Pozo BJO-X2, 88 años de producción continua de petróleo

16/11/2012 - 13:30:09Desafiando cualquier pronóstico petrolero sobre la vida útil de un reservorio, el pozo Bermejo X2 (BJO) del Campo Bermejo, ubicado en la serranía Candado-Suaruro en el Subandino Sur, contribuye en forma continua a la producción nacional de petróleo para el mercado interno, hace 88 años.

Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en uno de los megacampos más grandes de líquidos descubiertos en Latinoamérica, coinciden algunos expertos. Este campo forma parte del lineamiento estructural San Telmo, Tigre, Toro, Barredero, Arrozales y Bermejo, situados en la provincia Arce, al sudeste del departamento de Tarija.

La información fue extractada de la edición tercera de la revista “Yacimientos”, medio de difusión de la estatal petrolera que se encuentra en circulación nacional.

“Bermejo, Camiri y Sanandita son tres de los campos más antiguos que entraron en explotación en el país en los años 1920 y 1930 y que todavía mantienen producción estable o continua, con excepción de Sanandita. Decir que un pozo tiene 88 años de explotación

continua es hablar de grandes reservas de líquidos”, sostiene el Director de Desarrollo y Producción de YPFB, Ing. Rolando Mendoza Rioja.

Actualmente, el campo tiene en total 41 pozos perforados, de los cuales cinco son productores, cuatro inyectores, 11 se encuentran en reserva y 21 pozos fueron abandonados. El pozo BJO-X2 registra una producción acumulada de 727.131 barriles, al 1 de enero de 2012, con una densidad de crudo de 24.7 grados API (American Petroleum Institute). En la actualidad produce 35 barriles por día (BPD) de petróleo, constituyéndose en el mejor pozo productor del Campo para reservorios someros del sistema carbonífero.

Pozo descubridor. La transnacional Standard Oil creó su filial en el país el 16 de noviembre de 1921, año en el que recibió todos los derechos de la concesión de la Richmond Levering, a espaldas del gobierno de turno, empero un año más tarde el Ejecutivo aprobó esa transferencia a través de un contrato desventajoso para el país.

“Si se habla en un terreno de realidad práctica del monopolio de la Standard Oil, preciso será confesar que no está en nuestra manos el evitarlo. Ello será el aporte de un gran capital para emprender trabajos en considerable escala. Este es un fenómeno económico que pertenece al de las grandes industrias que existen en el mundo y forzosamente ha de venir a Bolivia”, mencionó el entonces presidente de Bolivia, Baustista Saavedra Mallea (1921 – 1925) en una carta enviada al Senado Nacional. Las concesiones que había recibido la Richmond Levering fueron ilegalmente cedidas a la Standard Oil en 1921, vulnerando una cláusula del contrato que prohibía expresamente tal cesión. A pesar de ello, el gobierno de Saavedra aprobó el nuevo status en 1922.

Dentro de una visión liberal era entendible que el gobierno de Saavedra creyera que la inversión externa era la única que podía desarrollar una industria tan cara como el petróleo. Sobre esa lógica, se favoreció plenamente la llegada de una de las empresas petroleras más poderosas del mundo. Pero este criterio tuvo su contraparte en el entonces diputado Abel Iturralde, otrora “Centinela del Petróleo”.

Los primeros pozos BJO-X1 y BJOX2, fueron perforados entre los años 1922 a 1924 por la Standard Oil Company, resultando el pozo BJO-X2 descubridor de hidrocarburos líquidos en sedimentitas del Sistema Carbonífero correspondientes a las formaciones Tarija y Tupambi en 1924, durante la presidencia de Bautista Saavedra.

“El BJO-X1 se empezó a perforar el 24 de agosto de 1922. A 317 metros se observaron pequeñas manifestaciones de aceite. Se siguió perforando hasta los 573 metros y como no se notó ninguna otra manifestación del petróleo, se abandonó trasladando la maquinaria del pozo (…) El pozo BJO-X2 empezó a perforarse el 17 de enero de 1924; a los 185 metros, se notó ya la presencia del petróleo; a los 450 metros, se encontró una pequeña capa petrolífera con un rendimiento de 80 barriles diarios”. (La República, 26 de octubre de 1924).

El pozo somero alcanzó una profundidad de 1.960 pies y comenzó con una producción inicial de 1.500 barriles por día (BPD), a partir de los cuales se empezó a desarrollar el Campo con la perforación de seis pozos superficiales adicionales con resultados positivos

en petróleo y gas asociado.

Las notas intercambiadas el 18 de septiembre de 1924 por Thomas R. Armstrong, representante de la Standard Oil Company of Bolivia y Víctor Navajas, entonces ministro de Industria, confirmaron la seriedad de la compañía, refleja la prensa de la época. “Hemos encontrado varias manifestaciones de petróleo espeso en el pozo Bermejo; calculamos que produciría 500 barriles diarios. Esperemos que perforando subsiguientemente demostrará un campo petrolífero comercial”. (La República, La Paz, 20 de septiembre de 1924).

“Correspondo a su atento oficio por el que se sirve poner en conocimiento de este Ministerio, que por cable transmitido a esa compañía se le comunicó que en pozo de exploración Bermejo se ha encontrado a los 1.960 pies, varias manifestaciones de petróleo espeso, calculándose una producción de 500 barriles diarios”, felicitaba Navajas a la Standard en un artículo reflejado por el periódico La República de esa época.

En total se perforaron 30 pozos hasta 1937. Entre 1925 y 1936, la Standard produjo 773.792 barriles, pero se comprobó que había exportado petróleo de contrabando a la Argentina, por lo menos hasta 1928. En 1937, rescindió contrato a la Standard Oil y la concesión petrolera pasó a ser administrada por YPFB. Entre los años 1943 al 1966, se continuó el desarrollo del campo en forma intensiva con la perforación de 39 pozos de desarrollo de las formaciones de Tupambi y Tarija productores de líquidos.

YPFB investigó en las formaciones más profundas, perforándose los pozos: BJO-X42, BJO-X43 con el objetivo de explorar reservorios del Devónico. Dichos pozos fueron abandonados por razones de capacidad de equipo y por dificultades en los accesos a las locaciones.

Entre los años 1983-1986, con la perforación del pozo BJO-X44, ubicado en zona de culminación, ligeramente desplazado hacia el sector Norte y flanco Este de la culminación, se descubrió el reservorio profundo Huamampampa, importante productor de gas y condensado.

Pluspetrol, opera el campo Bermejo. El 21 de mayo de 2007, YPFB y Pluspetrol Bolivia Corp. S.A. suscriben el contrato de Operación “Campos Bermejo – Toro, Barredero – Tigre y San Telmo, con una superficie de 4.04 parcelas (10.087,50 hectáreas).

La producción de petróleo del Contrato “Bermejo y Otros” proviene de los Campos Bermejo y Toro (niveles someros de la Formación Tarija), mientras que la producción de gas natural se obtiene del pozo BJO-X44 (niveles profundos del Devónico, Fm. Huamampampa); este pozo fue puesto en producción regular en fecha 10 de diciembre de 1990, mientras que los campos Bermejo y Toro se remontan a la época de la Standard Oil. La Ley 2678 declara a la ciudad de Bermejo como “Pionera de la Industria Petrolera Boliviana”, y “Monumento Nacional”, al Pozo Petrolero BJO-X2, descubridor de petróleo en Bolivia, localizado en la Serranía de “El Candado”, Segunda Sección de la Provincia Arce del Departamento de Tarija, en la Zona de Bermejo. De acuerdo al informe de YPFB, en Bermejo, la mayor parte de los campos de explotación están en un proceso natural de agotamiento, precisamente por tratarse de la explotación de recursos no renovables.

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NUEVOS MÉTODOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS QUE PUEDEN APLICARSE EN BOLIVIAPosted by Grisel Jiménez ⋅ abril 7, 2012 ⋅ Dejar un comentario

Gisela Fuentes CubaCatedrática Universidad del Valle Cochabamba

Ingeniera QuímicaMaestría en Ingeniería Ambiental

Supervisor de Procesos de Refinación – YPFB

RESUMENEl petróleo y el gas, desde tiempos inmemoriales, se han utilizado para el desarrollo del hombre en las diferentes etapas de su vida. Su importancia radica en que los hidrocarburos se han constituido en la principal matriz energética en todo el mundo, además de ser la materia prima más importante de la Industria Petroquímica.

Para su producción, es necesario realizar la perforación y terminación de pozos

productores. En esta área, se han estado desarrollando nuevos equipos, materiales, herramientas y

operaciones con el objetivo de reducir tiempos de ejecución y/o de terminación de pozos y, por lo tanto, de disminuir el costo

operativo y de materiales.

En el presente trabajo, se mencionarán algunos de los métodos y materiales alternativos para llevar a cabo estas operaciones,

especialmente en los que están involucradas la tubería y las conexiones.

La experiencia lograda hasta el presente mediante el estudio, análisis, propuestas y realización de operaciones, con productos

alternativos, permite anticipar que el empleo de nuevas técnicas o productos conlleva un importante ahorro económico y

ventajas operativas, económicas y medio ambientales.

En nuestro país, una de las técnicas que puede tener un gran impacto de desarrollo económico es la recuperación de pozos de

baja producción con la implementación de la Perforación con terminación tubingless. Uno de los requerimientos de esta

metodología es contar con un amplio conocimiento geológico y presenta excelentes ventajas operativas, económicas y medio

ambientales.

INTRODUCCIÓN

Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), creado el 21 de diciembre de 1936, durante el Gobierno del Cnl. David

Toro, es una empresa pública boliviana dedicada a la exploración, explotación, destilación y venta del petróleo y sus productos derivados. La Misión de esta empresa petrolera es

ser un líder en el sector energético, pilar y motor del desarrollo económico y social del país, con capacidad de gestión

corporativa y proyección internacional.

Parcialmente privatizada y relegada de la producción a partir de 1997, fue refundada el 1 de mayo de 2006, al disponer el

gobierno de Evo Morales la nacionalización de los hidrocarburos y, consecuentemente, todas las etapas de su proceso

productivo.

Para poder aprovechar la energía del petróleo y del gas, es necesario extraerlos de los yacimientos o reservorios, que se encuentran a grandes profundidades. Una vez extraídos, se

debe tratarlos hasta obtener productos finales.

Origen y Formación del Petróleo

El petróleo se presenta de forma natural en depósitos de roca sedimentaria y sólo en lugares en los que hubo mar o donde haya podido emigrar por movimientos y fallas tectónicas. Su

color es variable, entre el ámbar y el negro. De esta manera, los restos de animales y plantas, cubiertos por arcilla y tierra durante muchos millones de años, sometidos por tanto a

grandes presiones y altas temperaturas, junto con la acción de bacterias anaerobias, originan la formación del petróleo.

Los Factores para su formación son:

Ausencia de aire Restos de plantas y animales (sobre todo, plancton

marino) Gran presión de las capas de tierra Altas temperaturas Acción de bacterias

El hecho de que su origen sea muy diverso, dependiendo de la combinación de los factores anteriormente citados, provoca que su presencia sea también muy variada: dentro de rocas porosas

y entre los huecos de las piedras, líquido volátil, es decir, un líquido que se vuelve gas al contacto con el aire y, finalmente,

semisólido, con textura de ceras. En cualquier caso, el petróleo, de por sí, es un líquido y se encuentra mezclado con gases y con

agua.

Figura Nº 1. Esquema de las Trampas de Petróleo

Fuente: (1)

Tabla Nº 1. Composición del petróleo crudoGasolina (C5 –C10) 31%

Kerosén (C11 – C12) 10%Gasoil (C13 – C20) 15%

Lubricante oil (C20-C40) 20%Residuo (C40+) 24%

TOTAL 100%Fuente: (2)

Tabla Nº 2. Composición del Gas Natural

80-90% CH4 Metano4-10% C2H6 Etano

2-3% C3H8 Propano0.5-2% C4H10 Butano

< 1% C5H12 Pentano<1% C6H14 Hexano

< 0.5% C7H16+ Heptano PlusGas Natural Seco

Gas Licuado de Petróleo (GLP)Gasolina Natural

Condensados del gasFuente: (2)

De acuerdo a las anteriores tablas, Bolivia produce petróleo y gas natural libre de compuestos sulfurosos, conocidos como

petróleo y gases dulces.

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.

Figura Nº 2. Áreas de Interés Petrolero y Contratos de Riesgo Compartido

Fuente: (2)

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.

Figura Nº 3. Equipo perforador, de terminación o de reparación que opera

las 24 horas del día durante los 365 días del año

Fuente: (3)

DESARROLLO

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.

Figura Nº 4. Perforación con Casing

Fuente: (4)

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

Figura Nº 5

Fuente: (3)

Figura Nº 6

Fuente: (4)

Figura Nº 7. Unidades de Coiled Tubing

Fuente: (4)

c.- PERFORACIÓN CON TERMINACIÓN TUBINGLESS

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.

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. http://bo.kalipedia.com/tecnologia 2. http://www.superhid.gov.bo 3. http://www.monografias.com/trabajos11/pope/pope.shtml 4. http://biblioteca.iapg.org.ar/iapg/Archivos

Adjuntos/7jornaper/Gingins.pdf

BIBLIOGRAFÍA CONSULTADA

RECURSOS IMPRESOS

González J.C., Tivelli M., Quintanilla H. y G. Cumino. “DST Experience in High Performance Line Pipe and Flowlines for Sour Services” 40th MWSP Conference, ISS 1998.

SIPM EP/22/23. “Casing Design Manual”, Shell Exploration and Production, 1980.

Woods H. B. “API Drilling and Production Practices”, 1951

RECURSOS VIRTUALES

Coiled Tubing Driling

http://biblioteca.iapg.org.ar/iapg/ArchivosAdjuntos/7jornaper/Gingins.pdf

El Petróleo

http://bo.kalipedia.com/tecnologia/tema/mecanismos-motores-energia/

origen-formacion-petroleo.html?x=20070822klpingtcn_78.Kes&ap=0

Perforación y terminación de pozos petroleros:

http://www.monografias.com/trabajos11/pope/pope.shtml

Impacto remedian los suelos empetroladosJueves  29  de Noviembre 2012

ENERGY PRESS

Existen más de 10 mil metros cúbicos de suelos empetrolados en el área de dos pozos que fueron abandonados hace casi 50 años en el campo Sanandita, específicamente los pozos

SAN X3 y SAN 31. Se han removido 1.264 metros cúbicos (m3) y se extrajeron y transportaron más de 7.000 m3 de volumen de suelos. Como éstos hay una serie de pozos que nunca fueron tratados después de su abandono.

Y es que la actividad petrolera desplegada en Bolivia, que se inició en 1912 con la perforación del primer pozo, se desarrolló sin ningún criterio ambiental hasta la vigencia de la normativa ambiental (1996), según indica un informe de YPFB Corporación en una reciente publicación.

En ese lapso de tiempo se generaron una serie de pasivos ambientales, cuya situación actual es desconocida en la mayoría de los casos o cuenta con muy poca información, por lo que deben realizarse estudios de diagnóstico y, a partir de ello, elaborar propuestas técnicas y económicas para llevar adelante la remediación ambiental correspondiente en las áreas que se encuentren afectadas, indica el informe.

La implementación de medidas de remediación y restauración ambiental se aplicaron en todos aquellos pozos petroleros antiguos y sus instalaciones accesorias, que de acuerdo a los estudios realizados estuvieron produciendo un impacto ambiental.

Impacto en los suelosDesde que el Estado asumió el control de los hidrocarburos e YPFB Corporación se hizo cargo de las operaciones del sector, priorizó, de acuerdo a estudios, las zonas más afectadas con hidrocarburos.

En ese sentido, se iniciaron operaciones de remediación. Los primeros pozos considerados como pasivos ambientales hidrocarburíferos más críticos a nivel nacional fueron los pozos SAN-31 y SAN-X3. Estos dos pozos se encuentran en el campo Sanandita, municipio de Yacuiba, provincia Gran Chaco del departamento de Tarija.

Los pozos fueron abandonados, a requerimiento de YPFB, por la Empresa Equipetrol S.A. del 1 al 26 de Julio de 2011. El abandono técnico de pozos se encuentra normado en el capítulo IV del DS 28397 Reglamento de normas técnicas y de seguridad para las actividades de exploración y explotación de hidrocarburos. En base al Reglamento se determinó qué operaciones se realizarían para el abandono del pozo.

En el pozo SAN-X3 se colocaron tres tapones de cemento en los tramos: (441-399m), (233.71-203.32m), (203.32-0m). En el SAN–31 se balanceó dos tapones de cemento en los tramos (444-363.66 m) y (218.38 – 0m).

En el caso del proyecto de remediación de pasivos ambientales en el campo Sanandita, para los pozos SAN-31 y SAN-X3, se destinó un presupuesto de más de Bs 7 millones y la empresa Sesiga Buhos se adjudicó el trabajo.

En el proyecto actualmente se realiza el retiro, transporte y tratamiento de suelos en el campo de biopilas y landfarming de la planta Sunchal. A la fecha se retiró 7.764 m3 de suelo.

Otras áreasEn áreas de contrato, como en el campo Caigua, se abandonaron los pozos CAI-8 y CAI-6 ubicados también en Yacuiba.

De acuerdo al procedimiento de remediación ambiental establecido, para la gestión 2012 se determinó la habilitación de una vía de acceso a los pozos y el abandono definitivo de los mismos. La fase de abandono, remediación y restauración se implementará en la gestión 2013. Son siete pozos situados en la provincia Gran Chaco de Tarija, entre los que figuran, SAN-2, SAN-9, SAN-17, SAN-26, SAN-28, SAN-32 e Itavicua.

Estas áreas amenazan el medio ambiente con emanaciones de líquidos, son suelos con concentraciones que serán removidos, mientras otros no requieren tratamientos, porque las concentraciones se encuentran por debajo de los límites permisibles. De modo que se aplicarán medidas de restauración y revegetarán la zona.

Emanación de líquidosEn junio del año 2005 los habitantes de El Chorro, en las proximidades de Sanandita, denunciaron que emanaba petróleo de estos pozos, contaminando las aguas de la quebrada. El derrame fue constatado por una comisión de la prefectura de Tarija, verificando la contaminación de la quebrada que abastece también para el riego agrícola.

Contaminación

Datos. Breve antecedente del pozo SAN X3 que dejó de operar hace casi 50 años, causando después de su abandono contaminación tras un derrame. 1963. YPFB deja de operar, lugareños manipulan la válvula para obtener petróleo, también la compañía SERPETBOL obtuvo petróleo del SAN X3 durante cuatro meses.1990. Un derrumbe ocasiona la ruptura de la válvula lateral del pozo SAN X3 que ocasiona un derrame intenso de petróleo.2005. YPFB realiza trabajos técnicos de emergencia para controlar el derrame, recomendando postergar el trabajo de remediación de suelos hasta que termine de escurrir el petróleo. Se estableció un promedio de 67 litros de emisiones de petróleo por día.2011. Noviembre 19 se da la orden de proceder para la remediación a Sesiga Buhos.

Tarea

Refinería remediará pasivos

YPFB Refinación anunció una licitación para la remediación de pasivos que se hallan en las piscinas Sludges, que según el gerente general, Guillermo Achá, nunca se han tratado. De acuerdo a un ensayo publicado hace dos años, en el caso de la refinería Gualberto Villarroel de Cochabamba; la posibilidad de daño ecológico es grande. En las piscinas de Sludge se almacenan los desechos finales de todo el sistema de tratamiento. En éstas, principalmente en la época de lluvia, se producen derrames que al rebalsar dañan la vegetación. Por ello, se pensó en implementar el sistema de tratamiento de lodos.

Autor: Yandira Toledo