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• Mauricio Cadima

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El pozo mas profundo Técnicos de Repsol aseguran que se perforó 6.000 metros bajo tierra

Margarita 7, el pozo gasífero “más profundo” de Bolivia Este nuevo reservorio proveerá tres millones de metros cúbicos por día de gas. Más de 200 operarios trabajan en tres turnos para completar 24 horas diarias Gabriel Díez Lacunza / Huacaya, Chuquisaca "Esto es Margarita 7”. Así presenta a la entrada del campo un operario del yacimiento gasífero más profundo del país, hasta ahora. Acto seguido, conduce a los visitantes a los buses que los trasladarán hacia el epicentro del lugar. Margarita 7 se encuentra en el municipio de Huacaya, de la provincia Luis Calvo de Chuquisaca, en la frontera con Tarija. Este campo fue inaugurado la anterior semana. El presidente Evo Morales fue el encargado de girar por primera vez la válvula principal del pozo que, según las previsiones, producirá tres millones de metros cúbicos de gas por día (3MMCD). Esta cifra representa, de forma aproximada, el 5% de la producción diaria en Bolivia de este recurso. Desde la pista de aterrizaje, bien equipada, el traslado hasta el lugar dura 25 minutos en bus. Las medidas de seguridad están planteadas a tal extremo que el límite de velocidad al interior del campo es de 60 kilómetros por hora, y todos los visitantes están obligados a usar el cinturón de seguridad. Los algarrobos chaqueños (plantas típicas) adornan el paisaje con sus hojas puntiagudas y semisecas, mientras el colectivo va con marcha moderada hacia el pozo. En el trayecto se ven señalizaciones viales escritas en guaraní, más que todo para recordar al visitante que la región es habitada por miembros de ese pueblo indígena. Son casi las 12 del mediodía del viernes 1° de mayo, y mientras la velocidad del bus reduce hasta parquear a 100 metros de la planta procesadora, los guías explican que el Presidente dará un anuncio importante por el Día del Trabajo. Se conoce que éste estará relacionado con la capacidad de este nuevo pozo que se inaugura.

"A nueve años de la nacionalización, estamos informando (sobre la) incorporación (de) nuevos millones de metros cúbicos día para el mercado nacional e internacional, y esto permitirá el crecimiento económico”, afirma el Mandatario un par de horas más tarde. Según el gerente de Perforación de la empresa Repsol, Wálter Calderón Ponce de León, la perforación representa un desafío y una experiencia nueva cada día, ya que "lidiar contra la naturaleza es complicado”. "Es el pozo más profundo… la profundidad a la que hemos llegado es seis mil, ahí finalizó

la perforación, (ahora) estamos en plena etapa de la terminación”, explica Calderón. El pozo Margarita 8, por ejemplo, tiene una profundida de 5.250 metros. Una torre de unos 50 metros de alto le da el toque distintivo a este lugar, que además tiene alrededor de ocho tráilers especializados para que los obreros descansen, tengan sus reuniones, se alimenten y puedan ir al baño. Cada miembro del personal, desde los ingenieros encargados hasta los operadores, está equipado con un casco y sigue un protocolo de seguridad estricto. Calderón cuenta que en este campo trabajan unas 200 personas. Por la necesidad de producir los 3MMCD de gas, el trabajo se divide en tres turnos de entre 60 y 70 personas, cada uno turno. Esto para conseguir el ritmo continuo e ininterrumpido para producir las 24 horas del día. Ya son casi las 13:30. Las nubes cubren la zona y a pesar de que el sol queda en segundo plano, el calor alcanza los 30 grados. Detrás del tráiler que contiene los baños y duchas, hay varios operarios reunidos alrededor de una mesa de billar, donde dos de ellos se baten en una partida de bola 8. Todos saludan amables y vuelven la mirada a la contienda. Comparten risas y bromas antes de volver a trabajar. El gerente de Activos Operados de Repsol, Guillermo Fernández, asegura que Margarita 7 fue un pozo muy bien ejecutado con los más altos estándares de calidad. La perforación comenzó hace un año y medio y concluyó hace poco más de una semana. La tecnología empleada para conseguir esta meta fue de procedencia italiana. Para lograr la instalación de este pozo, el presidente de Repsol, Antonio Brufau, explica que en este proceso se contrató a trabajadores de las comunidades. El porcentaje de los trabajadores bolivianos supera el 95%. "Además, hemos logrado establecer una relación de confianza y de largo plazo con las comunidades vecinas y sus organizaciones representativas. Hoy, tenemos un acuerdo de cooperación y amistad que garantiza nuestro apoyo por los próximos 15 años a las comunidades de las capitanías de Macharetí”, asegura Brufau en el acto. Una vez explicadas las características de perforación y operación, el presidente Morales es el encargado de abrir la válvula que le representará a Bolivia 3MMCD de gas. Unos 30 segundos tarda en subir este elemento los más de 5.000 metros del pozo más profundo del país hasta encender la fosa de quema cual volcán en erupción. El calor que mana del lugar aumenta la temperatura de por sí elevada de esta región, que de aquí en adelante se la conocerá como Margarita 7. El pozo MGR-7 está ubicado en la cuenca del Sub Andino Sur en el campo MargaritaHuacaya del Área de Contrato Caipipendi, operado actualmente por Repsol E&P Bolivia S.A.

El Dorado El Campo El Dorado se encuentra ubicado en el departamento de Santa Cruz, provincia Cordillera, fue descubierto en el año 1999-2000 por la compañía Pan American. Con la perforación del pozo DRD-X1001, descubridor de gas condensado de la Formación Iquiri, (devónico superior), arenisca guanacos, la profundidad final del pozo fue de 6750 m, (el más profundo en Bolivia en esa época).

Posteriormente se perforó el pozo DRD-X1002, con resultados positivos productor del mismo reservorio. En el año 2004 se perforó el pozo DRD-1004, el mismo que resulto improductivo. En el año 2010 Chaco S.A perforo el pozo DRD-1005 con buenos resultados productor de gas condensado de la Arenisca Guanacos Fm. Iquiri. En el Área se han perforado un total de 7 pozos, tres son productivos de la arenisca Guanacos (DRD-X1001, DRD-X1002 y DRD1005), el resto fueron improductivos. La profundidad promedio de estos reservorios productores es de 4220 metros, La producción promedio por día actual de este campo es de 210 barriles de petróleo, 28 barriles de gasolina y 8.7 millones de pies cúbicos de gas. Toda la producción del campo es procesada en Planta Percheles.

El pozo más longevo de Bolivia produce petróleo desde hace 88 años

Desafiando 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 desde hace 88 años. Se trata del primer pozo de desarrollo estable de petróleo en Bolivia y está ubicado en uno de los mega campos 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 YPFB Corporación. “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, 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. La Paz, 17 noviembre 2012

EL PH DE FLUIDOS DE PERFORACION

Propiedades De Los Fluidos De Perforaciòn

De acuerdo con el Instituto Americano del Petróleo (API), las propiedades del fluido a mantener durante la perforación del pozo son físicas y químicas. Propiedades físicas PROPIEDAD

DESCRIPCIÓN

Densidad o peso Es la propiedad del fluido que tiene por función principal mantener en sitio los fluidos de la formación. La densidad se expresa por lo general en lbs/gal, y es uno de los dos factores, de los cuales depende la presión hidrostática ejercida por la columna de fluido. Durante la perforación de un pozo se trata de mantener una presión hidrostática ligeramente mayor a la presión de la formación, para evitar en lo posible una arremetida, lo cual dependerá de las características de la formación.

Viscosidad API

Viscosidad plástica

Es determinada con el Embudo Marsh, y sirve para comparar la fluidez de un líquido con la del agua. A la viscosidad embudo se le concede cierta importancia práctica aunque carece de base científica, y el único beneficio que aparentemente tiene, es el de suspender el ripio de formación en el espacio anular, cuando el flujo es laminar. Por esta razón, generalmente no se toma en consideración para el análisis riguroso de la tixotropía del fluido. Es recomendable evitar las altas viscosidades y perforar con la viscosidad embudo más baja posible, siempre y cuando, se tengan valores aceptables de fuerzas de gelatinización y un control sobre el filtrado. Un fluido contaminado exhibe alta viscosidad embudo. Es la viscosidad que resulta de la fricción mecánica entre: Sólidos Sólidos y líquidos Líquido y líquidos Esta viscosidad depende de la concentración, tamaño y forma de los sólidos presentes en el fluido, y se controla con equipos mecánicos de Control de Sólidos. Este control es indispensable para mejorar el comportamiento reológico y sobre todo para obtener altas tasas de penetración (ROP). Una baja viscosidad plástica aunada a un alto punto cedente permite una limpieza efectiva del hoyo con alta tasa de penetración

Punto cedente Es una medida de la fuerza de atracción entre las partículas, bajo condiciones dinámicas o de flujo. Es la fuerza que ayuda a mantener el fluido una vez que entra en movimiento. El punto cedente está relacionado con la capacidad de limpieza del fluido en condiciones dinámicas, y generalmente sufre incremento por la acción de los contaminantes solubles como el carbonato, calcio, y por los sólidos reactivos de formación. Un fluido floculado exhibe altos valores de punto cedente.

La floculación se controla de acuerdo al causante que lo origina. Se usan adelgazantes químicos cuando es causada por excesos de sólidos arcillosos y agua cuando el fluido se deshidrata por altas temperaturas.

Resistencia o fuerza de gel Esta resistencia o fuerza de gel es una medida de la atracción física y electroquímica bajo condiciones estáticas. Está relacionada con la capacidad de suspensión del fluido y se controla, en la misma forma, como se controla el punto cedente, puesto que la origina el mismo tipo de sólido (reactivo). Las mediciones comunes de esta propiedad se toman a los diez segundos y a los diez minutos, pero pueden ser medidas para cualquier espacio de tiempo deseado. Esta fuerza debe ser lo suficientemente baja para: Permitir el asentamiento de los sólidos en los tanques de superficie, principalmente en la trampa de arena. Permitir buen rendimiento de las bombas y una adecuada velocidad de circulación Minimizar el efecto de succión cuando se saca la tubería Permitir el desprendimiento del gas incorporado al fluido, para facilitar el funcionamiento del desgasificador.

Filtrado API y a HP –HT (Alta presión – Alta temperatura)

El filtrado indica la cantidad relativa de líquido que se filtra a través del revoque hacia las formaciones permeables, cuando el fluido es sometido a una presión diferencial. Esta característica es afectada por los siguientes factores: Presión Dispersión Temperatura Tiempo Se mide en condiciones estáticas, a baja temperatura y presión para los fluidos base agua y a alta presión (HP) y alta temperatura (HT) para los fluidos base aceite.

Su control depende del tipo de formación. En formaciones permeables no productoras se controla desarrollando un revoque de calidad, lo cual es posible, si se tiene alta concentración y dispersión de sólidos arcillosos que son los verdaderos aditivos de control de filtración. Por ello, es práctica efectiva usar bentonita prehidratada para controlar el filtrado API.

pH El pH indica si el lodo es ácido o básico. La mayoría de los fluidos base acuosa son alcalinos y trabajan con un rango de pH entre 7.5 a 11.5. Cuando el pH varía de 7.5 a 9.5, el fluido es de bajo pH y cuando varía de 9.5 a 11.5, es de alto pH. % Arena La arena es un sólido no reactivo indeseable de baja gravedad específica. El porcentaje de arena durante la perforación de un pozo debe mantenerse en el mínimo posible para evitar daños a los equipos de perforación. La arena es completamente abrasiva y causa daño considerable a las camisas de las bombas de lodo. % Sólidos y líquidos El porcentaje de sólidos y líquidos se determina con una prueba de retorta. Los resultados obtenidos permiten conocer a través de un análisis de sólidos, el porcentaje de sólidos de alta y baja gravedad especifica. En los fluidos base agua, se pueden conocer los porcentajes de

bentonita, arcilla de formación y sólidos no reactivos de formación, pero en los fluidos base aceite, no es posible conocer este tipo de información, porque resulta imposible hacerles una prueba de MBT.

Propiedades químicas PROPIEDAD

DESCRIPCIÓN

Dureza Es causada por la cantidad de sales de calcio y magnesio disuelta en el agua o en el filtrado del lodo. El calcio por lo general, es un contaminante de los fluidos base de agua. Cloruros Es la cantidad de iones de cloro presentes en el filtrado del lodo. Una alta concentración de cloruros causa efectos adversos en un fluido base de agua. Alcalinidad

La alcalinidad de una solución se puede definir como la concentración de iones solubles en agua que pueden neutralizar ácidos. Con los datos obtenidos de la prueba de alcalinidad se pueden estimar la concentración de iones OH– CO3 = y HCO3 –, presentes en el fluido.

MBT (Methylene Blue Test) Es una medida de la concentración total de sólidos arcillosos que contiene el fluido.

pH Las condiciones de equilibrio químico de un lodo marcan la estabilidad de sus características. Una variación sustancial del pH debida por ejemplo a la perforación de formaciones evaporíticas, salinas, calcáreas u horizontes acuíferos cargados de sales, puede provocar la floculación del lodo, produciéndose posteriormente la sedimentación de las partículas unidas.

La estabilidad de la suspensión de bentonita en un lodo de perforación es esencial para que cumpla su función como tal, por lo que será necesario realizar un continuo control del pH. Esto se puede llevar a cabo mediante la utilización de papeles indicadores (sensibilidad alrededor de 0,5 unidades) sin necesidad de recurrir a ph-metros, ya que son delicados para usarlos de forma habitual en el campo. En general, un lodo bentonítico es estable cuando su pH está comprendido entre 7 y 9,5, aproximadamente, precipitando fuera de este intervalo. Para corregir y mantener el pH dentro de los límites adecuados se pueden utilizar diferentes productos.

MUESTRAS DE NUCLEO DE FONDO DE POZO Y PARED DE POZO NUCLEO EN EL FONDO DEL POZONucleo convencional:Ventajas del muestreo convencional: Se obtiene un núcleo más grande, en una operación de corte. Es útil para tomar núcleos en formaciones consolidadas de todos lostipos de litología (areniscas, calizas, dolomías, sales, rocas ígneas ymetamórficas) Es una continuación del desarrollo de los métodos originales de laextracción de núcleos.Desventajas del muestreo convencional: La técnica requiere que se saque toda la tubería de perforación delagujero y se fije el equipo especial de muestreo en ella, antes deempezar las operaciones de muestreo. Para reanudar las operaciones de perforación normales es necesariosacar la tubería de perforación del agujero y reponer el equipo deperforación quitando el equipo de muestreo especial No se puede recuperar la muestra sin sacar toda la tubería deperforación del agujero. El atascamiento del núcleo es uno de los motivos más comunes parala terminación prematura del núcleo convencional. NUCLEO EN LA PARED DELPOZOEsta técnica se utiliza pararecuperar pequeñas muestrastras las formaciones yaperforadas a una profundidaddeterminada. Estasherramientas de muestreoayudan a:mejorar el análisis de losregistros de pozos identificar el origen y tipo derocadeterminar la localizaciónexacta de los contactos gas yaceite, gas y agua o aceite yagua dentro del yacimiento.  HERRAMIENTA DEMUESTREO DE PAREDPOR ROTACION.Muestra de núcleos de pared de pozoobtenidos por el método de rotación.  20. VENTAJAS Permite tomar 30 o más núcleos en una corrida en pozoshorizontales, desviados o extensamente largos. También se pueden obtener núcleos de 1” de diámetro y1” de longitud, por lo que se tiene una mayor calidad quelos núcleos de percusión. Proporciona muestras de roca sin daños y deformaciones, libres de micro-fracturas, permitiendo un análisis denúcleos más exactos DESVENTAJAS Se debe tener cuidado en el contacto de la herramientacon la pared, ya que solamente se obtienen las muestrasen agujero no entubado y la rugosidad de las paredes leafecta