otros parmetros de un pozo, los operadores estn obligados a ejecutar y documentar determinados pasos que son descriptos sucintamente por el organismo regulador del rea en cuestin. Esta tabla muestra algunos ejemplos de los procedimientos que han de ejecutarse para que un pozo del Golfo de Mxico se considere taponado permanentemente. El procedimiento requerido depende principalmente de la configuracin del pozo antes del taponamiento y es establecido por la Oficina de Seguridad y Cumplimiento Ambiental de EUA [Adaptado del Cdigo Electrnico de Reglamentos Federales: Permanent Well Plugging Requirements, http://ecfr.gpoaccess.gov/cgi/t/text/text-idx?c=ecfr&sid=06d320a6f4723641d7d1b83be409c10d&rgn=div8&view=text&node=30:2.0.1.2.2.17.93.11&idno=30 (Se accedi el 28 de marzo de 2012).]


Colocar uno o varios tapones de cemento a una distancia de al menos 30 m [100 pies] por debajo de la base, y 30 m [100 pies] por encima del tope, de las zonas de petrleo, gas y agua dulce para aislar los fluidos presentes en los estratos.

Zonas en agujero descubierto

Situacin Procedimiento

Agujero descubierto por debajo de la tubera de revestimiento

Zona disparada que se encuentra actualmente descubierta y no fue aislada o sometida a inyeccin forzada previamente

Trozo de tubera de revestimiento dejado en el pozo cuyo extremo est dentro de otra tubera de revestimiento

Trozo de tubera de revestimiento dejado en el pozo cuyo extremo est por debajo de la tubera de revestimiento

Espacio anular que se comunica con el agujero descubierto y se extiende hasta la lnea de lodo

Pozo submarino con el espacio anular sin sellar

Pozo con tubera de revestimiento

Fluido dejado en el pozo

reas de permafrost(suelo congelado)

Ejecutar una de las siguientes tareas: Colocar, por el mtodo de desplazamiento, un tapn de cemento a una distancia de al menos 30 m [100 pies] por encima y por debajo de la zapata de entubacin ms profunda. Colocar un retenedor de cemento con control de la contrapresin efectiva a una distancia de entre 15 m [50 pies] y 30 m [100 pies] por encima de la zapata de entubacin, y un tapn de cemento que se extienda al menos 30 m [100 pies] por debajo de la zapata de entubacin y al menos 15 m [50 pies] por encima del retenedor. Colocar un tapn puente a una distancia de entre 15 m y 30 m [50 y 100 pies] por encima de la zapata con 15 m [50 pies] de cemento sobre el tapn puente para condiciones de prdida de circulacin previstas o conocidas.

Ejecutar una de las siguientes tareas: Colocar un tapn de cemento a una distancia de al menos 30 m [100 pies] por encima y por debajo del extremo del trozo de tubera.Colocar un retenedor de cemento o un tapn puente a una distancia oscilante entre al menos 15 m y 30 m [50 y 100 pies] por encima del extremo del trozo de tubera con al menos 15 m [50 pies] de cemento por encima del retenedor o del tapn puente.Colocar un tapn de cemento de al menos 60 m [200 pies] de largo con la base del tapn a una distancia de no ms de 30 m [100 pies] por encima del extremo del trozo de tubera.

Colocar un tapn como se especifica en las secciones de agujero descubierto precedentes, segn corresponda.

Colocar un tapn de cemento de al menos 60 m [200 pies] de largo en el espacio anular; para un pozo terminado sobre la superficie del ocano, someter cada espacio anular entre la tubera de revestimiento y la tubera de produccin a una prueba de presin para verificar el aislamiento.

Utilizar un cortador para cortar la tubera de revestimiento; colocar un tapn, como se especifica en las secciones precedentes sobre trozos de tuberas de revestimiento.

Colocar un tapn superficial de cemento de al menos 45 m de largo en la tubera de revestimiento ms pequea que se extiende hasta la lnea de lodo con el extremo superior del tapn a una distancia de no ms de 45 m por debajo de la lnea de lodo.

Mantener el fluido en los intervalos existentes entre los tapones, con la densidad suficiente como para ejercer una presin hidrosttica que sea mayor que las presiones de formacin de los intervalos.

Dejar en el pozo el fluido que tenga un punto de congelacin inferior a la temperatura del permafrost y un tratamiento para inhibir la corrosin, y utilizar tapones de cemento diseados para fraguar antes del congelamiento y que tengan bajo calor de hidratacin.

Ejecutar una de las siguientes tareas: Utilizar un mtodo para inyectar cemento en forma forzada en todos los disparos. Colocar, por el mtodo de desplazamiento, un tapn de cemento a una distancia de al menos 30 m [100 pies] por encima y 30 m por debajo del intervalo disparado, o hasta un tapn de la tubera de revestimiento; la distancia que sea menor. Si las zonas disparadas se encuentran aisladas del pozo que est debajo, utilizar cualquiera de los cinco mtodos especificados a continuacin, en vez de los dos especificados precedentemente en esta seccin. Colocar un retenedor con control de la contrapresin efectiva a una distancia de entre 15 m y 30 m [50 y 100 pies] por encima del tope del intervalo disparado y un tapn de cemento que se extienda al menos 30 m [100 pies] por debajo de la base del intervalo disparado con un mnimo de 15 m [50 pies] de cemento por encima del retenedor. Colocar un tapn puente a una distancia de entre 15 m y 30 m [50 y 100 pies] por encima del tope del intervalo disparado con al menos 15 m [50 pies] de cemento sobre el tapn puente. Colocar, por el mtodo de desplazamiento, un tapn de cemento de al menos 60 m [200 pies] de largo, con la base del tapn a una distancia de no ms de 30 m [100 pies] por encima del intervalo disparado. Colocar un tapn canasta a travs de la tubera de produccin a una distancia de no ms de 30 m [100 pies] por encima del intervalo disparado con al menos 15 m [50 pies] de cemento sobre el tapn canasta. Colocar un tapn para cierre de tubera de produccin a una distancia de no ms de 30 m [100 pies] por encima del intervalo disparado cubierto con un volumen suficiente de cemento de modo que se extienda al menos 30 m [100 pies] por encima del empacador superior extremo del pozo con al menos 90 m [300 pies] de cemento en el espacio anular existente entre la tubera de revestimiento y la tubera de produccin inmediatamente por encima del empacador.

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Cuando los operadores abandonan un pozo, estn obligados a dejarlo en condiciones tales que se proteja tanto el ambiente de fondo de pozo como el ambiente de superficie a perpetuidad. En todo el mundo, a veces sucede que numerosos organismos reguladores con responsabilidades superpuestas definen los procedimientos y las condiciones del abandono permanente de un pozo. Por ejemplo, en el Golfo de Mxico, dependiendo de la distancia a la costa y del tirante de agua (profundidad del lecho marino), puede suceder que los operadores tengan que satisfacer los requisitos establecidos por los organismos de jurisdicciones federales y estaduales.

A pesar de las disparidades existentes entre los organismos reguladores de todo el mundo, el objetivo de todas las operaciones de T&A es lograr lo siguiente:aislaryprotegertodaslaszonasdeaguadulce

y casi dulceaislar y proteger todas las zonas comerciales

futurasprevenir a perpetuidad las prdidas desde o

hacia el interior del pozoremover el equipo de superficie y cortar la

tubera hasta un nivel estipulado por debajo de la superficie.2

Las operaciones de T&A ofrecen soluciones permanentes para los pozos que han dejado de ser rentables o han desarrollado problemas que no pueden ser resueltos econmicamente. No obs-tante, en las reas marinas, es prctica comn entre los operadores abandonar permanente-mente las zonas de un pozo antes de terminar y hacer producir otras. Adems, los planes de desa-rrollo de reas marinas a menudo requieren que las secciones inferiores de los pozos agotados sean abandonadas permanentemente para liberar una boca en las plantillas y las plataformas submari-nas, a travs de la cual pueda perforarse otro pozo hasta una seccin no explotada del yacimiento. Esta prctica se conoce como recuperacin de bocas (slots).

Para abandonar un pozo permanentemente, los operadores deben dejar atrs un pozo que est configurado de acuerdo con las regulaciones locales aplicables a los tipos, longitudes y profun-didades de los tapones (pgina anterior). Los ope-radores siguen siendo responsables de un pozo abandonado mucho despus de su cementacin y de la remocin del equipo de superficie. En caso de falla de un sello y de prdida de fluidos de pozo en la superficie o de deteccin de flujo cruzado, el operador es responsable del problema.

Para cumplir con las obligaciones de T&A, la industria del petrleo y el gas ha desarrollado mtodos y materiales diseados para proporcio-nar asilamiento zonal en el largo plazo, aun

cuando las condiciones de fondo de pozo cam-bien con el tiempo.3 En sus esfuerzos por reducir la erogacin que representan las operaciones de abandono en reas marinas, los operadores y los organismos reguladores continan modificando la forma en que se llevan a cabo los procedimien-tos de T&A tradicionales, y las compaas de ser-vicios procuran mantenerse al corriente de estos cambios y desarrollar herramientas y tcnicas para facilitarlos. La minimizacin de estos cos-tos, sin sacrificar la integridad del pozo abando-nado, es crucial para los operadores que deben realizar estas inversiones significativas sin espe-ranzas de obtener un retorno financiero.

Dependiendo de la profundidad del agua, el abandono de un pozo marino puede disponerse desde una plataforma fija, tal como una plataforma autoelevadiza, desde una plataforma flotante grande, tal como una plataforma semisumergible, o desde una embarcacin de apoyo con posiciona-miento dinmico. En aguas del Reino Unido, el procedimiento de abandono desde una plataforma fija es el menos costoso; entre USD 1 y 2 millones por pozo. Por el contrario, las operaciones de aban-dono que utilizan una unidad de perforacin semisu-mergible o posicionada dinmicamente representan un costo para los operadores comprendido entre USD 5 y 6 millones por pozo, y el costo de los pro-cedimientos de abandono que utilizan embarca-ciones de apoyo se encuentra entre esos dos extremos (izquierda).4 En Noruega, el costo de abandono permanente de un pozo es significati-vamente ms alto para poder satisfacer los estn-dares propios del operador y los requisitos de los organismos reguladores.

A medida que las operaciones se fueron des-plazando hacia aguas ms profundas, el sector petrolero de exploracin y produccin busc for-mas de moderar el incremento abrupto de las ero-gaciones de capital y costos operativos. En aguas profundas, donde la disponibilidad de numerosas

2. King GE: Plug and AbandonmentProducing Well, George E. King Engineering, Inc. (14 de marzo de 2009), http://gekengineering.com/Downloads/Free_Downloads/Plug-and_Abandonment_Basics.pdf (Se accedi el 14 de marzo de 2012).

3. Para obtener ms informacin sobre los procedimientos de taponamiento y abandono (T&A), consulte: Barclay I, Pellenbarg J, Tettero F, Pfeiffer J, Slater H, Staal T, Stiles D, Tilling G y Whitney C: El principio del fin: Revisin de las prcticas de abandono y desmantelamiento, Oilfield Review 13, no. 4 (Primavera de 2002): 2841.

Para obtener ms informacin sobre el aislamiento zonal en el largo plazo, consulte: Bellabarba M, Bulte-Loyer H, Froelich B, Le Roy-Delage S, van Kuijk R, Zeroug S, Guillot D, Moroni N, Pastor S y Zanchi A: Aseguramiento del aislamiento zonal ms all de la vida productiva del pozo, Oilfield Review 20, no. 1 (Verano de 2008): 2033.

4. Liversidge D, Taoutaou S y Agarwal S: Permanent Plug and Abandonment Solution for the North Sea, artculo SPE 100771, presentado en la Conferencia y Exhibicin del Petrleo y el Gas de la Regin del Pacfico Asitico de la SPE, Adelaide, Australia Meridional, Australia, 11 al 13 de septiembre de 2006.

> Lubricador submarino. En la dcada de 1970, Schlumberger introdujo un lubricador submarino para operaciones de intervencin de pozos, que poda asentarse en un rbol de produccin submarino y conectarse a una embarcacin posicionada dinmicamente mediante un tubo ascendente rgido. Esto permiti que los operadores ejecutaran intervenciones de pozos con lnea de acero liviana, cable o tubera flexible sin necesidad de desplegar una costosa unidad de perforacin flotante marina. La capacidad de reingresar en los pozos submarinos en forma econmicamente efectiva redujo de manera considerable los costos de mantenimiento de los pozos y permiti que los ingenieros ejecutaran las operaciones necesarias con ms frecuencia, con lo cual prolongaban la vida productiva de los pozos.


Tubo ascendente rgido

CSO Seawell

Lubricador submarino para intervenciones

rbol de produccin submarino

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plataformas tubulares satelitales tipo jacket es poco prctica, un mtodo consiste en terminar los pozos submarinos con cabezales emplazados en el lecho marino y conectados a una plataforma de un campo mediante lneas de flujo desplega-das a travs del fondo del mar. Las vlvulas y los instrumentos de los cabezales submarinos son monitoreados y manipulados a travs de haces de lneas electro-hidrulicas denominadas lneas umbilicales (izquierda).

En su mayora, los pozos submarinos son termi-nados con tres o ms sartas de revestimiento de dimetros progresivamente ms pequeos y por lo general se unen entre s mediante un revestimiento de cemento en el espacio anular. Habitualmente, durante el proceso de abandono, se requieren tres o ms viajes de la columna de per-foracin para remover cada sarta de revestimiento. El primer viaje se efecta para recuperar la tube-ra de revestimiento y los sellos del colgador del cabezal del pozo. Durante un segundo viaje, se corta la tubera de revestimiento y se requiere un tercer viaje para extraer la tubera de revesti-miento y su colgador del pozo. Despus de la recuperacin de estas sartas intermedias, se corta la tubera de revestimiento gua y se recu-pera el cabezal del pozo.

El tiempo de equipo de perforacin para estas operaciones es considerable; en aguas profundas, cada viaje insume por lo general entre 8 y 10 horas.5 Para reducir el tiempo y por ende el costo de cortar y extraer las sartas de revestimiento intermedias de un pozo submarino, SERVCO desarroll el sis-tema de taponamiento y abandono de aguas pro-fundas Shortcut (prxima pgina, a la izquierda). Este sistema est diseado para enganchar y recuperar el arreglo de sellos y luego cortar una sola sarta de revestimiento, engancharla para su remocin y recuperar el arreglo de sellos del cabezal del pozo en una sola operacin.

El sistema Shortcut se corre en el pozo con la columna de perforacin y cuenta con una herra-mienta de pesca mecnica de tipo arpn que puede ser enganchada cerca del punto en el cual se efecta el corte. Una vez cortada la tubera de revestimiento, la herramienta de pesca puede ser liberada y desplazada hacia el extremo superior de la sarta de revestimiento cortada, volvindose

5. Going WS y Haughton D: Using Multi-Function Fishing Tool Strings to Improve Efficiency and Economics of Deepwater Plug and Abandonment Operations, artculo SPE/IADC 67747, presentado en la Conferencia de Perforacin de las SPE/IADC, msterdam, 27 de febrero al 1 de marzo de 2001.

> Terminaciones submarinas. Para minimizar las exigencias impuestas sobre las instalaciones de soporte de superficie en reas de aguas profundas, los operadores colocan los cabezales submarinos (amarillo) en el fondo ocenico. Mediante haces de lneas de flujo y lneas umbilicales (verde) se transporta la produccin y se transmiten las seales de monitoreo y control electro-hidrulico entre los cabezales de los pozos; los fluidos y las seales viajan hasta la instalacin de superficie a travs de tubos ascendentes (rojo). Este sistema permite que los ingenieros desplieguen embarcaciones de apoyo de alta gama para aguas profundas, de menor tamao y en menor nmero, para proveer servicios en campos de gran extensin.

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a poner luego en su condicin inicial. La tubera de revestimiento recuperada se cuelga en la mesa rotativa, en tanto que el arpn se desengancha y la herramienta de servicio se guarda en la plata-forma para tuberas, lo que permite manipular la tubera de revestimiento en forma segura y efi-ciente a medida que se extrae del pozo. En el sistema se puede incluir una herramienta de recuperacin para permitir la remocin del arre-glo de sellos del cabezal del pozo. Un componente clave del sistema es la herramienta hidrulica de corte SERVCO, cuyas cuchillas pueden extender el dimetro de cobertura mximo generado por la configuracin, a menudo excntrica, de la tube-ra cementada (abajo).

Para cortar y extraer una sarta de revesti-miento, los ingenieros primero enganchan el arre-glo de sellos del cabezal del pozo con la herramienta de recuperacin y lo fijan en el tubo ascendente. Luego, se coloca el cortador de la tubera de revestimiento en la profundidad adecuada y el arpn se engancha y se utiliza para poner en ten-sin la sarta. Se encienden las bombas y se incre-mentan lentamente las rpm para accionar el rotor del motor de lodo, que hace rotar el cortador.

El perforador monitorea la presin diferencial existente en el motor de desplazamiento positivo; si los datos indican una cada de la presin del fluido, el corte ha sido ejecutado con xito. Luego, el per-forador manipula y baja suavemente la columna de

> Corte y extraccin. El sistema de T&A de aguas profundas Shortcut utiliza un cortador hidrulico para cortar la tubera de revestimiento y un arpn para engancharla. Los mandriles del arpn Shortcut se extienden para enganchar la tubera de revestimiento cerca del punto de corte hasta terminar el corte. Luego, el arpn se desengancha y se lleva hasta el extremo superior de la seccin de tubera de revestimiento donde se vuelve a enganchar. Esta capacidad para cambiar la posicin del arpn permite que tanto el arpn como la sarta de perforacin con la que ste se corre se guarden en la plataforma para tuberas mientras se extrae la tubera de revestimiento. Los brazos del cortador se hacen rotar con el fluido bombeado a travs del motor de lodo. El martillo golpeador o tijera permite que el operador del equipo de perforacin martille la tubera de revestimiento si es necesario.


MartillogolpeadorHydra-Stroke

Motor de lodo

Cortador hidrulico de tubera

Martillogolpeador

ArpnShortcut

Brazos del cortador

Mandriles

> Tubera de revestimiento excntrica. El corte de dos sartas de revestimiento puede ser complicado cuando la distancia entre el centro y la tubera de revestimiento se extiende por la excentricidad. En este caso, una tubera de revestimiento de 7 pulgadas se encuentra dentro de una sarta de revestimiento de 95/8 pulgadas. Si ambas estn perfectamente centradas (izquierda), el mximo dimetro que debe alcanzar la cuchilla es de 10,62 pulgadas. En casos extremos, la tubera de revestimiento de 7 pulgadas se encuentra fuertemente presionada contra la pared interna de la tubera de revestimiento de 95/8 pulgadas (derecha), por lo que la cuchilla debe recorrer un dimetro de 13,68 pulgadas.


1,53 pulgadas3,78 pulgadas

5,31 pulgadas

Barrido necesario de 10,62 pulgadas

Mejor caso

3,06 pulgadas

Peor caso

Barrido necesario de 13,68 pulgadas

3,78 pulgadas6,84 pulgadas

perforacin para desenganchar el arpn, que se lleva justo hasta debajo del cabezal del pozo donde se vuelve a enganchar. A continuacin, se extrae la tubera de revestimiento del pozo y el arreglo de sellos y la herramienta de recuperacin se acomo-dan en la superficie. El perforador contina extra-yendo la herramienta del pozo hasta que el colgador de la tubera de revestimiento se acomoda en la mesa rotativa y el arpn se desengancha y se guarda en la torre de perforacin para proceder al desarmado de la tubera de revestimiento.

Una herramienta similar, el sistema de corte y extraccin SERVCO 2M, tambin es un sistema de un solo viaje utilizado principalmente para cor-tar y recuperar tuberas de revestimiento de 20 y 30 pulgadas y cabezales de pozos submarinos. Esta herramienta puede extraer la tubera de revestimiento sola o la tubera de revestimiento y el cabezal del pozo juntos, y dado que est dise-ada para enganchar el cabezal del pozo y la tubera de revestimiento en zonas no crticas y as evitar los dimetros pulidos internos en los colgadores de las tuberas de revestimiento, las partes recuperadas no necesitan ser trabajadas antes de reutilizarse.

Dado que el arreglo de corte puede ser corrido con un solo tiro de portamechas (lastrabarrenas) de 8 pulgadas, el sistema 2M reduce el tiempo de manipulacin de la herramienta de servicio y eli-mina la necesidad de contar con una unin gira-

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toria marina como se requiere habitualmente para estas operaciones (abajo). El sistema de corte y extraccin consiste en un arpn estndar o rotativo, un cortador de tubera hidrulico y esta-bilizadores no rotativos colocados por encima y por debajo del cortador de tubera.

Recuperacin de bocasLa mayora de los procedimientos de T&A repre-sentan un costo inevitable de la operacin de un negocio y no ofrecen ningn retorno de la inver-sin que demandan. Pero las operaciones de recu-peracin de bocas son otra cosa, ya que proporcionan el acceso a las reservas no explotadas que prolongarn la vida productiva del campo. Este tipo de operacin no slo genera ms ingresos pro-venientes de la produccin, sino que adems a medida que el campo madura ayuda a prolongar la duracin de la plataforma y de otras infraestructu-ras que representan erogaciones de capital consi-derables previos a la produccin. Dado que la recuperacin de bocas se lleva a cabo en los cam-

pos en proceso de maduracin, los operadores tienden a preocuparse por el recorte de costos a la hora de acceder a estos objetivos secundarios. Una de las claves para el control de los costos de estos pozos nuevos es refrenar la porcin de los costos de recuperacin de bocas correspondiente a las operaciones de T&A, mediante la reduccin del nmero de viajes requeridos para cortar y recupe-rar las mltiples sartas de revestimiento que impi-den la instalacin de un pozo nuevo.

Generalmente, adems de la sarta de revesti-miento gua, o de superficie, los pozos marinos inclu-yen sartas de revestimiento intermedias y sartas de revestimiento de produccin, la tubera de pro-duccin y un empacador de produccin (derecha). La seccin del pozo por debajo del empacador se conoce como terminacin inferior. La recuperacin de bocas consiste en taponar y abandonar la termi-nacin inferior lo que a menudo incluye pene-trar a travs de la tubera aplastada y desviar la trayectoria del pozo desde un punto de comienzo de la desviacin a cierta distancia por encima de

> Terminacin marina. Las terminaciones inferiores que deben ser extradas del pozo como parte de los procedimientos de recuperacin de bocas consisten habitualmente en empacadores para aislar las zonas de produccin y el espacio anular existente entre la tubera de produccin y la tubera de revestimiento, niples de asentamiento para desplegar las herramientas de intervencin de pozos operadas con lnea de acero y la tubera de produccin disparada.


Tubera de revestimiento intermedia

Tubera de revestimiento de produccin

Empacador

Niple de asentamiento

Disparos

Gua de entrada del cable

Tubera de produccin perforada

> Paquete de herramientas para abandono de pozos sin equipo de perforacin/terminacin de pozos. El soporte giratorio motorizado SERVCO est compuesto por gatos hidrulicos con una unin giratoria motorizada con 445 kN [100 000 lbf] de capacidad de extraccin, un panel de control, las llaves de enrosque automtico y un mstil con el que se hace girar las llaves hacia y fuera de su posicin. El soporte se coloca sobre el pozo; una vez que una sarta de revestimiento se lleva a la superficie con una herramienta de pesca de tipo arpn, la sarta se conecta a la cabeza giratoria motorizada. Los gatos hidrulicos la suben por el pozo hasta la conexin siguiente y las llaves de enrosque automtico rompen la conexin. El soporte permite que la brigada guarde el arpn y la sarta de perforacin en la plataforma para tuberas. Este sistema reemplaza al mtodo alternativo que utiliza un arpn y la sarta de perforacin para recuperar cada tiro de tubera de revestimiento.


Llaves de enrosqueautomtico deesfuerzo de torsin(torque) ultra-alto

Cabezagiratoriamotorizada

Panel decontrol

Soportegiratorio

motorizado

este nuevo tapn, que debe estar en todos los espacios anulares y sellarse contra la formacin. Una versin simplificada de este procedimiento requiere lo siguiente: instalarunabarreradepresinusualmente

uno o ms tapones de cemento en la tubera de produccin por debajo del empacador

remover la tuberadeproduccinporencimadel empacador

instalarunasegundabarreraporencimadelaterminacin inferior dentro de la tubera de revestimiento de produccin

cortaryextraery,siesnecesariofresar,latube-ra de revestimiento de produccin hasta debajo del punto de comienzo de la desviacin

desviar la trayectoria del pozo a travs de latubera de revestimiento intermedia.

Volumen 24, no.1 55

Los sistemas convencionales para esta opera-cin involucran varios viajes para correr las herra-mientas de corte y pesca, y recuperar las secciones de tubera de revestimiento. Generalmente, el pozo tiene muchos aos de modo que el corte y la extraccin de la tubera de revestimiento pueden resultar dificultosos debido a la adherencia firme del cemento, la depositacin de barita del fluido de perforacin en el espacio anular, o una combi-nacin de ambas situaciones.6 Es probable que los equipos de extraccin de tuberas no puedan superar las fuertes adherencias generadas por el cemento o la barita. En consecuencia, la opera-cin de corte y extraccin puede requerir varios viajes y cortes para cada sarta hasta que se encuentra un intervalo libre de adherencias de cemento o barita.

A fin de resolver esta posible eventualidad, un equipo de ingenieros examin las herramientas convencionales utilizadas para estas operaciones y observ que el equipamiento de herramientas estndar slo poda efectuar un nmero limitado de cortes en el fondo del pozo. Sobre la base de estas observaciones, el equipo de trabajo dise una herramienta de corte de tuberas con tres conjuntos de cortadores de carburo de tungsteno, que pueden ser activados por separado y en forma remota. Esta capacidad hace que los ope-radores tengan tres oportunidades para cortar la tubera de revestimiento sin tener que salir del pozo en busca de cuchillas nuevas. Un indicador de la herramienta confirma a los observadores que se encuentran en la superficie la ejecucin exitosa del corte. Un arreglo de arpn hidrulico y empacador, que est siendo desarrollado para su futura inclusin en el conjunto de fondo (BHA), permitir que los ingenieros desentuben el pozo y hagan circular fluido detrs de la tube-ra de revestimiento de produccin.7

El producto de este esfuerzo de diseo es el sistema de cortadores de tubera policclicos (MCPC) (arriba, a la derecha). Este sistema con-tiene un arreglo de pistones de posicionamiento que se desplaza en respuesta a la aplicacin de la presin del fluido de perforacin y se utiliza para enganchar y guiar los movimientos axial y rotacio-nal de la herramienta. La combinacin de un mecanismo de posicionamiento y las fluctuacio-nes del flujo permite que el ingeniero active selectivamente uno de los tres conjuntos de corta-dores y el arreglo de arpn hidrulico y empacador. Los cortadores no enganchados colapsan de manera segura en el cuerpo de la herramienta.

Un indicador de cada de presin situado en el extremo superior de la herramienta consiste de un aguijn fijo colocado dentro del calibre del pistn.

Al principio, el aguijn permanece en el calibre del pistn, lo cual genera una restriccin para el flujo y una presin de activacin ms alta. Una vez realizado el corte, el pistn se desplaza hacia abajo, lo que produce la remocin de la restric-cin para el flujo y una reduccin de la presin de 1,4 a 2,1 MPa (200 a 300 psi), que se muestra en la superficie.

Los desarrolladores utilizaron insertos paten-tados de carburo de tungsteno posicionados en los cortadores para proporcionar el ngulo de corte ptimo. Adems, disearon la herramienta para lograr una secuencia operacional efectuar el corte y activar el arpn para sujetar y extraer el segmento de tubera de revestimiento que fuera repetible en un solo viaje hasta el fondo del pozo. Con ese propsito, los ingenieros desarrollaron un arpn hidrulico compatible con la herra-mienta MCPC que se activa con una tasa de flujo ms alta que la requerida para activar la herra-mienta MCPC. Esto asegura que slo se active el arpn y de ese modo se produzca la secuencia de corte-extraccin correcta.

La herramienta fue probada en el campo, en una operacin de recuperacin de bocas llevada a cabo en la Plataforma Continental de Noruega. En vez de comprobar la viabilidad del mtodo de un solo viaje, el operador opt por cortar y extraer la tubera de revestimiento de 958 pulgadas en dos viajes. Los primeros cortes se realizaron a

861 m [2 825 pies] y 983 m [3 225 pies], utili-zando un cortador de tubera SERVCO estndar. La primera seccin, comprendida entre el cabe-zal del pozo y 861 m, fue extrada con xito con una sobretraccin de 320 000 lbf [1 420 kN]. La segunda seccin, entre 861 m y 983 m, tambin se extrajo con xito con una sobretraccin de 700 000 lbf [3 110 kN], utilizando una herramienta de extrac-cin de fondo de pozo.

El siguiente objetivo del operador, basado en los dos cortes previos, fue la validacin de las capacidades de corte selectivo del sistema MCPC con seis cortes en una sola carrera a 1 602; 1 509; 1 409; 1 300; 1 068 y 1 031 m [5 256; 4 951; 4 623; 4 265; 3 504 y 3 383 pies], utilizando la herra-mienta MCPC.

Todos los cortes fueron exitosos y cada uno requiri entre 10 y 14 minutos. La cada de presin exhibida en el medidor de presin del piso de per-foracin indic claramente en cada corte que la herramienta haba funcionado segn lo previsto y que se haba cortado la tubera de revestimiento. Las inspecciones de la herramienta efectuadas en la superficie sealaron claramente que se haban desplegado los tres conjuntos de cortadores.

6. Hekelaar S, Gibson K y Desai P: Increasing Reliability of Cutting/Pulling Casing in a Single Trip, artculo SPE 145494, presentado en la Conferencia y Exhibicin del Petrleo y el Gas del rea marina de Europa, Aberdeen, 6 al 8 de septiembre de 2011.

7. Hekelaar et al, referencia 6.

> Cortador de tubera policclico (MCPC). A travs de los cambios producidos en la presin de bombeo, los operadores pueden posicionar las levas de activacin de modo que acten extendiendo uno de los conjuntos de hojas de cuchillas de la herramienta MCPC mientras los otros permanecen retrados. Las seales variables de transmisin de pulsos a travs del lodo hacen que el mecanismo de posicionamiento de ciclos enganche un arpn para tubera de revestimiento, activado hidrulicamente y accionado mecnicamente (no mostrado aqu), a la vez que se retraen todas las hojas. Cuando se termina exitosamente el corte, un pistn se desplaza hacia abajo hasta un tope de pistn (no mostrado aqu), lo cual genera un rea de flujo ms grande a travs del indicador de cada de presin. La cada de presin resultante se muestra en la superficie y sirve como confirmacin de la ejecucin exitosa del corte.


Indicador de cada de presin

Levas de activacin

Cuchillas

Mecanismo de posicionamiento

56 Oilfield Review

Luego, se extrajo y se removi del pozo la sec-cin de tubera de revestimiento comprendida entre 983 m y el corte a 1 031 m con una sobretrac-cin de 940 000 lbf [4 180 kN], utilizando un arpn estndar y un sistema de levantamiento hidrulico. La seccin de tubera de revestimiento compren-dida entre 1 031 m y 1 068 m tambin fue extrada utilizando el mismo arpn y un sistema de levanta-miento hidrulico de fondo de pozo, pero esta vez con una sobretraccin de 640 000 lbf [2 850 kN]. Del mismo modo, esta seccin fue llevada a la superficie y el arreglo de arpn fue corrido una vez ms para recuperar la seccin comprendida entre 1 068 y 1 300 m. No obstante, despus de aplicar una traccin mxima de 1 052 000 lbf [4 680 kN], se confirm que la seccin de tubera de revesti-miento era demasiado larga para permitir la recuperacin de una sola pieza y sta debi ser cortada subsiguientemente a 1 104 m [3 622 pies] y 1 202 m [3 944 pies]. Estos dos cortes fueron realizados con un cortador de tubera estndar.

Las tres secciones de tubera de revestimiento resultantes se extrajeron utilizando el arpn estn-dar y el sistema de levantamiento hidrulico de fondo de pozo con una sobretraccin de 820 000; 930 000 y 440 000 lbf [3 650; 4 180 y 1 960 kN], respectivamente.

Al intentar extraer la seccin de tubera de revestimiento comprendida entre 1 300 y 1 409 m,

los ingenieros descubrieron que sta no podra extraerse con un mximo de 1 052 000 lbf de sobretraccin.

Por consiguiente, el equipo decidi efectuar seis cortes ms para acortar los tramos de tube-ra de revestimiento restantes a ser removidos. Estos cortes fueron realizados con la herramienta MCPC en una sola carrera a 1 570; 1 545; 1 472; 1 436; 1 372 y 1 335 m [5 151; 5 069; 4 829; 4 711; 4 501 y 4 380 pies]. Al igual que con los primeros seis cortes, la herramienta MCPC mostr el desem- peo previsto, y los tiempos de corte oscilaron entre 6 y 14 minutos en cada caso. En total, los ingenieros estimaron que la utilizacin del mtodo MCPC arroj para el operador un ahorro de aproxi- madamente 1,5 das y USD 200 000 con respecto a los mtodos convencionales.

Los tramos restantes an no han sido recupe-rados del pozo porque el cliente decidi suspen-der momentneamente las operaciones en este pozo por diversos motivos no relacionados con la herramienta MCPC, pero volver al pozo y seguir extrayendo las secciones remanentes en el futuro cercano.

Disparar, lavar y cementarUn requisito crucial de un procedimiento de abandono permanente es el emplazamiento de un tapn de cemento en el pozo y en los espacios

anulares de las secciones inferiores de la tubera de revestimiento que quedan en el pozo una vez extradas las secciones superiores. En la mayora de estos casos, el procedimiento consiste en fresar una ventana a travs de todas las sartas de revesti-miento, por la que puede bombearse cemento hacia los espacios anulares y contra la formacin expuesta (izquierda). Este procedimiento tambin remueve cualquier cemento, lodo depositado u otros detritos provenientes de la zona existente entre la tubera de revestimiento y la formacin, que pudie-ran impedir el sellado multidireccional requerido.

Una desventaja potencial de esta prctica surge del hecho de que durante la operacin de fresado debe utilizarse un fluido de perforacin altamente viscoso para llevar los recortes metli-cos, conocidos comnmente como viruta metlica, a la superficie. Los fluidos cargados de viruta met-lica exhiben una densidad que en general es consi-derablemente mayor que la que puede tolerar la formacin antes de inducir las fracturas. La densi-dad de circulacin equivalente (ECD) resultante es ms que suficiente para ocasionar problemas de prdida de circulacin en las zonas expuestas.8 Adems, el equipamiento de superficie puede daarse fcilmente cuando el fluido cargado de metal lo atraviesa.

Por todo lo expuesto, estas operaciones requie-ren mucho tiempo y pueden ser difciles de ejecu-tar de manera segura y efectiva. Adems, no es fcil probar los sellos efectivos de los tapones a travs de los dos mtodos desplegados habitual-mente para el fresado de secciones de tubera de revestimiento: dejar el tope del cemento del inte-rior de la tubera de revestimiento por encima de la ventana fresada y dejar el tope del cemento en el agujero descubierto.

Para probar el primero, el tapn se marca (tag), se somete a una prueba de peso y luego a una prueba de presin. Estas pruebas evalan la cali-dad del cemento que se encuentra en el interior de la tubera de revestimiento y no determinan la calidad del cemento presente en el espacio anu-lar entre la tubera de revestimiento y la tubera de produccin o en el agujero descubierto. En la segunda prueba, el tapn puede ser marcado

8. Para obtener ms informacin sobre el fenmeno de prdida de circulacin, consulte: Cook J, Growcock F, Guo Q, Hodder M y van Oort E: Estabilizacin del pozo para prevenir prdidas de circulacin, Oilfield Review 23, no. 4 (Junio de 2012): 2635.

9. Ferg TE, Lund H-J, Mueller D, Myhre M, Larsen A, Andersen P, Lende G, Hudson C, Prestegaard C y Field D: Novel Approach to More Effective Plug and Abandonment Cementing Techniques, artculo SPE 148640, presentado en la Conferencia y Exhibicin de Ambientes Extremos y del rtico de la SPE, Mosc, 18 al 20 de octubre de 2011.

10. Chesshyre M: Braced for the North Sea Bow Wave, Offshore Engineer 36, no. 11 (Noviembre de 2011): 3337.

> Fresado de ventanas. Las sartas de revestimiento de las terminaciones inferiores que se encuentran cementadas en forma deficiente, pero de una manera que las torna irrecuperables (izquierda), deben ser fresadas. Se requiere un viaje para fresar la tubera de revestimiento de produccin (centro) y luego viajes independientes para cualquier tubera de revestimiento intermedia (derecha) hasta que quedan expuestos todos los espacios anulares y la formacin. Esto permite que el operador cemente cada espacio anular de acuerdo con los requisitos de T&A permanentes antes de proseguir con el pozo de re-entrada.


Tubera derevestimiento

intermedia

CementoTubera de

revestimientode produccin

Ventana de tubera derevestimiento de produccin

Ventana de tuberade revestimientointermedia y de

tubera derevestimiento de

produccin

Volumen 24, no.1 57

> Tiempo ahorrado durante las operaciones de disparo, lavado y cementacin (PWC). Con las mejoras operacionales continuas, los ingenieros redujeron el tiempo promedio de colocacin de tapones de 10,5 das a 2,6 das para un tapn PWC en una sola carrera. A lo largo de 20 operaciones, los ingenieros estimaron un ahorro de 124 das de equipo de perforacin. (Adaptado de Ferg et al, referencia 9.)


0

2

4

6

8

10

12

Tiem

po a

horra

do, d

as

Fresado de seccin

10,5

6,04,3

2,6

PWC en tres viajes PWC en dos viajes PWC en un solo viaje

(tagged) para verificar la posicin, pero en la mayora de los casos es imposible someterlo a una prueba de presin.

Una respuesta para estos desafos fue la intro-duccin de una tcnica conocida como sistema de disparo, lavado y cementacin (PWC). Esta tcnica remueve los detritos del espacio anular a travs de los disparos, lo que elimina los detritos del fresado y una alta ECD para remover la viruta metlica.

El mtodo PWC utiliza una herramienta com-puesta por pistolas de disparo operadas con tube-ra y fijadas por debajo de una herramienta de lavado, que se encuentra debajo de un aguijn de cementacin. La herramienta PWC se corre hasta la profundidad de colocacin del tapn donde las pis-tolas son detonadas y lanzadas automticamente. Luego, se hace circular y se acondiciona un fluido para que se ajuste a las condiciones de presin de poro del pozo. Posteriormente, se lanza una esfera que sella el extremo inferior de la herramienta de lavado y abre una camisa de deslizamiento para dirigir la circulacin entre las cubetas de lavado. El proceso de lavado se lleva a cabo en el inter-valo disparado de arriba a abajo. El fluido en cir-culacin limpia el espacio anular a travs de los disparos, entre las cubetas de lavado y el espacio anular que se encuentra por encima de la cubeta de lavado superior.

Cuando la herramienta alcanza el disparo infe-rior, el proceso de lavado contina mientras la herramienta se desplaza hacia arriba. Luego, la herramienta de lavado se corre nuevamente hasta el extremo inferior de los disparos y se bombea un espaciador de cemento entre las cubetas de dicha herramienta y hacia el interior del espacio anular a medida que la herramienta se sube. Posteriormente, se lanza y se asienta una esfera, desconectando la herramienta de lavado del aguijn de cementacin. A continuacin la herramienta de lavado es llevada hasta debajo de los disparos. Las cubetas de la herramienta de lavado estn diseadas para mantener el con-tacto con la pared interna de la tubera de reves-timiento y se utilizan por ende como base para las operaciones de cementacin. El aguijn de cementacin se sube por encima del disparo superior y la tubera de revestimiento se limpia por ltima vez a travs de la herramienta de ser-vicio antes de cementar el intervalo a travs del aguijn. A continuacin, se procede a la inyec-cin forzada de cemento en los disparos.

Posteriormente, la herramienta de servicio puede ser utilizada para lavar hacia abajo, hasta el tope del cemento, para el marcado y la prueba de presin. Si es necesario verificar el tapn, el operador puede reperforar el tapn de cemento, someter el espacio anular a una prueba de pre-

sin y luego colocar un tapn dentro de la tubera de revestimiento, que puede ser marcado y pro-bado de acuerdo con los requisitos de los organis-mos reguladores.

Para agosto de 2011, la compaa operadora ConocoPhillips haba terminado 20 instalaciones de tapones PWC en el Mar del Norte. A travs de la experiencia y de las mejoras operacionales logradas con el mtodo PWC, la compaa opera-dora redujo progresivamente el tiempo requerido para colocar un tapn permanente a 2,6 das. Comparativamente, en el curso de seis operacio-nes convencionales, la compaa requiri un pro-medio de 10,5 das para colocar un tapn de fondo de pozo permanente (arriba). Como resul-tado, la compaa calcul un ahorro de 124 das de equipo de perforacin a lo largo del curso de las 20 operaciones PWC.9

Una nueva lnea de tiempoDebido a las crecientes preocupaciones que se plantean en torno a los numerosos pozos que ya no se encuentran en produccin pero tampoco sella-dos permanentemente, los organismos reguladores de las reas marinas maduras del Golfo de Mxico y el Mar del Norte estn ejerciendo presin para que se adopten medidas. Sin lugar a dudas, esto gene-rar de inmediato una enorme demanda de servi-cios de abandono de pozos en esos mercados. El costo total de desmantelamiento en la Plataforma Continental del Reino Unido se estima en aproxi-madamente USD 48 600 millones para el ao 2050, y se prev que en los prximos cinco aos se desem-bolsarn USD 7 200 millones. Las operaciones de taponamiento de pozos representarn ms de USD 2 600 millones, que se gastarn en el ao 2016.10 Los operadores del Mar del Norte indicaron que stas son estimaciones modestas y que prevn

que pagarn varias decenas de millones de dla-res en costos de T&A por pozo adems del costo de desmantelamiento de las instalaciones de superficie y otras infraestructuras.

Dado que el abandono de un pozo no implica nin-guna ganancia, los operadores recurren a las compa-as de servicios para limitar los aspectos econmicos negativos de estas operaciones obligatorias. Y dado que los elementos tangibles, tales como el cemento y los rectificadores, son relativamente econmi-cos y prcticamente fijos en cuanto a cantidad y calidad, el desafo de la industria de servicios con-siste en desarrollar ventajas mediante el mejora-miento de los activos intangibles; los mtodos que permiten ahorrar tiempo y dinero durante los ejercicios de abandono permanente.

El nmero de pozos listos para estos procedi-mientos finales podr aumentar con el tiempo por-que, mientras los operadores trabajan para abandonar permanentemente su cmulo de pozos ociosos, muchos de los pozos perforados en nues-tros das tendrn una vida productiva ms corta que los pozos perforados en el pasado. Los pozos marinos previos captaban los hidrocarburos de grandes yacimientos accesibles, en tanto que muchos de los yacimientos remanentes son sus-tancialmente ms pequeos y tendrn duraciones mximas ms cortas que los convertirn en candi-datos para el abandono despus de menos aos de produccin que sus predecesores. Por otra parte, los organismos reguladores han dejado en claro que el tiempo comprendido entre el fin de la vida productiva de un pozo y su cierre permanente ahora ser ms corto que en el pasado. Dados estos nuevos parmetros, es el deber de todos los opera-dores planificar los ltimos das de un pozo ya al iniciar su perforacin. RvF

Abandono Permanente de Los Pozos de Areas Marinas

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