Aplicación Del Casing Drilling(2)
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Aplicación del Casing Drilling para mitigar los problemas de perforación, reducir los TNP y mejorar el control del pozo SAL X9 1.1.- INTRODUCCION Bolivia tiene la virtud de poseer favorables condiciones geológicas que aseguran la presencia de hidrocarburos en reservorios que yacen en las muchas estructuras geológicas diseminadas a lo largo de su extenso territorio, sin embargo, la sola certeza de saberse beneficiado con esta riqueza hidrocarburifera no es suficiente, sino que debe ser complementada un adecuado plan que implemente la búsqueda de estos yacimientos y habilite su estudio, comprensión, y desarrollo Actualmente este recurso no renovable es la principal fuente de ingresos del Estado Boliviano, sin embargo no existen muchas actividades exploratorias de nuevos campos y de desarrollo de campos descubiertos para incrementar las reservas de crudo, es por eso de vital importancia la implementación de nuevas formas de perforación para hallar nuevas reservas,
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perforación petrolera
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Aplicación del Casing Drilling para mitigar los problemas de
perforación, reducir los TNP y mejorar el control del pozo SAL X9
1.1.- INTRODUCCION
Bolivia tiene la virtud de poseer favorables condiciones geológicas que aseguran
la presencia de hidrocarburos en reservorios que yacen en las muchas estructuras
geológicas diseminadas a lo largo de su extenso territorio, sin embargo, la sola
certeza de saberse beneficiado con esta riqueza hidrocarburifera no es suficiente,
sino que debe ser complementada un adecuado plan que implemente la
búsqueda de estos yacimientos y habilite su estudio, comprensión, y desarrollo
Actualmente este recurso no renovable es la principal fuente de ingresos del
Estado Boliviano, sin embargo no existen muchas actividades exploratorias de
nuevos campos y de desarrollo de campos descubiertos para incrementar las
reservas de crudo, es por eso de vital importancia la implementación de nuevas
formas de perforación para hallar nuevas reservas,
Este trabajo esta dirigido a la aplicación de una nueva técnica de perforación, muy
utilizada a nivel mundial, que nos ayudara a tener mayor control en la perforación,
asi como la disminución de los tiempos no productivos, esta técnica es la
perforación con tubería de revestimiento ( Casing Drilling).
La perforación de pozos con tubulares de gran diámetro elimina la necesidad de
bajar la columna de perforación convencional, que luego debe ser extraída para
instalar la tubería de revestimiento permanente. Además, disminuye los problemas
de pérdida de circulación, mejora el control de pozo y reduce el tiempo de equipo
de producción no productivo, logrando disminuir al mismo tiempo e riego de que
se produzcan desviaciones no programadas o atascamientos de las tuberías.
Menos viajes de entra y salida del pozo, seguridad en su posicionamiento, mayor
eficiencia y menores costos en la construcción de pozos.
El uso de tubería de revestimiento para la perforación constituye una tecnología
incipiente que permite bajar los costos de construcción de pozos, mejorar la
eficiencia operacional y la seguridad, así como minimizar el impacto ambiental.
Esta técnica de perforación utiliza los tubulares de gran diámetro que quedarán
instalados permanentemente en el pozo, en lugar de la sarta de perforación
convencional. Los requerimientos económicos de los marcos geológicos
complejos, los yacimientos de menor extensión con reservas recuperables
limitadas y la necesidad de optimizar el desarrollo y la explotación de los campos
maduros hacen que las operaciones de perforación con tubería de revestimiento
resulten cada vez más atractivas para las compañías operadoras.
Los nuevos equipos de perforación compactos para operaciones de perforación
con tubería de revestimiento requieren menos potencia, utilizan menos
combustible, producen menos emisiones, operan desde localizaciones de
superficie más pequeñas y pueden ser transportados en forma más rápida y fácil
que los equipos de perforación convencionales de mayor tamaño.
Muchos incidentes de control de pozos y reventones se producen durante la
manipulación de la tubería, en comparación con las operaciones de perforación
tradicionales, la técnica de entubación durante la perforación minimiza el tiempo
inactivo del equipo de perforación generado por la existencia de episodios
inesperados, peligrosos y potencialmente costosos, tales como el atascamiento de
las tuberías o la pérdida del control del pozo resultantes de un influjo de fluido de
formación. Las operaciones de perforación con conexiones de tubulares de mayor
diámetro reducen los problemas de pérdida de circulación mediante el enlucido de
los recortes y los sólidos de perforación en la pared del pozo. Es posible que este
efecto de “empaste” genere un revoque de filtración impermeable o cree una
terminación superficial sólida que permita perforar los intervalos débiles, de baja
presión y agotados sin pérdidas significativas de fluido de perforación. Las sartas
de revestimiento poseen uniones más largas que las columnas de perforación
estándar, lo que significa que las conexiones que deben realizar los perforadores
se reducen en aproximadamente un 25%.
Otro de los beneficios que ofrecen es que se invierte menos tiempo en la
circulación del fluido o en el rectificado del pozo para mantener la estabilidad del
mismo durante la conexión de las tuberías. Las operaciones de perforación con
tubería de revestimiento eliminan varias etapas del proceso de construcción de
pozos convencionales y ofrecen otras ventajas críticas, tales como mejor
circulación del fluido y remoción de los recortes de formación para lograr una
limpieza más efectiva del pozo. El análisis de los pozos perforados hasta la fecha
con tubería de revestimiento indica que esta técnica puede reducir el tiempo de
equipo de perforación no productivo hasta de un 50% y acortar el tiempo de
perforación en un porcentaje nominal que oscila entre el 10 y el 35% por pozo, en
ciertas aplicaciones.
Aproximadamente un tercio de esta reducción se debe a la menor cantidad de
maniobras realizadas con las tuberías y el resto proviene de la prevención de los
problemas de perforación imprevistos y de la eliminación del tiempo necesario
para instalar la tubería de revestimiento en una operación independiente. Los
operadores ahora consideran a esta tecnología como una solución potencial en un
diversidad de aplicaciones comerciales, que incluyen desde la perforación de
pozos completos en tierra hasta la perforación de sólo uno o dos tramos de pozo,
en los pozos marinos que requieren sartas de revestimiento múltiples.
Los perforadores clasifican los sistemas de fondo de pozo que se utilizan para
perforar con tubería de revestimiento como no recuperables o recuperables. Un
arreglo no recuperable, o fijo, puede ser utilizado para perforar pozos con tuberías
de revestimiento cortas o con sartas de revestimiento completas. Un sistema
recuperable permite que la barrena y el BHA sean desplegados inicialmente y se
reemplacen sin necesidad de bajar y extraer la tubería de revestimiento del pozo.
En un principio, las operaciones de perforación con tubería de revestimiento se
realizaban en tierra firme, en pozos verticales, para evitar la complejidad adicional
que conllevaba las operaciones de áreas marinas. La aplicación de perforación de
pozos verticales con tubería de revestimiento avanzó a tal punto que logró
equiparar, en forma rutinaria, la eficacia de las operaciones con sartas de
perforación convencionales.
1.2.- ANTECEDENTES
1.2.1.- Datos Sobre El Bloque San Alberto
Las operaciones en el Bloque San Alberto se iniciaron a partir del 22 de abril de
1996, mediante un Contrato de Asociación Petrolífera para ejecutar actividades de
exploración y explotación petrolera firmado por Y.P.F.B. y Petrobras Bolivia S.A.
bajo una tipología contractual prevista en la Ley 1194 de 1990, compartiendo el
negocio en partes iguales, correspondiendo a 50% para cada una.
En fecha 30 de abril de 1997 Petrobras cede el 30% de su participación a la
empresa Total E&P Bolivie Sucural, quedando la sociedad con la siguiente
composición accionaria: YPFB 50%, Petrobras 35% y Total 15%.
El D.S. N° 24806 de 4 de agosto de 1997, aprobó el Modelo de Contrato de
Riesgo Compartido (Joint Venture), suscribiéndose el mismo entre YPFB y
Petrobras Bolivia S.A. el 31 de diciembre de 1997. Por efecto de la capitalización
interviene Andina S.A. participando con el 50% de YPFB, quedando la
composición accionaría de la siguiente manera: Petrobras 35%, Total 15%,
Andina 25%, YPFB (AFPs) 24.46% y Ex-empleados de YPFB 0.54%.
En el año 2010 la Empresa Total sesiona 4% de sus acciones a favor de la
empresa YPFB Chaco S.A.
Ubicación
El Bloque San Alberto se encuentra ubicado en la Provincia Gran Chaco del
departamento de Tarija, al Sureste del territorio Boliviano y muy cerca de la
frontera con la República Argentina. Figura 1.
En términos petroleros el Bloque se encuentra en la Zona Tradicionalmente
Petrolera de Bolivia y es considerada como una zona madura en cuanto al
conocimiento geológico petrolero. También por sus importantes reservas de
hidrocarburos es uno de los Campos Grandes descubiertos.
Morfoestructuralmente se encuentra situado en la Provincia Geológica del
Subandino Sur, en la Serranía San Alberto.
Figura 1. Ubicación del bloque san alberto
Fuente : auditoria a los campos 2006
TABLA 1. Datos Generales Del Bloque San Alberto
Historia exploratoria
Las primeras investigaciones sobre este campo se iniciaron con geólogos de la
Standard Oil Co. Posteriormente YPFB culminó con trabajos de geología de
superficie definiendo varias culminaciones someras, modeladas en Formaciónes
Carboníferas, entre ellas la estructura de San Alberto.
La empresa petrolera Petrobras Bolivia S.A., luego de cubrir varias fases de
prospección geológica, en 1997 inicia la etapa de perforación exploratoria
profunda en el bloque San Alberto, con el pozo SAL-X10, alcanzando una
profundidad final de 5220 mbbp, descubriendo nuevos reservorios más profundos
en las Formaciónes Huamampampa, Icla y Santa Rosa
Geologia del area
El campo San Alberto es un pliegue anticlinal alargado con rumbo predominante
Norte- Sur, esta situado al Sur de Bolivia. Morfoestructuralmente se ubica en la
faja plegada y corrida del Subandino Sur, la misma que está constituida por un
complejo sistema de serranías longitudinales, con anticlinales estrechos de
orientación Norte-Sur. Figura 2.
El principal componente tectónico que afecta esta estructura, es la falla “San
Antonio”, de carácter regional, de tipo inversa y con buzamiento hacia el oeste de
aproximadamente 70º, en superficie corta el flanco Occidental sin afectar a los
reservorios someros y profundos del campo. Los pozos del campo San Alberto se
encuentran ubicados en el bloque bajo de esta falla.
La secuencia estratigráfica investigada por la perforación de varios pozos, se inicia
en rocas de la Formación Escarpment, que aflora en superficie y luego continúa en
sucesión normal las sedimentitas cada vez más antiguas. Tabla 2.
Tabla 2. Estratigrafía
Los campos San Alberto y Sábalo se encuentran ubicados en la serranía de San
Antonio en el mismo lineamiento estructural de los campos Ramos, Agua Blanca y
Macueta que se encuentran en la República Argentina.
El área de explotación está limitada al Este por la falla “San Alberto” (no aflora en
superficie) y al Oeste por el nivel más bajo de gas conocido o LKG, (Base del
reservorio en el pozo Macueta X1002).
Perforacion exploratoria
YPFB en el año 1966 perfora el primer pozo somero, el San Alberto Nº1 (SAL-X1),
llegando a una profundidad final de 2209.0 mbbp y descubriendo petróleo de 52
ºAPI en la arenisca Miller, ubicada en la base de la Fm. Tarija, a la profundidad de
961 mbbp. Este reservorio fue explotado mediante ocho pozos someros, como
actualmente estos recursos se encuentran agotados, algunos pozos son utilizados
como pozos receptores de agua de condensación producida por la explotación de
los reservorios profundos del Sistema Devónico.
Petrobras a la fecha de la realización de las auditorias, había perforado 6 pozos
profundos, la mayoría exploratorios y cuya ubicación se muestra en la Figura 2.
En la Tabla 3, se detalla una síntesis de los reservorios de las Fms.
Huamampampa, Icla y Santa Rosa, con la denominación utilizada por Petrobras
Bolivia S.A., y son una referencia para las descripciones a seguir.
Figura 2. Mapa Base De Pozo
Fuente.- Petrobras
ANALISIS DE RESERVORIOS
Tabla 3. Descripción Generalizada De Niveles Reservorios En El Campo San
Alberto
1.2.1.1 Pozo San Alberto Nº 9 (Pozo Sal-X9)
YPF Argentina, en los campos de Macueta y Ramos (en el Norte Argentino)
descubre importantes reservas de gas en los niveles arenosos del Sistema
Devónico Medio-Inferior.
YPFB en 1988, en base a interpretaciones de mapas de geología de superficie e
integrando esta nueva información geológica, inicia la investigación de estos
mismos niveles con la perforación exploratoria del pozo profundo SAL-X9,
alcanzando una profundidad final de 4518.5 mbbp, y penetrando 199 metros en la
unidad litológica Huamampampa, Figura 3.
Figura 3. Corte Estructural Del Pozo Sal-X9, Mediante Geologia De
Superficie Y Subsuelo
Fuente: YPFB , informe geológico final pozo SAL –X9
Las pruebas de productividad confirmaron el descubimiento de un importante
yacimiento profundo de gas y condensado en la Formacion Huamampampa.
Tabla 4.
Por las limitaciones del equipo de perforación no se investigaron otros niveles
ubicados a mayores profundidades. YPFB no hizo otros pozos porque no existía
mercado de gas aparte del argentino, que ya estaba cubierto con la producción de
otros campos. Este pozo quedó en reserva.
Tabla 4. Pruebas De Producción
Los parámetros petrofísicos iniciales del reservorio descubierto, calculados en
base a la exploración aportada por el pozo SAL-X9, fueron los siguientes: Tabla 5.
Tabla 5. Parámetros Petrofísicos Sal-X9
Con estos valores y considerando un área de 36.8 km2, se estimaron por el
método volumétrico, los siguientes volúmenes preliminares de reservas: Tabla 6.
Tabla 6. Datos De Estimación De Reserva
1.3.- PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1.- Identificaion Del Problema
En el pozo SAL X9 no se investigaron otros niveles ubicados a mayores
profundidades debido principalmente a las limitaciones del equipo de perforación y
los distintos problemas que surgieron durante el proceso de perforacion como ser :
la perdida de circulación , posibles derrumbamientos de las paredes de pozo,
además del incremento de los tiempo no productivos por la subida y bajada del
arreglo de perforación.Asi en esa epoca solo existía de la demanda de gas por
parte de argentina.
En cuando a la demanda de gas a la fecha, se calcula que el mercado brasileño
demandará 5,9 TCF en función del contrato con Petrobras, vigente hasta 2019,
asimismo, el mercado argentino requerirá 4,1 TCF hasta 2026, de acuerdo con el
contrato con Enarsa y su recién pactada adenda.
Hasta el año 2026, la expansión del mercado interno y el cambio de la matriz
energética requerirá 3,1 TCF para masificar el uso del gas en los domicilios, el
programa de reconversión vehicular, además de poner en marcha las plantas de
extracción de licuables en Río Grande y Gran Chaco.
El total de la demanda generada en Bolivia y los mercados de exportación en los
próximos 16 años será de 14,8 TCF, demanda que no podrá ser satisfecha debido
a la inseguridad en la inversión externa dirigida a la exploración de nuevas
reservas
1.3.2.- Formulacion Del Problema
Las razones por las cuales dejaron de investigar y llegar a otros niveles mas
profundos fue debido a los distintos problemas ocurridos durante la perforación
como ser: la perdida de circulación , posibles derrumbamientos de las paredes de
pozo, además del incremento de los tiempo no productivos por la subida y bajada
del arreglo de perforación y como consecuencia de todo esto se tuvo un
incremento en los costos, por ello es necesario la búsqueda de un nuevo tipo de
perforación que permita tener mayor control de estos problemas y se pueda
perforar con menos costo y en menos tiempo y a mayores profundidades.
1.4.- OBJETIVOS
1.4.1.- Objetivo General
Mitigar los problemas de perforación ,minimizar los TNP y tener mayor control del
pozo SAL X9 mediante la implementación de la perforación con tubería de
revestimiento ( casing drilling)
1.4.2.- OBJETIVOS ESPECIFICOS
Establecer las características geológicas del campo San Alberto en el pozo
SAL X9
Describir la tecnología casing drilling y las herramientas necesarias para la
perforación con tubería de revestimiento en el pozo SAL X9
Determinar la viabilidad técnica de las tecnología en el pozo SAL X9 ,con
base en las solución que ofrece a los problemas de perforación
Realizar un diseño de perforación con casing drilling a mayor profundidad
Cubrir parte de la demanda interna y externa de gas hasta el 2026
1.5.- JUSTIFICACION
1.5.1.- Justificaion Tecnica
La perforacion con revestimiento es una tecnología emergente que permite
perforar y revestir de forma simultanea, gracias a ella se logra reducir el tiempo en
viajes de tuberia, se disminuyen los eventos no programados y se genera asi una
disminucion de costos
Dentro de las ventajas de la aplicación del casing drilling tenemos lo siguente:
Reduce los tiempos improductivos enla curva de perforación, y minimiza los
contratiempos dentro del pozo (combatiendo la pérdida de circulación y la
inestabilidad del hoyo)
Acelera los programas de perforación (generalmente en un 30 por ciento o
más), al reducir los contratiempos dentro del pozo y minimizar la maniobra
de la barra de perforación, el wireline (cable de perfilaje) y las horas de
circulación asociadas
Brinda una limpieza superior del pozo con circulación casi continua (no
interrumpida por maniobras), una geometría anular de diámetro único, y
velocidades anulares más elevadas
Posibilita la utilización de lodos más livianos (y, por lo tanto, menos costos)
mediante la eliminación del margen de maniobra, dado que no es necesario
maniobrar para salir del pozo; el efecto de la alta calidad del pozo y de la
densidad de circulación equivalente (equivalent circulating density, ECD)
también contribuye a contener la formación
Disminuye el torque, los problemas de arrastre y limpieza del hoyo, y
mejora la calidad del pozo. Evita la formación de ojos de llave en la barra de
perforación y otros incidentes de tuberías atascadas, y proporciona una
sarta de perforación más rígida
Crea un pozo menos tortuoso y más concéntrico, y mejora la calidad
potencial del cemento
Reduce la exposición del pozo a los daños de formación y terminación
Asiste en la corrida de sartas de tuberías de revestimiento y liners hacia el
fondo del pozo,
1.5.2.- Justificaion Economica
Se espera que con la aplicación del casing drilling los costos de la perforación
disminuyan, además de llegar a un nivel mas profundo de producción con ello se
espera que los ingresos generados por la producción del gas y condensado se
incrementen.Lo que favorecerá a la recuperación de hidrocarburos en el campo y
significara mayores ingresos para la región y a la vez se beneficiara el
departamento de Tarija por ser el departamento productor por concepto de
regalías
1.5.3.- Justificaion Ambiental
El proyecto buscara reducir el impacto ambiental
Para el análisis del presente proyecto se basara en la identificación de normas y
reglamentos especificados como el reglamento ambiental para el sector
hidrocarburos (RASH), normas ASTM, LEY 1333 y leyes del sector de
hidrocarburos
1.6.- ALCANCE
1.6.1. Alcance Tematico
Este proyecto abarca el UPSTREAM (etapas de exploración y explotación) es
aplicable en la rama de perforación
Este estudio establecerá los pasos necesarios para la implementación de la
perforación con tubería de revestimiento en el pozo SAL X9 conociendo la
caracterización de la formación, por lo que la parte de geología también será vital
para la aplicación del proyecto.
1.6.2. Alcance Geografico
El área en cuestión se encuentra ubicada en la Provincia Gran Chaco del
departamento de Tarija, al Sureste del territorio Boliviano y muy cerca de la frontera con la
República Argentina
Coordenadas UTM:
X =
Y=
Z=
Figura.- Ubicación Del Campo San Alberto
Fuente:
1.6.3. Alcance Temporal.
El trabajo tendrá una duración comprendida entre los meses de febrero hasta
noviembre del presente año , es decir un total de 10 meses, desde la evaluación
de la propuesta inicial hasta la defensa final.
1.7.- CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES
ACTIVIDAD FBR MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV
SEMANA 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4
Presentación
del Perfil de
Trabajo de
Grado
Revisión del
Perfil por el
Tribunal
Revisión con
el Tutor
Defensa del
Perfil de
Proyecto de
Grado
Presentación
de la
Fundamentaci
ón Teórica
Revisión por
Tribunal
Revisión con
el Tutor
Defensa de la
Fundamentaci
ón Teórica
Presentación
del Marco
Práctico 1ra
Parte
Revisión por
Tribunal
Revisión con
el Tutor
Defensa del
Marco
Práctico 1ra
Parte
Presentación
del Marco
Practico
Completo
Revisión por
Tribunal
Revisión con
el Tutor
Defensa del
Marco
Práctico
Completo
Presentación
del Primer
Borrador
Revisión por
Tribunal
Presentación
del Borrador
Final
Revisión por
Tribunal
Revisión con
el Tutor
Defensa ante
el Tribunal
Corrección de
errores y
presentación
en Limpio
Presentación
de
Empastados
Defensa Final
Proyecto de
Grado
TEMARIO TENTATIVO
1. CAP I GENERALIDADES
1.1. INTRODUCCION
1.2. ANTECEDENTES
1.3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA
1.3.1. IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA
1.3.2. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA
1.4. OBJETIVOS
1.4.1. OBJETIVO GENERAL
1.4.2. OBJETIVOS ESPECÍFICO
1.5. JUSTIFICACION
1.5.1. JUSTIFICACIÓN TÉCNICA
1.5.2. JUSTIFICACIÓN ECONÓMICA
1.5.3. JUSTIFICACIÓN AMBIENTAL
1.6. ALCANCES
1.6.1. ALCANCE TEMÁTICO
1.6.2. ALCANCE GEOGRÁFICO
1.6.3. ALCANCE TEMPORALCAPITULO II MARCO TEORICO
1.7.
