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.