UNIVERSIDAD PRIVADA DEL VALLE FACULTAD DE TÉCNOLOGIA
INGENIERÍA EN PETRÓLEO, GAS Y ENERGÍA
ESTUDIO DE LA PRE-FACTIBILIDAD PARA LA EXPLORACIÓN Y PERFORACION DE UN CAMPO PETROLERO EN EL BLOQUE RIO BENI
INTEGARANTES: Espinoza Cartagena Deyvis
Melean Grageda Jorge
DOCENTE: Ing. Aviles Ricaldi Leo.
Cochabamba – BoliviaGestión I-2015
1. Introducción
Con el aumento de la demanda energética en Bolivia y en los demás países de
Sudamérica que limitan con Bolivia se hace necesario encontrar nuevas reservas de gas
en Bolivia para poder abastecer el mercado local e internacional, también para poder
seguir con los proyectos y planes de industrialización del gas natural existentes en el
país que generan desarrollo e ingresos extra al país y por tanto un mayor crecimiento
económico y desarrollo de Bolivia. En Bolivia tenemos mucho territorio que aún no se
ha explorado, territorio que es potencialmente rico en hidrocarburos, lo cual significa
una ventaja importante a futuro para que Bolivia siga abasteciendo el mercado local y
siga siendo uno de los principales exportadores de gas natural y sus derivados hacia
Sudamérica.
Uno de los campos que se perfila como un campo debido a la capacidad que tiene
1000 millones de barriles de petróleo es el que se encuentra en el Bloque Rio Beni
situado entre los departamentos de Beni pando y La Paz por lo que la exploración y
explotación de estas reservas resultaría de mucha importancia para el país porque daría
al país reservas para cumplir con la demanda interna demanda externa por los siguientes
20 años. Pero estos datos necesitan terminar de ser confirmados, para saber la cantidad
de reservas que podrán extraerse y el tiempo que duraran con más precisión, esto se lo
lograra mediante la exploración y perforación de pozos exploratorios en dicho bloque.
Los costos de exploración y explotación de los mismos serán elevados como toda
actividad petrolera, pero es necesaria si Bolivia pretende mantener el desarrollo que ha
mantenido los últimos años debido a la venta de gas natural y a la industrialización del
mismo.
2. Planteamiento del problema
La creciente demanda insatisfecha de gas natural que existirá en el futuro tanto a
nivel nacional como internacional será un hecho si es que Bolivia no encuentra nuevas
reservas de gas natural y petróleo en los próximos años, esos fueron los resultados que
lanzaron los estudios y la proyección de la demanda a futuro realizado. Los estudios
demuestran que Bolivia solo podrá abastecer de gas al mercado tanto interno como
externo por los siguientes 10 años, esto demuestra una cifra preocupante para un país
como Bolivia que ve como su única fuente de ingresos la venta de sus materia primas,
principalmente en este caso, la venta del gas natural a países vecinos, dichos ingresos
ayudan al desarrollo del país. Por esta razón es de vital importancia encontrar nuevas
reservas antes de que hayan transcurrido esos 10 años y nuestras reservas actuales se
hayan acabo. En los últimos años en Bolivia se ha encontrado distintas reservas de gas y
petróleo a lo largo del territorio Boliviano todas muy buenas, pero si no explotamos las
reservas antes de que las actuales se acaben pronto Bolivia se verá ante una serie de
problemas como incumplimiento de contrato por exportación de gas a otros países que
significaría el pago de multas por incumplimiento, abastecimiento del mercado interno
que significaría en el alza de precios de muchos productos en el interior del país, es
decir, se produciría una inflación, se dejaría de abastecer las plantas industrializadoras
de gas y por tanto se frenaría el desarrollo de Bolivia.
2.1. Formulación del problema
¿Será factible la exploración y explotación de un campo petrolero en el bloque
“Rio Beni” para aumentar las reservas de gas y petróleo en Bolivia?
3. objetivos
3.1. Objetivo general
Realizar el estudio de pre-factibilidad para explorar y explotar un mega-campo
petrolero en Bolivia.
3.2. Objetivos específicos
Determinar un estudio de factibilidad técnica para la exploración y explotación
de un campo petrolero en el bloque de “Rio Grande”.
Determinar un estudio de factibilidad económica financiera para la exploración
y explotación de un campo petrolero.
Determinar un estudio de impacto ambiental para la exploración y explotación
de un campo petrolero en Bolivia.
4. Justificación
A estas alturas se puede hacer una exploración petrolera en casi cualquier ambiente
en el mundo, y el bloque Rio Beni no es la excepción se tiene la tecnología para
explorar y explotar en estos lugares, también así se tienen medidas para reducir el
impacto que pueda tener en el ambiente un campo.
El proyecto es de vital importancia ya que supondrá una gran cantidad de ingresos
hacia el país por venta de gas, debido a que se seguirá siendo de los principales países
exportadores de gas natural hacia los demás países, dichos ingresos adicionales
ayudaran también a seguir abasteciendo el mercado interno, también se podrá seguir
abasteciendo las plantas de industrialización de gas (urea y amoniaco).
La aplicación del proyecto también es importante en cuanto a que se generaran
empleos ya sean directos o indirectos, también al haber el combustible necesario en el
mercado interno se podrá prevenir cualquier posible riesgo de inflación debido a la
subvención manteniendo así cierta estabilidad dentro el país.
5. Marco teórico
5.1.1. Ingeniería del proyecto
El estudio de ingeniería del proyecto debe llegar a determinar la función de
producción óptima para la utilización eficiente y eficaz de los recursos disponibles para
la producción del bien o servicio deseado. Para ello deberán analizarse las distintas
alternativas y condiciones en que se pueden combinar los factores productivos,
identificando, a través de la cuantificación y proyección en el tiempo de los montos de
inversiones de capital, los costos y los ingresos de operación asociados con cada una de
las alternativas de producción.
De la selección del proceso productivo óptimo se derivarán las necesidades de
equipos y maquinaria; de la determinación de su disposición en planta (layout) y del
estudio de los requerimientos del personal que los operen, así como de su movilidad,
podrían definirse las necesidades de espacio y obras físicas (Sapag et al. 2008, p. 144-
145).
5.1.1.1. Procesos y tecnologías disponibles
El estudio técnico no se realiza de manera aislada del resto. El estudio de mercado
definirá ciertas variables relativas a las características del producto, la demanda
proyectada a través del tiempo, la estacionalidad en las ventas, el abastecimiento de
materias primas y los sistemas de comercialización adecuados, entre otros aspectos,
información que deberá tomarse en consideración al seleccionar el proceso productivo.
El estudio legal señalará ciertas restricciones a la localización del proyecto, las cuales
podrían, de alguna manera, condicionar el tipo de proceso productivo. Por ejemplo, la
calidad de las aguas subterráneas es prioritaria en la fabricación de bebidas gaseosas; si
ésta no cumple con todas las exigencias requeridas en las localizaciones optativas
permitidas, el proyecto deberá incorporar los equipos necesarios para su purificación,
aun cuando en otras zonas donde la localización esté prohibida pudiera evitarse esta
inversión, si tiene el agua de la calidad requerida. El estudio financiero, por otra parte,
podrá ser determinante en la selección del proceso, si en él se definiera la imposibilidad
de obtener los recursos económicos suficientes para la adquisición de la tecnología más
adecuada. En este caso, el estudio tenderá a calcular la rentabilidad del proyecto
haciendo uso de la tecnología que está al alcance de los recursos disponibles.
De la misma manera como otros estudios afectan las decisiones del estudio técnico,
éste condiciona los otros estudios, principalmente el financiero y organizacional (Sapag
et al. 2008, p. 145).
5.1.1.2. Selección de la tecnología
En primer lugar se realiza la exploración para determinar en qué lugares se encuentra las
reservas de hidrocarburos, y se las hace con métodos geofísicos.
Con los métodos geofísicos se puede investigar zonas sin acceso para el ser humano,
como el interior de la tierra. En la búsqueda de yacimientos metalíferos (prospección,
exploración) estos métodos geofísicos pueden dar informaciones sin hacer una
perforación de altos costos. Existen varios métodos geofísicos los cuales aprovechan
propiedades físicas de las rocas. Pero todos los métodos geofísicos dan solamente
informaciones indirectas, es decir nunca sale una muestra de una roca. Los resultados
de investigaciones geofísicas son hojas de datos (números) que esperan a una
interpretación.
Los métodos más usados:
1. Sismología
2. Gravimetría
3. Magnetometría
4. Geo electricidad
1.- Sismología
1.2.- Métodos sísmicos de exploración
Los métodos de exploración sísmicos se basan en la generación de ondas sísmicas por
ejemplo por medio de una explosión o por medio de un rompedor de caída. Las ondas
sísmicas son ondas mecánicas y elásticas, pues que las ondas sísmicas causan
deformaciones no permanentes en el medio, en que se propagan. La deformación se
constituye de una alternancia de compresión y de dilatación de tal manera que las
partículas del medio se acercan y se alejan respondiendo a las fuerzas asociadas con las
ondas, como por ejemplo en un elástico extendido. Su propagación se describe por la
ecuación de ondas.
1.3.- Tipos de ondas sísmicas
Existen ondas de compresión, ondas transversales y ondas superficiales como Love o
Rayleigh. Las Ondas de compresión son las más rápidas por eso se llaman ondas
primarias (ondas P). Las ondas transversales son un poco más lentas, llegan un poco
más tarde a la estación (Ondas secundarias u ondas P). Las diferencias en las
velocidades se usa en la medición de temblores y terremotos. La diferencia entre la
llegada de la onda "p" y de la onda "s" (delta t) corresponde a la distancia del foco.
(delta t es grande, sí el foco es muy lejano, porque la onda p se propaga más rápido).
1.3.- Comportamiento de las ondas sísmicas en las rocas
Los parámetros característicos de las rocas, que se determina con los métodos sísmicos
son la velocidad de las ondas p y s, el coeficiente de reflexión, la densidad. Propiedades
de las rocas, que influyen estos parámetros son:
a) Petrografía, contenido en minerales.
b) Estado de compacidad.
c) Porosidad = porcentaje o proporción de espacio vacío (poros) en una roca.
d) Relleno del espacio vacío o es decir de los poros.
e) Textura y estructura de la roca.
f) Temperatura.
g) Presión.
Una variación en una de estas propiedades de la roca puede ser relacionada por ejemplo
con un límite entre dos estratos litológicos, con una falla o una zona de fallas, con un
cambio en el relleno del espacio poroso de la roca.
Tabla: Las velocidades de las ondas en diferentes medios:
Durante del cambio de un medio al otro las ondas sísmicas tienen que cambiar su
velocidad, significa también que van a separarse en una parte reflejada y en una otra
parte refractada.
Comportamiento de las ondas sísmicas en una interface horizontal entre dos distintos
medios litológicos
A partir de una fuente de ondas sísmicas situadas en la superficie como un tiro o un
peso cayéndose en el suelo se generan distintas ondas de las siguientes características:
La onda directa se propaga a partir de la fuente de ondas sísmicas en el medio superior
con la velocidad uniforme v1.
La onda reflejada se engendra por la reflexión de la onda directa incidente en la
interfase entre medio 1 y medio2 y se propaga con la velocidad v1.
Una porción de la onda incidente en la interfase entre medio 1 y medio 2 pasa por la
interfase y se refracta. La onda refractada se propaga en el segundo medio con la
velocidad v2.
A través de los datos entregados por las reflexiones sísmicas se puede construir el
horizonte de reflexión que corresponde a un cambio de materiales. Por ejemplo
diferentes estratos o fallas tectónicas.
Principalmente se puede detectar con la sismología:
a) Límites de capas
b) Fallas
c) Rellenos de poros (como petróleo)
2.- Sismología
La gravimetría es un método muy importante en la búsqueda de depósitos minerales.
Este método aproveche las diferencias de la gravedad en distintos sectores. La
gravitación es la aceleración (m/s2) de un objeto qué está cayendo a la superficie. La
gravitación normal (promedia) en la tierra es 9,80665 m/s2 . Grandes cuerpos
mineralizados pueden aumentar la gravitación en una región determinada porque rocas
de mayor densidad aumentan la aceleración.
El gravímetro es un equipo que puede medir diferencias muy finas en la gravedad.
Principalmente cada balanza es un "gravímetro" porque una balanza mide el peso de un
objeto. Peso significa la potencia que aplica la aceleración a un objeto.
El método gravimétrico hace uso de campos de potencial natural igual al método
magnético y a algunos métodos eléctricos. El campo de potencial natural observado se
compone de los contribuyentes de las formaciones geológicas, que construyen la corteza
terrestre hasta cierta profundidad determinada por el alcance del método gravimétrico (o
magnético respectivamente).
Generalmente no se puede distinguir las contribuciones a este campo proveniente de una
formación o una estructura geológica de aquellas de las otras formaciones o estructuras
geológicas por el método gravimétrico, solo en casos especiales se puede lograr una
separación de los efectos causados por una formación o estructura geológica individual.
Se realiza mediciones relativas o es decir se mide las variaciones laterales de la
atracción gravitatoria de un lugar al otro puesto que en estas mediciones se pueden
lograr una precisión satisfactoria más fácilmente en comparación con las mediciones del
campo gravitatorio absoluto.
Los datos reducidos apropiadamente entregan las variaciones en la gravedad, que solo
dependen de variaciones laterales en la densidad del material ubicado en la vecindad de
la estación de observación.
3. Magnetometría
La magnetometría es como la gravimetría un método geofísico relativamente simple en
su aplicación. El campo magnético de la tierra afecta también yacimientos que
contienen magnetita (Fe). Estos yacimientos producen un campo magnético inducido, es
decir su propio campo magnético. Un magnetómetro mide simplemente los anomalías
magnéticas en la superficie terrestre, cuales podrían ser producto de un yacimiento.
El método magnético es el método geofísico de prospección más antiguo aplicable en la
prospección petrolífera, en las exploraciones mineras y de artefactos arqueológicos.
En la prospección petrolífera el método magnético entrega informaciones acerca de la
profundidad de las rocas pertenecientes al basamento. A partir de estos conocimientos
se puede localizar y definir la extensión de las cuencas sedimentarias ubicadas encima
del basamento, que posiblemente contienen reservas de petróleo.
En las exploraciones mineras se aplica el método magnético en la búsqueda directa de
minerales magnéticos y en la búsqueda de minerales no magnéticos asociados con los
minerales, que ejercen un efecto magnético mensurable en la superficie terrestre.
Además el método magnético se puede emplear en la búsqueda de agua subterránea.
4.- Geo-electricidad
Los métodos geoeléctricos se basan en la conductividad o la resistividad eléctrica de las
rocas, las cuales son propiedades materiales. Por ejemplo los sulfuros son de alta
conductividad/baja resistividad eléctrica, las micas son de conductividad muy baja y las
rocas porosas saturadas con agua son de alta conductividad.
Las mediciones se realizan con configuraciones de electrodos. En los métodos activos
como en la polarización inducida se generan una corriente eléctrica y se detecta la
repuesta de las rocas a esta corriente penetrante por medio de otros electrodos. Su
alcance con respecto a la profundidad depende de la longitud de la configuración. Los
métodos eléctricos son útiles para determinar la potencia de estratos de una secuencia de
rocas sedimentarias +/- horizontales. Se los aplican en la búsqueda de acuíferos o es
decir de estratos, que llevan agua subterránea, en la búsqueda de depósitos de sulfuros.
En las empresas eléctricas por ejemplo por el método eléctrico se localizan los lugares
de baja y de alta conductividad eléctrica para evitar pérdidas de electricidad durante la
transferencia de energía.
Todo lo anterior para la exploración ahora para estimar las reservas.
CALCULO VOLUMETRICO DE HIDROCARBUROS
El cálculo volumétrico de petróleo y/o gas es de una de las herramientas para la
estimación de reservas. Los métodos para cuantificar reservas son:
a) Método volumétricob) Ecuación de balance de materiac) Curvas de declinaciónd) Simulación numérica y/o matemática de yacimientos
2.1. TIPOS DE PRODUCCIONES O RECOBROS
Se consideran tres tipos de recobro en la etapa de vida de un yacimiento, a saber:
• Producción primaria: El pozo/yacimiento produce por energía propia o flujo natural
• Producción secundaria: Se introduce energía externa al sistema. Esta comprende el
levantamiento artificial e inyección de agua fría
• Producción terciaria: Además de energía, el fluido o la roca sufre un cambio en sus
propiedades. En este grupo se consideran: la inyección de agua caliente, gas, químicos,
combustión in-situ, etc.
2.2. ECUACIONES VOLUMÉTRICAS
El método volumétrico para el cálculo de petróleo original se hace a través de1-4:
Para aplicar el método volumétrico se requiere conoce la porosidad, la saturación inicial
de agua, el volumen total del yacimiento y los factores volumétricos. La constante
resulta de 43560 (ft2/acre)/5.615 ft3/bbl. A está en acres, N es el aceite original in-situ,
OOIP, en BF y φ es la porosidad en fracción. El gas original encontrado en solución se
calcula mediante la ecuación:
43560 / gi gi G = Ahφ S B
G está dado en pcn, ßgi está dado en bbl/pcn y h está dado en pies (intervalo de gas)
2.2.1. Correlaciones API para calcular el factor de recobro4,5
Las unidades de Np* están en STB/rb volumen poroso de hidrocarburos (HCPV).
Válido para presiones de abandono de 500 psia.
FR es el factor de recobro
k en permeabilidad absoluta en milidarcies
Pa es la presión de abandono del yacimiento en psia
T temperatura del yacimiento, °R
Rpi relación gas producido/petróleo producido a condiciones iniciales
2.3. CALCULO DE VOLÚMENES
2.3.1. Cálculos de volumen manualmente
Para hallar volúmenes de roca a partir de mapas geológicos se utiliza el planímetro. Con
este dispositivo se miden las áreas de cada contorno. Los volúmenes se proyectan, ver
Figs. 4.1.a y 4.1.b, de modo que se tengan áreas para leer.
El volumen de un cuerpo irregular tridimensional se halla aproximándolo a una serie de
figuras incrementales a cada una de las cuales se les aplica la regla trapezoidal. Para una
figura de dos áreas, el volumen se obtiene promediando las áreas y multiplicando el
resultado por la altura (volumen de un trapezoide) 1,4:
Volumen del tronco de una pirámide 1,4:
El último término en la expresión anterior es responsable por la forma de copa invertida
que normalmente se halla en el tope de un yacimiento y se utiliza como un pequeño
factor de corrección siendo n h es la altura media de dicha porción del tope de la
estructura.
Volumen del tronco de una pirámide1,4:
Con esta regla piramidal, el volumen total se da mediante1,4:
Perforación de pozos
A continuación se procede a perforar el pozo.
Perforación.- Es la práctica mediante la cual se confirma la existencia de hidrocarburos
en el subsuelo y se procede a la producción de los mismos. Para ello, es necesaria la
perforación de pozos de hasta 7000 m de profundidad, con diámetros variables entre 32
y 7 pulgadas.
Actualmente, el tipo de perforación empleado es el rotatorio, para el cual es necesario
utilizar: una torre de perforación que soporta todo el peso de las herramientas; una mesa
rotatoria, que transmite energía, trépanos, que sirven para triturar la roca, tuberías, y un
fluido de perforación que permite sacar los recortes del pozo, dar estabilidad a las
formaciones y enfriar el equipo.
De acuerdo con la profundidad proyectada del pozo, las formaciones que se van a
atravesar y las condiciones propias del subsuelo, se selecciona el equipo de perforación
más indicado.
El equipo de perforación propiamente dicho consiste en un sistema mecánico o
electromecánico, compuesto por una torre, de unos veinte o treinta metros de altura, que
soporta un aparejo diferencial. Juntos conforman un instrumento que permite el
movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, accionados por una
transmisión energizada por motores a explosión o eléctricos.
Este mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación que
contiene al vástago, tope de la columna perforadora y transmisor del giro a la tubería.
Paralelamente, el equipo de perforación, se cuenta con elementos auxiliares tales como
tuberías, bombas, tanques, un sistema de seguridad que consiste en válvulas de cierre
del pozo para su control y operaciones de rutina, generadores eléctricos de distinta
capacidad según el tipo de equipo, etc. Es decir, se está delante de un conjunto de
elementos que convierte la perforación en una actividad y comunidad casi
autosuficientes.
Por otro lado, las actividades de Perforación y Terminación realizadas por las empresas,
con las que actualmente Bolivia tiene Contratos de Riesgo Compartido, implican una
gran inversión para llevarlas a cabo. Entre ellas, se puede enumerar:
Perforación de Pozos Nuevos
Reacondicionamiento de pozos cerrados o de baja producción
Construcción de nuevas plantas de Tratamiento de Gas Natural
La perforación de un pozo requiere importantes inversiones, sea éste altamente
productor o no, por lo que resulta bastante lógico pensar en una reducción de costos,
principalmente en los pozos de baja producción. Éstos, en su tiempo de vida, generan
una producción acumulada que, en ciertas ocasiones, no justifica determinadas
inversiones. El mayor porcentaje de los costos en los que se inquieren en esta actividad
corresponden al material tubular (acero) y al alquiler del equipo de perforación.
Desde los inicios de la perforación con cable hasta el presente, con la utilización de una
herramienta rotativa accionada desde la superficie o mediante el empleo de un motor de
fondo, ha habido una permanente preocupación por intentar mejorar la calidad de los
pozos perforados, reducir los costos operativos y optimizar las condiciones de seguridad
de los operarios. Por este motivo, las técnicas de perforación de pozos de petróleo y gas
han sido objeto de estudio, desde su nacimiento, con el afán de mejorar el proceso de
obtención de un pozo útil al menor costo posible. Los métodos, que actualmente tienen
bastante importancia y están siendo utilizados ampliamente en el mundo, por las
ventajas operativas y de costos reducidos que ofrecen, son:
a.- PERFORACIÓN CON CASING
La Perforación con Casing es una tecnología que está cobrando auge debido a la
posibilidad que ofrece de perforar y entubar simultáneamente un pozo. En este proceso,
la tubería de encamisado (Casing) se usa en reemplazo de la barra de sondeo para
transmitir energía mecánica e hidráulica al trépano, convirtiéndola en una tecnología
que ofrece, hasta el presente, la perforación de un pozo de calidad, proporcionando
seguridad, efectividad y reducción de costos operativos.
El concepto de Casing Drilling se basa en perforar el pozo ensanchándolo para mejorar
la cementación y la limpieza del mismo y con la posibilidad de poder llevar a cabo las
maniobras de cambio de trépano o toma de testigos corona sin la necesidad de sacar la
tubería del pozo, manteniendo la circulación del fluido de perforación en todo momento.
La manera de perforar se hace básicamente de dos formas diferentes:
1. Utilizando un conjunto de fondo que es recuperable mediante maniobras con cable
que permiten acceder rápidamente al trépano, motor de fondo y demás
componentes.
2. Sin conjunto de fondo, con el trépano y accesorios de flotación directamente
solidarios al Casing, los cuales quedarán cementados en el fondo con la tubería
(Trépano de sacrificio). Dado que la maniobra implica dos acciones simultáneas
(perforación y entubación), las ventajas de esta metodología radican en la reducción
de costos relacionados con el transporte, el manipuleo, el alojamiento, la inspección,
etc. de las barras de sondeo. Pero la importancia fundamental o más significativa es
la posibilidad de reducir los problemas de la perforación relacionados con pérdidas
de circulación, inestabilidad de paredes, tiempos muertos sin circular el pozo, etc.
Los conceptos vertidos anteriormente se aplican para las tres modalidades de
perforación con tuberías, las cuales son:
Perforación con Casing (Drilling Casing)
Perforación con Casing Liner (Drilling Liner)
Perforación con Tubing (Drilling Tubing)
Si bien varios intentos se han llevado a cabo, hasta la fecha, con el propósito de perforar
utilizando este método en pozos someros, todos han sido realizados de forma
rudimentaria mediante el sólo empleo del casing y un trépano enroscado en el lugar del
zapato.
En la actualidad, existe una tecnología desarrollada para aplicar la perforación con
Casing constituida por todas las herramientas del conjunto de fondo hasta el equipo de
perforación; de tal modo, que se perfore el pozo completo, en todas sus etapas; todo ello
hace el proceso mucho más eficiente y controlado. Sin embargo, al mismo tiempo, esto
se constituye en una limitante para utilizarla en países como Bolivia, los cuales no
cuentan con los fondos económicos necesarios para cubrir tal inversión.
Ventajas del Casing Drilling
Elimina una importante fracción del costo total del pozo mediante la utilización de
un sistema que permite entubar el mismo a medida que está siendo perforado.
Elimina tiempo de bajada de cañería.
Elimina costos relacionados con la compra, manipuleo, inspección, transporte y
maniobras con el sondeo y de los tiempos perdidos por problemas adjudicables a
estos ítems, disminuyendo las inversiones de capital en equipos y los costos
operativos.
Desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como trépanos,
motores de fondo, MWD, etc., no hay mayores cambios o requerimientos especiales
respecto a los mismos.
La cementación se realiza en forma no muy distinta a la convencional.
Se utiliza en tramos cortos.
Principalmente utilizado en tramos problemáticos.
Mejora la limpieza de recortes.
Requiere equipo especial.
b.- PERFORACIÓN CON COILED TUBING
El Coiled-Tubing, como su nombre lo indica, consiste en un tubo metálico continuo
construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de PVC
(cloruro de vinilo polimerizado), pero posee las mismas características físicas de una
tubería convencional de similar diámetro, con la siguiente ventaja: No es necesario
manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo
desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una
manguera.
Esta última característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por lo
cual, este tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos
como en la terminación y reparación de los mismos; además, permite la continua
inyección de fluidos mientras la tubería flexible continúa moviéndose.
La unidad de Coiled Tubing es una unidad autónoma de reparación workover,
fácilmente transportable e hidráulica, que inyecta y recupera una tubería flexible y
continúa dentro de una línea más grande de Tubing o Casing.
Con este sistema, es posible penetrar con tubería continua o barras de sondeo; ello
permite perforar el primer tramo del pozo de manera convencional para luego cambiar
rápidamente a tubería continua.
Ventajas del Coiled Tubing
Operativas
Este sistema logra alcanzar grandes profundidades y tiempos mayores de operación,
ya que permite perforar en continuo.
Elimina tiempos de armado y desarmado de sondeo.
Trabajos sin necesidad de ahogo del pozo, con permanente control de surgencia.
Reduce los tiempos de subida y bajada de herramienta.
Reduce el ROP al no poder rotar.
Versatilidad para una amplia gama de trabajos.
Permanente desarrollo de nuevas tecnologías (Servicio en plena expansión).
Posibilidad de realización de soluciones globales (Servicios integrados).
Principalmente utilizado para pozos con gas superficial.
Económicas
Rapidez operativa y de movilización
Bajo costo de locación
Medio Ambiente y Seguridad
Disminución del impacto audio-visual
Bajo impacto sobre el terreno
Posibilidad de comando a distancia (Seguridad personal)
Requerimientos
Personal capacitado
Equipo especial
Presenta limitaciones en diámetro máximo de agujero y profundidad
c.- PERFORACIÓN CON TERMINACIÓN TUBINGLES
Un pozo con terminación Tubingless es similar a un pozo tradicional en la forma de
perforación de cada uno de los tramos, aunque se ve reducido en un diámetro desde el
inicio del pozo; llega así a la zona de interés con tubería de producción, la cual hace a su
vez de cañería de producción, evitando así el uso de accesorios en la terminación
(packer, camisa, válvula subsuperficial, etc.) como también el fluido de empaque.
Los pozos con terminación Tubingless se pueden aplicar en campos en los cuales se
cuenta con bastante información sobre los topes de formaciones y el contacto agua-
hidrocarburo, donde no existan riesgos geológicos, campos de bajo riesgo. Algunas
compañías también usan este tipo de terminación en pozos exploratorios o
delimitadores, cuando los problemas de corrosión no son críticos y cuando se tiene un
alto índice de éxito en las cimentaciones primarias.
Normalmente, se aplica este tipo de terminación en campos con producción baja o
media, debido a la dificultad existente en la recompletación y aplicación de métodos de
extracción secundaria.
Las principales diferencias en los aspectos técnicos más importantes entre un pozo
tradicional y un pozo con terminación Tubingless son:
Trépanos: Se puede utilizar el mismo tipo de trépanos en ambos casos para los
distintos tramos planteados, con la diferencia que en un pozo con terminación
Tubingless se deben utilizar diámetros más pequeños.
Tubería de perforación: La planificación sobre el diámetro de tubería de perforación
a ser utilizado debe considerar el diámetro menor en el tramo productor en el caso
del pozo Tubingless; se puede utilizar diámetros diferentes de tubería o un solo
diámetro promedio que pueda pasar libremente.
Cañería: Al igual que con los trépanos, se deben utilizar cañerías de menor diámetro
en el pozo con Terminación Tubingless, teniendo siempre el cuidado de realizar los
análisis de reventón o colapso y tensión para las mismas y asegurando su integridad,
una vez cementado cada tramo.
Cañones: Al momento de balear la zona de interés, en ambos casos, se utilizan
herramientas similares, aunque como en todos los casos anteriores para el pozo con
Terminación Tubingless, se utilizan cañones con menor diámetro, y por
consiguiente, con menos densidad de cargas, por la que pueda pasar la tubería de
producción.
Herramientas de registro: Al igual que en el caso de los cañones, las herramientas
para registro de cementación para la zona de producción deberán ser especiales en el
caso del pozo con terminación Tubingless, ya que las mismas deberán ser capaces
de pasar a través de la tubería de producción.
Accesorios de Terminación: Para realizar la Terminación Tubingless, no son
necesarios accesorios de terminación como en el caso de una terminación
tradicional, aunque pueden utilizarse nicles en la tubería para anclar tapones (si es
necesario a medida que el pozo comience a producir agua), asegurándose siempre
que el tapón de cementación y las herramientas de registro lleguen hasta el fondo del
pozo sin problemas
En el resto, los aspectos técnicos del pozo con Terminación Tubingless son iguales a los
de un pozo tradicional, pudiendo utilizar los mismos equipos que en el segundo caso.
Ventajas de la Perforación con Terminación Tubingless
OPERATIVAS
Reduce volumen de acero utilizado.
Reduce volumen de lodo necesario.
La limpieza del pozo es más rápida y eficiente; se elimina el uso de empacadores,
equipo de terminación de líneas de acero y fallas mecánicas asociadas.
Elimina la necesidad de utilizar accesorios de terminación.
Requiere amplio conocimiento geológico del campo.
No exige equipo especial.
ECONÓMICAS
Reducción de costos por menores volúmenes de lodo, cemento, acero, barrenas de
menor diámetro y del volumen de arena a utilizar en tapones para aislar intervalos.
Reducción del tiempo necesario para empezar la producción.
MEDIO ABIENTALES
Reduce volumen de recortes generados.
Reduce el volumen de lodos a tratar.
Requiere de un estricto control de calidad en la cementación primaria y las reparaciones
mayores resultan más complicadas.
CONCLUSIONES
Algunos de los factores que influyen en la toma de decisiones del día a día de la
industria del petróleo y gas son, entre otros: la eficiencia, la flexibilidad y la operación o
funcionamiento de un pozo, pero se considera que el factor más crítico es el económico.
La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar en
forma creciente técnicas y/o materiales, que redujeron tiempos de manejo y costos de
equipamiento en el mundo entero.
De acuerdo a la información obtenida en el presente trabajo, sobre las diferentes
tecnologías que se han estado desarrollando en el mundo entero para la perforación de
pozos, se ve que muchos de ellos presentan ventajas que no se pueden pasar de largo,
sino que deben ser analizadas para aplicarlas en nuestro país. En Bolivia, es también de
suma importancia la búsqueda de minimizar los costos de equipamiento y perforación
de pozos, para el desarrollo de nuestra industria del Gas y Petróleo. Esto lleva a pensar
seriamente en la importancia de realizar estudios de acondicionamiento de la geometría
de los pozos a la producción esperada, perforar pozos de poco diámetro y analizar la
factibilidad técnico económico de aplicar otros métodos de perforación. Una de esas
opciones que permitiría la recuperación de pozos de baja producción, es la
implementación de la Perforación con Terminación Tubingless, ya que estos pozos
cumplen con un amplio conocimiento geológico y brindan excelentes ventajas
operativas, económicas y medio ambientales.
Actualmente, muchas de las empresas operadoras en nuestro país están realizando
estudios y análisis varios para determinar las ventajas y aplicabilidad de estos nuevos
sistemas de perforación. El objetivo último a alcanzar será la utilización de estas nuevas
tecnologías para reducir los costos de perforación de los pozos en un rango variable
entre un 30% y un 70%, que actualmente se da en muchos países, reduciendo a su vez,
costos y preocupaciones ambientales.
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