60,000

Tierra firme

Aguas someras

50,000

40,000

30,000

20,000

10,000

1950 1960 1970 1980

Ao

19900

Prod

ucci

n d

e pe

trle

o, 1

,000

bbl

/d

2000 2010

Aguas profundas

4 Oilfield Review

Manejo de proyectos de terminacin de pozos marinos

Iain CaulfieldSteve DyerY. Gil HilsmanRosharon, Texas, EUA

Kerby DufreneJos F. GarcaPuerto Espaa, Trinidad y Tobago

John C. Healy, Jr.ConsultorHouston, Texas

Matthew MaharajJohn PowersBPPuerto Espaa, Trinidad y Tobago

Denis StaderoliLuanda, Angola

Mark StrackeKuala Lumpur, Malasia

Tammy WebbMurphy Oil CorporationKuala Lumpur, Malasia

Por su colaboracin en la preparacin de este artculo, seagradece a Mary Jo Caliandro, Sugar Land, Texas; y a MarkTeel y Jeremy Walker, Rosharon, Texas.e-Fire, FIV (Vlvula de Aislamiento de la Formacin), GeoMarket, PURE, QUANTUM maX, RST (Herramienta de Control de Saturacin del Yacimiento), SenTREE, TripSaver y WellWatcher son marcas de Schlumberger. Alternate Path es una marca de ExxonMobil; Schlumbergerposee la licencia exclusiva de esta tecnologa.

La proporcin global de la produccin de petrleo y gas proveniente de pozos marinos

se est incrementando rpidamente. A medida que los proyectos marinos avanzan hacia

aguas ms profundas, el diseo, la prueba y la instalacin eficientes de las operaciones

de terminacin de pozos son clave para la viabilidad econmica de los mismos. La cola -

boracin estrecha entre los operadores, las compaas de servicios y los fabricantes

de equipos adquiere valor como lo demuestran dos casos de Trinidad y Malasia.

El consumo energtico global anual se ha incre-mentado ms de tres veces en los ltimos 50aos, debido fundamentalmente al crecimientode la demanda en los pases en desarrollo. Estospases utilizarn ms energa a medida que suspoblaciones aumenten y mejoren sus estndaresde vida. La falta de oportunidades disponiblesen tierra firme para satisfacer el crecimiento dela demanda ha obligado a las compaas de E&Pa intensificar el desarrollo de los campos depetrleo y gas marinos. Como resultado, la pro-duccin marina est aumentando rpidamente y

se espera que su volumen se duplique en los pr-ximos cinco aos (abajo). La mayor parte de lasreservas se encuentran alojadas en aguas pro-fundas y ultraprofundas. En este momento, losprincipales campos de aguas profundas se sitanen el Golfo de Mxico, la regin marina de Bra-sil, frica Occidental, el Sudeste Asitico y elmargen del Atlntico Norte.1

Desde la perforacin hasta el abandono, eincluso hasta la puesta fuera de servicio, lospozos marinos plantean un sinfn de desafostcnicos; particularmente en aguas profundas.

1. Segn el Servicio de Administracin de Minerales de EUA (MMS), los pozos de aguas profundas seencuentran ubicados en tirantes de agua (profundidadesdel lecho marino) de 305 m [1,000 pies] o mayores. Laregin de aguas ultraprofundas comienza enprofundidades de 1,520 m [5,000 pies] o mayores. Paraobtener ms informacin sobre proyectos de produccinen aguas profundas, consulte: Robertson S, Westwood Ry Smith M: Deep Water Enjoys Growth Surge, HartsE&P 79, no. 5 (Mayo de 2006): 5052.Carr G, Pradi E, Christie A, Delabroy L, Greeson B,Watson G, Fett D, Piedras J, Jenkins R, Schmidt D,Kolstad E, Stimatz G y Taylor G: Buenas expectativaspara los pozos en aguas profundas, Oilfield Review 14,no. 4 (Primavera de 2003): 3853.

> Produccin de petrleo histrica y proyectada, proveniente de campos te -rrestres, de aguas someras y de aguas profundas. Los especialistas estiman quela proporcin de petrleo marino producido desde los campos de aguas profun -das crecer hasta un 25% para el ao 2015. La publicacin del Servicio Geolgicode los Estados Unidos, World Petroleum Assessment, estima que an quedan pordescubrir en las reas marinas ms de 300,000 millones de bbl [48,000 millones de m3] de petrleo. [Adaptado a partir de Robertson S: The World Offshore Oiland Gas Forecast. Canterbury, Inglaterra: Douglas-Westwood Ltd. (2006).]

Verano de 2007 5

La gran productividad e inaccesibilidad de estospozos requieren diseos de terminacin robustos,aseguramiento del flujo, confiabilidad de los equi-pos y longevidad. La viabilidad econmica exige lamaximizacin de los regmenes de produccin y larecuperacin final, en forma segura y lgica desdeel punto de vista ambiental. Las embarcacionesde perforacin en aguas profundas actualmentedemandan tarifas que oscilan entre US$ 250,000 y750,000 por da; en con se cuencia, las terminacio-nes de pozos deben instalarse en forma eficientepara minimizar el tiempo de equipo de perfora-cin. El diseo de las operaciones de terminaciny la confia bilidad de los equipos son particular-mente cruciales porque el costo que implicareingresar en un pozo marino para efectuar ope-raciones de reacondicionamiento o reparacinpuede ascender a ms de US$ 6 millones.

En este artculo, examinamos las operacionesavanzadas de terminacin de pozos marinos,desde la etapa de planeacin inicial hasta la

manufactura, verificacin e instalacin de losequipos. Primero, analizamos las tcnicas determinacin bsicas y el proceso de manejo deproyectos en un ambiente de colaboracin. Lue go,algunos casos reales de Trinidad y Malasia demos-trarn los beneficios de dicha colaboracin.

Introduccin a las operaciones de terminacin de pozosLa terminacin de un pozo est compuesta portubulares, herramientas y equipos que se insta-lan en el pozo para operar, bombear o controlarla produccin o la inyeccin de fluidos.2 Existendiversas maneras de clasificar las operaciones determinacin de pozos. Los criterios ms comunesson los siguientes: interfase pozo-yacimiento (agujero descu-

bierto o pozo entubado) zonas productivas (simples o mltiples) mtodo de produccin (flujo natural o induc-

cin artificial).

6 Oilfield Review

> Ejemplos de terminaciones en agujero descubierto y en pozo entubado a travs de una sola zona. Enlas terminaciones en agujero descubierto, la tubera de revestimiento de produccin o la tubera derevestimiento corta (liner) se coloca y cementa en la roca sello del yacimiento, dejando el pozo abiertoa lo largo del yacimiento (izquierda y centro). El pozo del medio incluye una tubera de revestimientocorta ranurada, a travs del yacimiento, que excluye los slidos de formacin de la corriente de pro -duccin. En las terminaciones en pozo entubado (derecha), los disparos proveen un conducto selectivo,desde el yacimiento hasta el pozo, y sirven como portal para la inyeccin de los fluidos de estimula -cin durante las operaciones de acidificacin o de fracturamiento hidrulico.

Tubera derevestimientode produccin

Disparos

Las terminaciones en agujero descubiertoson factibles nicamente en yacimientos consuficiente resistencia de la formacin paraprevenir desmoronamientos o derrumbes. Laausencia de tubera de revestimiento maximizael contacto de la formacin con el pozo. Paraevitar que los slidos de la formacin ingresenen la corriente de produccin, se pueden colocarfiltros (cedazos) ranurados o tuberas de revesti-miento cortas (liners) perforadas (caoneadas,punzadas) en los tramos descubiertos del pozo(izquierda). Las terminaciones en agujero des-cubierto minimizan las inversiones requeridasen materia de terminacin de pozos y permitenopciones de tratamientos flexibles si el pozo esprofundizado ms adelante.

En una terminacin en pozo entubado, la tube-ra de revestimiento se coloca a travs delyacimiento productivo y se cementa en su lugar. Elflujo de fluido se establece disparando la tuberade revestimiento y el cemento, y abriendo y conec-tando de este modo el yacimiento con el pozo. Eltnel dejado por los disparos (caoneos, punza-dos) normalmente se extiende ms all del daode formacin causado por la perforacin en laregin vecina al pozo, lo que deja expuesta la rocasin daar y permite que el yacimiento produzca sinobstculos (vase Sistemas de fluidos ptimospara las operaciones de disparos, p gina 14).

En una operacin de terminacin simpletpica, slo hay un conducto o sarta de tuberade produccin, y un empacador establece lasepa racin hidrulica entre la sarta de tuberade produccin y la tubera de revestimiento o latubera de revestimiento corta (prxima pgina).El empacador se considera a menudo la herra-mienta ms importante de una sarta deproduccin porque debe proporcionar unabarrera hidrulica a largo plazo que sea compati-ble con los fluidos del yacimiento y el fluidoanular del pozo.

Con frecuencia se instalan diversos acceso-rios por encima y por debajo del empacador. Unavlvula de seguridad, situada habitualmente enel extremo superior de la tubera de produccinpero por debajo de la lnea de lodo, es un disposi-tivo de control del flujo del pozo para situacionesde emergencia, destinado a proteger el personal,las reservas y el medio ambiente contra la falladel equipamiento de fondo de pozo o del cabezaldel pozo. Justo por encima del empacador, unacamisa de deslizamiento ubicada en la tubera deproduccin permite la circulacin del fluido determinacin a travs del espacio anular existenteentre la tubera de produccin y la tubera derevestimiento. El mantenimiento del fluidoanular es necesario para preservar la presin

Verano de 2007 7

hidrosttica adecuada por encima del empacadory evitar la corrosin. Los niples de asentamientoson receptculos perfilados en los que se puedeninstalar tapones o estranguladores para controlarel flujo de fluido, o dispositivos de registro insta-lados para monitorear la produccin. La tuberade produccin, con ranuras u orificios, permiteque los hidrocarburos ingresen en la sarta deproduccin. Una gua de entrada operada concable asegura la fcil recuperacin de las herra-mientas operadas con cable y su reintroduccinen la sarta de produccin.

Las terminaciones mltiples estn diseadaspara permitir la produccin desde ms de unintervalo. Existen muchas configuraciones posi-bles que permiten la produccin simultnea detodas las zonas o la produccin selectiva de cier-tas zonas. Las zonas productivas mltiples sonseparadas por tres razones principales: las regu-laciones gubernamentales a menudo requierenque los operadores monitoreen la produccinproveniente de cada zona; las zonas de alta ybaja presin se aslan para prevenir el flujotransversal; y los crudos de diferentes zonas pue-den ser qumicamente incompatibles, formandosedimentos o precipitados si se permite que semezclen.

Los pozos terminados en yacimientos que pue-den producir sin asistencia son habitualmentems econmicos. No obstante, en aplicaciones dealta presin y alta temperatura (HPHT), serequiere ingeniera y diseo de equipos especiali-zados para lograr la produccin en forma segura.En muchos casos, los pozos pueden fluir pormedios naturales al principio, con la asistenciasubsiguiente provista mediante mtodos deextraccin artificial a medida que el yacimientose agota. Estas consideraciones se incluyen habi-tualmente como parte del proceso de planeacininicial para evitar gastos innecesarios y la inte-rrupcin de la produccin. Las terminaciones conmtodos de extraccin artificial involucran tcni-cas de extraccin artificial por gas, o bombassumergibles especiales, accionadas en formaelctrica o mecnica.3

2. Para obtener ms informacin sobre la tecnologa determinacin de pozos, consulte: Allen TO y Roberts AP:Production Operations, 4ta edicin. Tulsa: Oil & GasConsultants International, Inc. (1997).Economides MJ, Watters LT y Dunn-Norman S: PetroleumWell Construction. Ciudad de Nueva York: Wiley (1998).

3. El mtodo de extraccin por gas es un mtodo deextraccin artificial en el que se inyecta gas en la tuberade produccin para reducir la presin hidrosttica de lacolumna de fluido, permitiendo que el pozo produzca enforma normal con su propia presin de formacin. Paraobtener ms informacin sobre extraccin artificial porgas, consulte: Bin Jadid M, Lyngholm A, Opsal M, VasperA y White TM: La presin aumenta: Innovaciones ensistemas de levantamiento artificial por gas, OilfieldReview 18, no. 4 (Primavera de 2007): 5059.

> Operaciones de terminacin de pozos en una zona sola y en mltiples zonas. En la terminacin depozos en una sola zona (izquierda), un empacador forma un sello en el interior de la tubera de reves -timiento de produccin que asla hidrulicamente la sarta de produccin de la regin situada porencima del empacador, conocida como parte posterior. La parte posterior contiene un fluido determinacin con inhibidores de corrosin para prevenir la corrosin de la tubera de revestimiento. Pordebajo del empacador, se encuentran diversos dispositivos para controlar el flujo de fluido y permitirla fcil recuperacin de las herramientas operadas con cable. La terminacin de pozos en mltipleszonas del centro emplea dos empacadores que separan las zonas productivas, pero se permite quelos fluidos provenientes de ambas zonas se mezclen durante la produccin. La terminacin en mltipleszonas de la derecha emplea un empacador especial de sarta dual que mantiene la separacin de losfluidos de cada zona productiva. El empacador de sarta simple asla la zona inferior y permite la co -municacin con la superficie, a travs de la sarta de tubera de produccin larga. El empacador desarta dual asla la zona superior del espacio anular, a la vez que permite la comunicacin con lasuperficie, a travs de la sarta de tubera de produccin corta.

Tubera de revestimiento de superficie

Presin anular

Tubera de revestimiento de produccin

Empacador Empacador

Empacador de sarta dual

Empacador

Niple de asentamiento

Presin de la formacin

Disparos

Gua de entrada operada con cable

Tubera de produccin disparada

Empacador de sarta simple

Equipo de proyectos del operador

Lder de proyecto

Soporte tcnico de laterminacin inferior

Coordinador SIT

Ingeniero depetrleo senior

Coordinadoroperacional

Ingenieros operacionales

Ingeniero decontrol de calidad

Soporte tcnico de laterminacin superior

Equipo de proyectos de Schlumberger

Gerente de proyecto

Ingeniero de proyecto de la terminacin inferior

Ingeniero de proyectos de pruebasde integracin de sistemas (SIT)

Gerente de proyectosde telemetra

Gerente de serviciosde campo

Coordinadorde ingeniera

Coordinador de envos

Supervisores marinos

Ingeniero de controlde calidad

Ingeniero de proyecto dela terminacin superior

Ingeniera

Manufactura

Equipo de proyectosde telemetra

Soporte deGeoMarket

Conexinlateral de

ahogo

Vlvula lateral para ahogar

(matar el pozo)

Retornosde lodo

Armadura decontrol anular

Esclusas de corte

Lnea de ahogo Estrangulador

Rectificador

Piso de maniobras

Obturadoresde cierretotal

Casquete y medidor del rbol

Cabezal de inyector

Adaptador del rbolVlvula de suaveo (pistoneo)

Vlvula maestra superiorVlvula maestra inferior

Adaptador de cabezade tubera de produccinSarta de produccin

Vlvula de produccin lateral

Estrangulador de superficie

A las instalaciones de produccin

Conjunto de preventores de reventn

En el extremo superior de todas las termi -naciones de pozos se encuentra colocado unensamblaje de vlvulas, bobinas, medidores depresin y estranguladores, a los que se aludecomnmente como rbol de produccin (arriba).El rbol de produccin impide la descarga depetrleo y gas del pozo en el medio ambiente, ydirige y controla el flujo de fluido proveniente delpozo. Adems, el rbol contiene los componentesque permiten la insercin en el pozo de equipostales como las herramientas operadas con cable.

Otro dispositivo vital del cabezal del pozo, du -rante las operaciones de terminacin, es elpreventor de reventones (BOP); una vlvula quepuede cerrarse para evitar la prdida de controldel pozo. Muchos BOP pueden accionarse enforma remota y su importancia es crucial para laseguridad de la brigada, el equipo de perforaciny el pozo.

En las reas marinas, la localizacin y el dise-o del rbol de produccin son una funcin deltirante de agua (profundidad del lecho marino) y

la disponibilidad de las plataformas. En tirantesde agua inferiores a 1,830 m [6,000 pies], los rbo-les pueden instalarse sobre una pla ta forma mari-na o spar.4 Estos rboles de produccin secosson ventajosos porque permiten el acceso al pozopor herramientas operadas con cable durante laproduccin. Cuando la profundidad del fondomarino excede los 6,000 pies, la tecnologa actualno permite las instalaciones de plataformasmarinas, por lo que debe colocarse un rbol deproduccin sumergido (o hmedo) sobre elfondo del mar. Los rboles de produccin sumer-gidos habitualmente son ms complejos que lasterminaciones con plataformas convencionales, ynormalmente incluyen disposiciones para el moni-toreo de la presin y la temperatura, y hardwaresofisticado para el control automtico del flujo defluido. Debido al costo elevado para ingresar conherramientas operadas con cable a travs de losrboles submarinos, los ingenieros instalan equi-pos de fondo de pozo para el monitoreo perma-nente de la presin, la temperatura y el flujo conel fin de anticipar o evitar problemas.5

8 Oilfield Review

> rbol de produccin y preventor de reventones (BOP). El rbol controla el flujo de fluidos fuera delpozo y permite la insercin controlada de equipos tales como las herramientas operadas con cableen el pozo (izquierda). El BOP previene la prdida de control del pozo durante las operaciones deperforacin y terminacin (derecha).

> rboles de produccin submarinos. Los rbolesverticales (extremo superior) son bajados en elpozo despus de que la tubera de produccinse encuentra en su lugar. Los rboles horizon ta -les (extremo inferior) son ms compactos y pue -den instalarse antes de finalizada la terminacindel pozo. Los rboles son construidos para tole -rar la alta presin hidrosttica del agua ejercidaen el fondo marino y los efectos corrosivos delagua de mar. (Fotografas, cortesa de FMCTechnologies Inc.).

> Organizacin integrada de los equipos de operaciones de terminacin de pozos marinos. La colabora -cin estrecha entre Schlumberger y el personal del cliente es esencial para garantizar un flujo de infor -macin oportuno, estable cer procedimientos de manejo de proyectos y definir los objetivos del proyectopara todas las partes. Entre los asuntos a considerar se encuentran la programa cin de los equipos deperforacin para satisfacer los requerimientos de la primera produccin de petrleo, el diseo detalladode la ingeniera de los componen tes y la terminacin, las localizaciones geogrficas de los miembros delos equipos y la participacin de los clientes en el diseo de ingeniera y la manufactura.

Verano de 2007 9

Los rboles de produccin submarinos puedenser verticales u horizontales (pgina anterior, arri-ba a la derecha). En general, los rboles verticalesse instalan despus de bajar la tubera de produc-

cin en el pozo. Por lo tanto, si se re quiere unareparacin, el rbol puede recuperarse sin remo-ver la terminacin. Su principal limitacin es ladificultad que implica la intervencin del pozo

despus de la instalacin. Por el contrario, losrboles horizontales estn diseados para permi-tir que los ingenieros finalicen una operacin determinacin despus de instalado el rbol. Enconsecuencia, la tubera de produccin y otrosdispositivos pueden bajarse en el pozo despusde instalar el rbol en su lugar. Se pueden efec-tuar operaciones de reacondicionamiento sinremover el rbol, reduciendo el tiempo y las ero-gaciones, a la vez que se mejora la seguridad.Adems, los rboles de produccin horizontalesson ms compactos.

Planeacin y ejecucin de operaciones de terminacin de pozos marinosEl xito de una operacin de terminacin de unpozo marino requiere de un equipo de manejo deproyectos, multidisciplinario y estrechamenteintegrado, compuesto por personal de la compa-a operadora, de las compaas de perforaciny de servicios, y de los fabricantes de los equipos(pgina anterior, abajo). Una vez firmados loscontratos, normalmente se requieren al menosdos aos para que el grupo de trabajo analice losparmetros tcnicos y los obstculos, determinela estrategia de terminacin, disee y fabriquelos equipos de terminacin, efecte pruebasminuciosas y finalmente instale la terminacinen el pozo (izquierda).

El diseo y la instalacin de terminacionesde pozos marinos incluyen diversas etapas.Antes de pasar de una etapa a la siguiente, todoslos miembros del grupo de trabajo deben apro-bar el trabajo realizado hasta la fecha. Desde unpunto de vista econmico, la eficiencia de esteproceso es tan importante como la tecnologa.

Durante la etapa de planeacin, los ingenie-ros evalan la envolvente de condiciones dentrode las cuales debe operar la terminacin. Losparmetros principales incluyen la geologa, lapresin, la temperatura, las propiedades de losfluidos producidos, los regmenes de produccinanticipados, los asuntos relacionados con el ase-guramiento del flujo y la vida productiva previstapara el pozo. Una vez finalizado el anlisis, elequipo tcnico genera un diseo de terminacinrobusto y confiable que puede ser instalado enforma eficaz. Despus de la aprobacin deldiseo, comienza la compra y manufactura delos componentes de la terminacin.

Antes del envo de los componentes de la ter-minacin a la localizacin del pozo para suinstalacin, es importante efectuar pruebas de

4. Carr et al, referencia 1.5. Christie A, Kishino A, Cromb J, Hensley R, Kent E,

McBeath B, Stewart H, Vidal A y Koot L: Solucionessubmarinas, Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de2000): 219.

> Organizacin tpica de proyectos de terminacin de pozos marinos. Despus de firmados los contratos,se requiere normalmente un mnimo de dos aos para finalizar todas las tareas y comenzar la produc cin(extremo superior). Los proyectos se dividen en nueve pasos discretos, desde la planeacin inicial hastala produccin y el mantenimiento (extremo inferior). Una vez finalizada cada etapa, se realizan revisio -nes, y se requiere el acuerdo pleno entre Schlumberger y el cliente antes de proceder a la etapa si -guiente. Definicin de siglas: BOD: base de diseo; CWOP: terminar el pozo en los papeles; EOWR: findel informe del pozo; FMEA: anlisis de los modos de falla y sus efectos; HAZOP: anlisis funcional deoperabilidad; ITT: llamado a licitacin; PO: orden de compra; PP: plan del proyecto; Sub-Assys: subcon -juntos; TPS: terceros proveedores; SIT: pruebas de integracin de sistemas.

Planeacin Ingenieray comprasInstalacin y puesta

en servicio preliminar

Aprobacinde la

ingeniera

Aprobacin dela ingeniera

finalAceptacindel cliente Archivado

Finalizacindel contratoAprobacin

Firma delcontrato

Equipoprincipal y plan

del proyectoimplementado

Captura deoportunidades

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Iniciodel proceso

Finalizacindel proyecto

Iniciodel proceso

Seleccin,clasificacin y

priorizacin

Planeacindel alcance

del ITT

Preparacinpara la

negociacindel contrato

Preparacindel plan del

proyectoSITControlde calidad

Planeacinpreliminar

de laoperacin

Cierre delcontrato

Ingenierapreliminar ysolicitacin

Revisin yaprobacin

Preparacin ycompilacinde ofertas

Negociacindel contrato

Revisin yaprobacindel plan del

proyecto

Instalacin,puesta enservicio

preliminar y aceptacindel cliente

Verificacin del alcance

y aceptacinfinal

Puesta enmarcha ypuesta enservicio

Revisinposterior

al proyecto

Ingenierade detalle

Revisin yaprobacin del

diseo final

BOD Diseo POs

PP

RiesgoCWOP

Trn

sito

del

pro

yect

o a

prod

ucci

n y

man

teni

mie

nto

Despacho Instalar

Terminacin superior

Sistemas de aislamiento

Equipo de terminacin frente a la formacin

Interfaces cabezal del pozo/rbolde produccin submarino

Cierre del proceso

Inicio delproyecto

Equipo en lalocalizacin

PrimerPozo

Cierre

SIT de cabezal del pozo

Lnea de controlPlan STI

Establecer el equipo de manejo del proyecto y construir la infraestructura local, proveer la capacitacin y la experiencia operacional

Superficie

Subconjuntos

HAZOP EOWR

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Cierre delproceso

Revisin yaprobacin Contratar TPS

Transporte yrecepcin del

equipo

Transportey recepcindel equipo

Archivado Operacin ymantenimiento

Validacin deproductosprototipo

3 a 9 meses 3 a 6 meses6 a 24 meses

Aprobacin preliminar

Preparacinde ofertas

Negociacindel contrato

Transicin yplaneacin Manufactura

Ingenieray compras

Instalacin ypuesta enservicio

preliminar

Cierre Operacin ymantenimientoDesarrollo

de negocios

Manufactura Despacho Cierre

FMEA

InstalarProcedimientos

Manejode riesgos

Revisin de riesgos

integracin de sistemas (SIT) exhaustivas paraverificar si el desempeo de la terminacin satis-far o exceder las especificaciones acordadas, eidentificar cualquier problema imprevisto decompatibilidad entre las interfaces. Las pruebasSIT proveen adems una carrera por va secapara los diseos de terminacin potenciales, loque permite que los ingenieros desarrollen pro-cedimientos de instalacin ms eficientes,prueben opciones para situaciones imprevistas yen ltima instancia reduzcan el tiempo no pro-ductivo.

Las pruebas SIT se efectan bajo condicionessimuladas, equivalentes a las existentes en elpozo real. Para satisfacer este requerimiento deejecucin de pruebas, Schlumberger inaugur elCentro de Pruebas de Cameron (CTF) (Texas) enel ao 2004.6 El centro, que cuenta con la certi -ficacin ISO-9001, permite que los ingenierosrealicen el ensamblaje de la terminacin, exacta-mente como se planifica para un pozo especfico,y que instalen la terminacin en un pozo equiva-lente y verifiquen el desempeo correcto de loscomponentes del sistema (arriba).7

El diseo, la manufactura y las pruebas SITde la terminacin son guiados por el anlisis delos modos de falla y sus efectos (FMEA); unmtodo para identificar los modos de fallaspotenciales para un producto, proceso o sistema,evaluar los riesgos asociados con los modos defallas, clasificar los temas por su importancia, eidentificar y ejecutar acciones correctivas paraencarar las inquietudes ms serias. Ampliamentegeneralizado en muchas industrias, particular-mente en los sectores automotriz y aeroespacial,el anlisis FMEA permite que los ingenierosarmen una lista de tems crticos (CIL), que com-prende modos de fallas que produciran un efec-to catastrfico. En el contexto de las operacionesde terminacin de pozos, la lista CIL identificalos tems de alta prioridad que requieren unaevaluacin durante el proceso SIT.8

Las principales partes interesadas en las ope-raciones de terminacin de pozos supervisanpersonalmente o en forma remota las pruebasSIT y todos deben estar satisfechos con el desem-peo del sistema total. Despus de aseguradastodas las aprobaciones, el hardware de termina-

cin se enva a la localizacin del pozo para supreparacin, instalacin y puesta en servicio.Los siguientes casos reales ilustran cmo esteenfoque de manejo de proyectos estrechamenteintegrado condujo al xito de las operaciones determinacin de pozos marinos.

Terminacin de pozos de gas a alto rgimen de produccin en TrinidadBP Trinidad and Tobago (BP) desarroll elCampo Cannonball, en el rea marina de Trini-dad, como fuente para las plantas de gas naturallicuado (LNG). Ubicada a 35 km [22 millas] deGaleota Point, en una profundidad de agua de70 m [231 pies], la arenisca productiva conocidacomo arena 33 posee un espesor de aproximada-mente 85 m [280 pies], con una permeabilidadde 185 mD y una porosidad del 19%. La tempera-tura del yacimiento es de 104C [220F], a unaprofundidad vertical total (TVD) de 3,764 m[12,350 pies]. Para satisfacer el crecimiento dela demanda de GNL, BP y Schlumberger colabo-raron en la construccin y la terminacin de trespozos con desviaciones de 21 a 34.9

Bajo circunstancias normales, la resistenciade la roca de la formacin productiva, superior a2,000 lpc [13.8 MPa], sera suficientemente altacomo para permitir una terminacin frente a laformacin, sin control de la produccin de arena.No obstante, se esperaba que esta formacinfuera prolfica y, con un rgimen de produccinanticipado de 300 MMpc/d [8.5 millones de m3/d]por pozo, el anlisis FMEA indic que hasta unpequeo volumen de produccin de arena causa-ra daos catastrficos a los componentes de laterminacin del pozo y al equipo de superficie. Porlo tanto, para prevenir la produccin de arena, elgrupo de trabajo opt por la tecnologa AlternatePath, un sistema de filtros (cedazos) y tubos dederivacin, para colocar un empaque de gravacompleto y homogneo.10 Adems, seleccion elempaque con agua a alto rgimen de inyeccin,como mtodo de emplazamiento de la grava.

En campos gasferos similares de Trinidad,BP logr xito con las terminaciones frente a laformacin, con empaque de grava en agujerodescubierto (OHGP) y sin empacador de produc-cin adicional. Este enfoque simple garantizvalores de dao mecnico mnimos y altas efi-ciencias de flujo; por lo tanto, el grupo a cargode las operaciones de terminacin opt por lamisma estrategia para los tres pozos nuevos.11 Noobstante , en vista de los altos regmenes de pro-duccin, BP decidi que los empacadores paraagujero descubierto deban poseer la certifica-cin V0, el ndice de resistencia a la fuga msalto posible para un empacador de acuerdo conla Norma ISO 14310. En el momento de la selec-

10 Oilfield Review

> Pruebas de integracin de sistemas (SIT) llevadas a cabo en el Centro de Pruebas de Cameron (CTF) en Texas. El centro CTF, que cubre varioscientos de acres, fue puesto en funcionamiento en el ao 2004. Est provisto de un equipo de perforacin de capacidad mxima que puede producirpozos de ms de 6,000 pies de alcance horizontal. El equipo de perforacin estmontado sobre rieles para el acceso conveniente a las bocas de los huecos deplataforma de perforacin marina desde los cuales se realiza la perforacin (slots)de los pozos, equipados para las pruebas en agujero descubierto y en pozo en -tu bado. Cameron es una localizacin de pruebas ideal porque las formacionespe netradas por los pozos del centro CTF exhiben diversas porosidades, permea -bi lidades y mineralogas, lo que permite la ejecucin de pruebas realistas a lolargo de una amplia gama de condiciones.

EmpacadorQUANTUM maX

Herramientade comando

Herramienta FIV

HerramientaTrip Saver abierta

FIV cerrada

Acoplamiento deflujo cruzado

Niple

Vlvula de seguridad

Filtros de controlde arena

Herramienta decomando accionada

Verano de 2007 11

cin del equipo, en el ao 2004, Schlumbergeracababa de lanzar un sistema de empaque degrava QUANTUM maX, de 1034 pulgadas por 6 pul-gadas, para condiciones de HPHT, un empacadorasentado hidrulicamente que satisfaca la pautaV0. Por lo tanto, los tcnicos decidieron incorpo-rarlo en el diseo de la terminacin primaria(abajo).

Adems, el nuevo empacador tena que serhabilitado para utilizarse con el sistema de empa-que de grava. En consecuencia, la ejecucin deuna prueba SIT exitosa constitua una necesidadantes de que el sistema OHGP pudiera ser apro-bado para su utilizacin en el Campo Cannonball.Se efectuaron dos pruebas SIT, entre fines de

2005 y comienzos de 2006. Durante la primeraprueba se observaron ciertos problemas, que con-dujeron a la utilizacin de una sarta de limpiezade pozo nueva durante la segunda prueba. Ade-ms, se incluy una Vlvula de Aislamiento de laFormacin FIV, por debajo del empacador, paraproteger el ensamblaje de control de la produc-cin de arena contra el dao de los fluidos determinacin. La segunda prueba result exitosa, yel diseo de la operacin de terminacin fueaprobado para su instalacin en Trinidad.

En el primer pozo, CAN-01, se presentaronpro blemas al intentar asentar el empacador, demanera que se lo extrajo del pozo para suinspeccin . A las 48 horas, el equipo de investi-

gacin determin que un tapn de carbonatopresente en el tubo lavador impeda el asenta-miento del empacador. Los ingenieros corrieronun ensamblaje auxiliar y finalizaron el trabajocon xito, segn lo diseado, despus de limpiardetenidamente el pozo.

El programa de terminacin fue modificadopara incluir un proceso de limpieza ms exhausti-vo del intervalo terminado en agujero descubierto,con el fin de evitar la recurrencia del problema detaponamiento. El equipo decidi adems bajar lasherramientas de adquisicin de registros, talescomo la herramienta de Control de Saturacin delYacimiento RST, para proporcionar datos de reso-lucin de problemas valiosos sobre todos losempaques de grava futuros. Adems, el equipoobserv la activacin del tubo de derivacin, alfinal de la operacin de empaque de grava en elprimer pozo, lo que confirm la importancia de latecnologa Alternate Path en el diseo de la ter-minacin.

En el segundo pozo, CAN-02, la tecnologaAlternate Path pag dividendos, completndosecasi el 50% de la operacin de bombeo de gravaa travs de los tubos de derivacin. Durante laperforacin, se dej una ratonera grande pordebajo de la tubera de revestimiento. Durantela operacin de empaque de grava, se produjo unarenamiento prematuro al formarse una duna dearena en el pozo piloto, que colaps despus dealcanzar la masa crtica. Afortunadamente, lostubos de derivacin se desempearon segn lodiseado y el pozo fue terminado cinco dasantes de lo programado.

> Diseo de terminacin final para el Campo Cannonball (izquierda). El pozo es terminado en agujerodescubierto, a lo largo de la zona productiva con los filtros de empaque de grava Alternate Path, queproveen control de la produccin de arena. En direccin a la superficie, un empacador QUANTUM maX,asentado hidrulicamente, que cuenta con la certificacin V0 (extremo superior derecho), provee elaislamiento que puede tolerar regmenes de produccin de gas altos. El empacador se despliega conuna herramienta de servicio de empaque de grava, asentado con la presin diferencial existente entrela tubera de produccin y el espacio anular, y puede recuperarse con la columna de perforacin. Ade -ms, una Vlvula de Aislamiento de la Formacin FIV (extremo inferior derecho) protege el ensam bla jede control de la produccin de arena contra el dao producido por los fluidos de terminacin. La he rra -mienta FIV es una vlvula esfrica mecnica de apertura total, que se abre y cierra mecnica mentesegn las necesidades, utilizando una herramienta de comando. La herramienta Trip Saver, activadacon nitrgeno comprimido que posibilita una operacin en un solo viaje, permite que el operador abrala vlvula sin las tcnicas de intervencin convencionales.

6. Para obtener ms informacin sobre el centro CTF,consulte: Arena M, Dyer S, Bernard LJ, Harrison A,Luckett W, Rebler T, Srinivasan S, Borland B, Watts R,Lesso B y Warren TM: Pruebas de tecnologas paraoperaciones de pozos, Oilfield Review 17, no. 4(Primavera de 2006): 5867.

7. Las normas ISO son desarrolladas por la OrganizacinInternacional de Normalizacin. Para obtener msinformacin, visite http://www.iso.org (se accedi el 19 de marzo de 2007).

8. Para obtener ms informacin sobre el anlisis FMEA,consulte: Stamatis DH: Failure Mode and EffectAnalysis: FMEA from Theory to Execution. Milwaukee,Wisconsin, EUA: Sociedad Americana de Calidad (1995).

9. Powers J, Maharaj M, Garcia JF y Dufrene K: Win,Place, Flow Works in Trinidad, Harts E&P 79, no. 11(Noviembre de 2006): 4950.

10. Para obtener ms informacin sobre la tecnologaAlternate Path, consulte: Ali S, Norman D, Wagner D,Ayoub J, Descroches, J, Morales, H, Price P, ShepherdD, Toffanin E, Troncoso J y White S: Mtodo combinadode estimulacin y control de la produccin de arena,Oilfield Review 14, no. 2 (Otoo de 2002): 3253.

11. El factor de dao es adimensional e indica la eficienciade la produccin de un pozo mediante la comparacinde las condiciones reales con las condiciones tericas o ideales. Un factor de dao positivo indica la existenciade dao de formacin o de influencias que estndeteriorando la productividad del pozo. Un factor de daonegativo indica un mejoramiento de la productividad, queresulta habitualmente de la estimulacin.

El tercer pozo, CAN-03, experiment los dosproblemas observados en los dos primeros pozos;taponamiento del tubo lavador y arenamientoprematuro. No obstante, con las lecciones apren-didas, las mejores prcticas y un diseo generalrobusto del proyecto, el Pozo CAN-03 fue termi-nado ocho das antes de lo programado.

El proyecto de terminacin del CampoCannonball finaliz con una erogacin inferior a lapresupuestada y el tiempo no productivo fue slo de16.2%. La terminacin eficaz de los pozos CAN-02 y CAN-03 gener un ahorro de US$ 1.25 milln yUS$ 2 millones, respectivamente. Adems, dadoque los empacadores que cuentan con la certifi-cacin V0 permitieron que los tres pozosprodujeran a plena capacidad, BP ahorr otrosUS$ 800,000 al eliminar el empacador de produc-cin y las uniones, ensamblaje, pruebas y tiempode equipo de perforacin asociados. La plata-forma de gas del Campo Cannonball comenz suproduccin en marzo de 2006, y actualmente pro-duce 800 MMpc/d [22.7 millones de m3/d] de lostres pozos; los ms productivos del portafolio depozos marinos de BP.

Desarrollo de recursos en el rea marina de MalasiaMalasia cuenta con algunas de las reservas dehidrocarburos ms abundantes de Asia. Con untotal de reservas probadas de 4,000 millones de bbl[640 millones de m3] de petrleo, y 87 Tpc [2.5 tri-llones de m3] de gas natural, el pas posee desdehace mucho tiempo el perfil de exportador netode ambos productos. No obstante, con la tasa deconsumo actual, Malasia tendr que comenzar aimportar petrleo para el ao 2015, a menos queaumente su produccin. PETRONAS, la compaapetrolera nacional de Malasia, est respondiendocon un programa ambicioso para incrementar laproduccin en un 3% anual en los prximos 10 aos, hasta alcanzar al menos 720,000 bbl/d[114,400 m3/d] para el ao 2010. Planteada estameta, PETRONAS aceler la actividad de ex -ploracin y descubri que la mayor parte delpetrleo nuevo se encuentra en aguas profundas.

En el ao 2002, Murphy Oil Corporation, unalicenciataria de PETRONAS, descubri el CampoKikeh en el rea de aguas profundas de Sabah, enMalasia Oriental. El Campo Kikeh se encuentra a1,311 m [4,300 pies] por debajo del Mar del Surde China, y se estima que sus areniscas producti-vas contienen varios millones de barriles de petr-leo recuperable. Las formaciones se encuentranlevemente sobrepresionadas, con temperaturas defondo de pozo inferiores a 93C [200F], y sus per-meabilidades oscilan entre 300 mD y 1,000 mD.

Para desarrollar el campo, los planes contem-plan la perforacin de hasta 19 pozos submarinosy otros 20 pozos con rboles de produccin secos,desde una plataforma tipo spar asistida por unabarcaza de servicio; un mtodo ms eficiente quele permitir a Murphy Oil comenzar a producirpetrleo a tan slo cinco aos del descubrimiento.Estando previsto el inicio de la produccin para elao 2007, el Campo Kikeh finalmente producirms de 100,000 bbl [15,900 m3] de petrleo porda, lo que dar cuenta de casi un 17% del obje-tivo de produccin de Malasia para el ao 2010.

Tanto los pozos submarinos como los pozosperforados con plataformas tipo spar incluyenproductores de petrleo, inyectores de agua y uninyector de gas. Para mantener la produccin,los pozos inyectores de agua operarn aproxima-damente a razn de 200,000 bbl [31,800 m3] porda, y el inyector de gas posee una capacidad deproduccin de ms de 100 MMpc [2.8 millonesde m3] por da.

Despus de ms de un ao de planeacin deldiseo de los pozos y del desarrollo, PETRONASadjudic los contratos principales para las ope -raciones de terminacin del Campo Kikeh. Laestrategia de desarrollo consisti en aplicar tec-nologas de terminacin de pozos comprobadas,toda vez que fuera posible. No obstante, se ne -cesitaban numerosas herramientas y tcnicasnuevas para alcanzar las metas de Murphy: salva-guardar los yacimientos durante las operacionesde terminacin, proteger el medio ambiente,maximizar la productividad de los pozos y utilizarlos procedimientos ms eficientes y econmica-mente efectivos. La consecucin del ltimoobjetivo implicaba hallar formas de minimizar elnmero de viajes de los equipos y el nmero dedas requeridos para efectuar las terminaciones.

Los departamentos de Terminacin e Inge-niera de Yacimientos Subterrneos de Murphyefectuaron estudios extensivos de resistencia delas rocas antes de seleccionar los diseos bsicosde terminacin de pozos frente a la formacin.Los resultados de las pruebas indicaron que serequera el control de la produccin de arena enlas dos secciones superiores de las tres zonasproductivas principales. Los ingenieros deMurphy especificaron la utilizacin de filtros dearena expansibles en pozos entubados para losinyectores, y en agujeros descubiertos para losproductores (izquierda).

Los ingenieros de Schlumberger y Murphyseleccionaron adems el sistema de disparosPURE para disparos limpios, con el fin de lograrfactores de dao inferiores a 2.0.12 La combina-cin de un empacador QUANTUM maX, una

12 Oilfield Review

Colgadorpara tubera

de produccin

EmpacadorQUANTUM maX

Mandril demedidor de

cuarzo deinstalacin

permanente

Vlvula deaislamiento de

la tubera deproduccin (TIV)

EmpacadorQUANTUM

Mandrilesduales de

inyeccin dequmicos DCIN

EmpacadorQUANTUM

Vlvula deaislamiento

de laformacin FIV

> Diagrama esquemtico de un pozo productor depetrleo del Campo Kikeh (izquierda). Los empa -cadores QUANTUM maX, la herramienta FIV y lossistemas de cabezales de disparo electrnicoeFire, operados con la tubera de produccin, per -miten a los ingenieros disparar los pozos, efec tu arel anlisis de yacimientos y aislar los disparos delos fluidos de terminacin durante un solo viaje.La terminacin cuenta adems con la tecnologade monitoreo de yacimientos y produccin en tiem -po real WellWatcher, incluyendo los medi do resde cuarzo de instalacin permanente, diseadospara operar durante 10 aos sin mantenimiento(extremo inferior derecho). Para dar cabida a lasinyecciones peridicas de qumicos, que se rea li -zan para prevenir la acumulacin de incrus ta cio -nes, hidratos o parafinas, los Mandriles Dualesde Inyeccin de Qumicos (DCIN) se instalan enlugares estratgicos (extremo superior derecho).Los mandriles son dispositivos de una pieza, fa bri -cados con una aleacin resistente a la corro sin.Las vlvulas duales proveen un sello confiable, aprueba de fugas, tanto para los lquidos como paralos gases.

Verano de 2007 13

herramienta FIV y los sistemas de cabezales dedisparo electrnicos eFire, operados con la tube-ra de produccin, permite disparar los pozos,efectuar anlisis de yacimientos con programasde pruebas de inyeccin, y aislar los disparos delos fluidos de terminacin; todo, en un solo viaje.Para lograr un nivel de confiabilidad mxima, elsistema de disparos cuenta con el soporte de unsistema de detonacin independiente, activadopor presin. Esta tcnica ahorra un tiempo va lio so,ofreciendo al mismo tiempo la mxima protec-cin y explotacin del yacimiento.

Adems de las tecnologas de disparos y FIVms modernas, las terminaciones del Campo Kikehincluyen empacadores con orificios y lneas decontrol mltiples, asentados con un sistema devlvula de aislamiento de la tubera de produccin(TIV), sin intervencin, que nuevamente ofrecenahorros de tiempo de equipo de perforacin y per-miten a la vez la verificacin y confirmacin totalde la integridad de la terminacin. La combina-cin de los sistemas TIV y FIV permite a losingenieros efectuar una prueba completa de laintegridad del colgador para la tubera de produc-cin submarina y de la herramienta de serviciopara la instalacin de la terminacin en aguas pro-fundas, sin operaciones de intervencin o pruebasde superficie que requieren mucho tiempo.

Para evitar intervenciones costosas, o al menosminimizar su magnitud, Murphy Oil no slo debemanejar las operaciones de produccin e inyec-cin de pozos sino adems detectar los problemaspotenciales en forma temprana. Por lo tanto, lasterminaciones del Campo Kikeh incluyen la tec-nologa de monitoreo de yacimientos y produccinen tiempo real WellWatcher, que incluye medido-res de cuarzo de instalacin permanente y siste-mas de adquisicin y transmisin de datos derboles submarinos y superficiales. Estos compo-nentes estn diseados para operar durante 10 aossin mantenimiento.

Para proteger el medio ambiente y la infraes-tructura de los campos de Murphy Oil durante lasoperaciones de terminacin y produccin, losingenieros optaron por las vlvulas de seguridadde fondo de pozo TRC-II. Las vlvulas presentandos sistemas de pistn independientes y comple-tos, conectados por lneas de control individua-les, que ofrecen redundancia y confiabilidad a

largo plazo.13 Con esto se evitar la acumulacinde depsitos porque las vlvulas se pueden colocaren profundidades de ms de 3,858 m [12,000 pies],bien por debajo de las zonas de depositacin dehidratos o parafinas. En el Campo Kikeh, los in -genieros instalaron las vlvulas TRC-II a una pro-fundidad de 1,765 m [5,790 pies] por debajo delnivel del mar. No obstante, las terminaciones delCampo Kikeh an requieren inyecciones de qu-micos para inhibir la acumulacin potencial deincrustaciones, parafinas e hidratos. El MandrilDoble de Inyeccin de Qumicos (DCIN) proveeesta capacidad.

Todas las tecnologas de terminacin des -criptas en este artculo dependen de equiposconfiables para la instalacin del hardware determinacin de pozos, muy por debajo de la su -perficie del ocano. Para maximizar la seguridaddurante estas operaciones, Murphy decidi insta-lar un sistema de control de pozos submarinosSenTREE 7 modificado para los pozos inyectores.Los pozos productores submarinos utilizan el sis-tema SenTREE 7 de capacidad mxima, con losmdulos de las vlvulas de los rboles de pruebapara el acceso y el control de pozos. Si surgendificultades durante la instalacin de los pozosproductores submarinos, el sistema de controlprovee un tiempo de respuesta de 15 segundospara cerrar el pozo y desconectar la sarta de ser-vicio. Conforme los diversos componentes de laterminacin son bajados en el pozo, el operadorposee control hidrulico directo de las vlvulas defondo de pozo y del sistema de terminacinincluso antes de finalizada la instalacin. Esta fle-xibilidad no slo reduce los costos de operacinsino que ofrece opciones en caso de que surjansituaciones imprevistas.

Antes de enviar los componentes de las ope-raciones de terminacin a Malasia, se llev acabo un programa SIT exhaustivo. Los resultadosfueron exitosos, lo que reforz la seguridad deSchlumberger y Murphy en el plan de termina-cin. Al cabo de menos de un ao, comenzaron allegar los primeros equipos. A los seis meses, seinstalaron las primeras terminaciones, un logroimportante que hizo posible la estrecha cola -boracin entre los grupos de perforacin yterminaciones de Murphy Oil y el personal determinaciones, operaciones de disparos, reassubmarinas y pruebas de Schlumberger.

Durante el ao 2006, el desempeo inicial delos pozos valid la arquitectura de la operacinde terminacin seleccionada por Murphy ySchlumberger , y no fueron necesarios cambiosde diseo importantes para lograr los objetivos

de la terminacin. No obstante, se han imple-mentado medidas de colaboracin y optimizacinadicionales para acortar el tiempo de desarrollode los campos petroleros y mejorar las opera -ciones. Por ejemplo, la presencia de diversasunidades TIV y FIV operadas a presin requiereel monitoreo cuidadoso de todas las presionesaplicadas al pozo, sin importar la presin real,para predecir y prevenir activaciones inespera-das de las herramientas. Esto permite que elpersonal especialista en operaciones de termina-cin de pozos realice los ajustes necesarios antesde comenzar una operacin de servicio.

El enfoque combinado de pozo con plata-forma tipo spar y pozo submarino del CampoKikeh es nico. Los pozos submarinos permitenel empleo de una plataforma tipo spar de di -mensiones pequeas, lo que reduce los costos deinfraestructura y el tiempo de instalacin. Elenfoque dual permite adems la simultaneidaden la perforacin de pozos con plataforma tipospar y pozos submarinos, la instalacin de lneasde conduccin y la construccin de otras instala-ciones. Esta ltima filosofa de desarrollo hareducido asombrosamente el tiempo de arribo almercado del producto de Murphy, maximizandoa la vez la eficiencia del desarrollo a travs de laparticipacin en los recursos y tcnicas adecua-das con fines especficos. En realidad, eldesarrollo del Campo Kikeh constituir uno delos pocos casos de campos de aguas profundasen que se proceder del descubrimiento a la pro-duccin de petrleo en cinco aos.

Desarrollo continuo de operaciones integradas de terminacin de pozos marinosLos casos reales presentados en este artculoilustran la complejidad y los desafos tcnicos delas operaciones de terminacin de pozos marinosde nuestros das, especialmente en aguas profun-das. La integracin estrecha entre la compaade servicio y el operador es crucial para lograr elxito en forma oportuna y econmica. Adems,los ingenieros de Schlumberger han respondido alos desafos de desarrollo mediante la intro -duccin de un abanico integral y verstil detecnologas de terminacin que permiten que losoperadores produzcan petrleo y gas en formasegura y eficiente. Conforme contina acelern-dose el desarrollo de campos en aguas profundas,las lecciones aprendidas durante el desarrollo delos campos analizados en este artculo sern apli-cadas a los campos futuros, y la colaboracinestrecha entre todas las partes interesadas seconvertir en lugar comn. EBN

12. Para obtener ms informacin sobre el sistema dedisparos PURE, consulte: Bruyere F, Clark D, Stirton G,Kusumadjaja A, Manalu D, Sobirin M, Martin A,Robertson DI y Stenhouse A: Nuevas prcticas paramejorar los resultados de las operaciones de disparos,Oilfield Review 18, no. 3 (Invierno de 2006): 1835.

13. Garner J, Martin K, McCalvin D y McDaniel D: Vlvulasde seguridad de fondo de pozo listas para operar,Oilfield Review 14, no. 4 (Primavera de 2003): 5467.