UNIVERSIDAD UTE
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA E
INDUSTRIAS
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
ESTUDIO SOBRE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN DE
FLUIDOS DE PERFORACIÓN PARA LA CUENCA ORIENTE
ECUATORIANA
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO
DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
JERSON GABRIEL SANTACRUZ DÍAZ
DIRECTOR: ING. LUIS ALBERTO CALLE GUADALUPE
Quito, febrero 2019
FORMULARIO DE REGISTRO BIBLIOGRÁFICO
PROYECTO DE TITULACIÓN
DATOS DE CONTACTO
CÉDULA DE IDENTIDAD: 1718339706
APELLIDO Y NOMBRES: Santacruz Jerson Gabriel
DIRECCIÓN: Valle de los chillos, Francisco U y José
bustos
EMAIL: [email protected]
TELÉFONO FIJO: 02 4 511 942
TELÉFONO MÓVIL: (+593) 961114697
DATOS DE LA OBRA
TITULO: Estudio sobre los criterios de selección de
fluidos de perforación para la cuenca Oriente
ecuatoriana.
AUTOR O AUTORES: Jerson Gabriel Santacruz Díaz
FECHA DE ENTREGA DEL PROYECTO
DE TITULACIÓN:
08 de febrero del 2019
DIRECTOR DEL PROYECTO DE
TITULACIÓN:
Ing. Luis Alberto Calle Guadalupe
PROGRAMA PREGRADO POSGRADO
TÍTULO POR EL QUE OPTA: Ingeniero de Petróleos
RESUMEN: El presente trabajo consistió en un
estudio sobre los criterios de
selección de fluidos de perforación
usados en la cuenca Oriente
ecuatoriana y fue pensado para ser
aplicable para dicha cuenca. Este
trabajo fue un aporte al conocimiento
general sobre los fluidos de
perforación, sobre todo en el plano de
selección donde se emplean múltiples
criterios en procura de obtener la
máxima eficacia y eficiencia en la
perforación de pozos petroleros. Se
hizo con base en una investigación
básica descriptiva, que comprendió la
recolección y procesamiento de datos
con el fin de determinar los criterios
x
x
que se emplean en la selección de
fluidos de perforación para la cuenca
Oriente ecuatoriana. Para esto se
recurrió a información de perforación
provista por la compañía CCDC-
CNPC Ecuador (auspiciante), como
fuente principal. Mediante los datos
que se obtuvieron de esta compañía
en conjunto con la legislación
ambiental vigente para las
operaciones hidrocarburíferas en
Ecuador, y otras fuentes y
documentos, se determinaron los
criterios de selección que se
clasificaron en: Ambientales, técnicos
y económicos. Los criterios
ambientales se subclasificaron según:
El uso de fluidos y productos, y
manejo de desechos; los criterios
técnicos se subclasificaron en:
Logística, seguridad y salud, y
desempeño en perforación; los
criterios económicos se
subclasificaron en: Costos de
elaboración y manejo; y costos de
disposición final. Para los diferentes
criterios determinados fueron
propuestos ejemplos para demostrar
su aplicación. En estos ejemplos se
compararon 7 sistemas de fluidos
(Nitrato de Calcio, Polimérico, Drill in,
Bentonítico, Cloruro de Potasio,
Aceite mineral, y Espuma rígida) con
respecto al cumplimiento de los
criterios por parte de cada uno. Donde
se concluyó que: Los fluidos de base
agua (Nitrato de calcio, Polimérico,
Drill in y Bentonítico), fueron
recomendados como los más
adecuados para usarse en la cuenca
Oriente por ser ambientalmente
amigables, presentar un buen
rendimiento en perforación y generar
bajos costos.
PALABRAS CLAVES: Fluidos, Perforación, Base agua,
Criterios, Selección, Sistema de
fluido, Riesgos, Lecciones
aprendidas, Nitrato de calcio,
Polimérico, Drill in, Bentonítico, Aceite
mineral, Espuma.
ABSTRACT:
The present work consisted in a study
about the selection criteria of drilling
fluids used in the Ecuadorian Oriente
basin and was thought to be
applicable for said basin. This work
was a contribution to the general
knowledge about drilling fluids,
especially in the selection plane where
multiple criteria are used in order to
obtain the maximum effectiveness and
efficiency in the drilling of oil wells. It
was based on basic descriptive
research, which included the
collection and processing of data in
order to determine the criteria used in
the selection of drilling fluids for the
Ecuadorian Oriente basin. For this,
drilling information provided by the
company CCDC-CNPC Ecuador
(sponsor) was used as the main
source. Through the data obtained
from this company in conjunction with
the current environmental legislation
for hydrocarbon operations in
Ecuador, and other sources and
documents, the selection criteria that
were classified into: Environmental,
technical and economic were
determined. The environmental
criteria were subclassified according
to: The use of fluids and products, and
waste management; the technical
criteria were subclassified in:
Logistics, safety and health, and
performance in drilling; the economic
DEDICATORIA
Este trabajo de grado lo dedico primeramente a Dios, a quien debo todo lo
que soy y lo que aspiro ser, porque todo cuanto logre en esta vida será
gracias a su voluntad.
Posteriormente y de manera muy especial lo dedico a la memoria de mi
padre, Jaime Santacruz Córdova, quien me guio, cuidó, y educó con todo el
cariño y amor que un padre puede dar, enseñándome grandes y pequeñas
cosas de incalculable valor para mi vida. Una de ellas fue encaminarme a
esta extraordinaria carrera en la que encontré mi vocación.
También dedico este trabajo a mi madre, Ruth Díaz Rosero, quien ha estado
conmigo en toda circunstancia. Quien por su valor y sencillez se constituye
un ejemplo para mí. Y quien con mucha sabiduría, paciencia y esfuerzo me
transmite el vivir una vida con propósito.
Por último, lo dedico a mi hermano Josué, mi compañero y amigo con quien
he vivido momentos y aventuras memorables. De quien aprendo cada vez
más. Y quien me da su apoyo incondicional.
AGRADECIMIENTOS
Agradezco a Dios por haberme permitido estudiar esta ingeniería y porque
en cada paso me ayudó proveyendo siempre la solución para los problemas
que se presentaban.
A mi familia, por el apoyo recibido de ellos en estos años, que fue el medio
principal por el que pude realizar estos estudios superiores, y espero pronto
retribuir en todo cuanto me sea posible el cariño abnegado que recibí de
ustedes. Los llevo siempre en mi corazón.
A la familia Gonzales, que con una increíble generosidad me acogió en su
morada desde el primer día que vine. Que, con mucha calidez, me hicieron
sentir como un miembro más de la familia, y con quienes siempre tuve
compañía, ayuda y gratas experiencias.
A la compañía CCDC-CNPC Ecuador, por permitirme adquirir un nuevo
conocimiento experimental al aceptarme como pasante de laboratorio, y por
facilitarme el tema de este trabajo, especialmente, agradezco al Ingeniero
Henry Romero por su inmensa ayuda en el desarrollo del mismo y su
empatía y amistad en todo tiempo.
Al ingeniero Fausto Ramos, quien, además de ser un excelente
catedrático, puso mucho empeño en la coordinación de la carrera, y nos
infundió entusiasmo en todo momento, logrando así que ésta fuera
reconocida a escala nacional e internacional.
A excelentes profesores de ingeniería de petróleos como:
Ing. Luis calle Ing. Vinicio Melo Ing. Christian Castañeda
Ing. Víctor Pinto Dr. José Cóndor Ing. Danilo Vásconez
Con quienes tuve el honor de recibir cátedras impartidas con profesionalismo
y sobre todo con vocación docente.
A mis compañeros y amigos que hicieron de la universidad una experiencia
sin igual. A todos deseo éxito y espero pronto vernos como colegas en la
industria.
A todos los docentes, personal administrativo y servidores que
conforman este prestigioso centro de Estudios Superiores que Dios les
bendiga y continúen su honorable labor.
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN 1
ABSTRACT 2
1. INTRODUCCIÓN 3
1.1 OBJETIVO 10
1.1.1 OBJETIVO GENERAL 10
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 10
2. METODOLOGÍA 11
2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN 11
2.2 DETERMINACIÓN DE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN 11
2.2.1 CRITERIOS AMBIENTALES 11
2.2.2 CRITERIOS TÉCNICOS 12
2.2.3 CRITERIOS ECONÓMICOS 13
2.3 EJEMPLOS DE SELECCIÓN 13
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN 15
3.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN 15
3.2 CRITERIOS AMBIENTALES 15
3.2.1 USO DE FLUIDOS Y PRODUCTOS 15
3.2.2 MANEJO DE DESECHOS 16
3.2.3 EJEMPLO DE SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE ACUERDO A LOS CRITERIOS AMBIENTALES 18
3.3 CRITERIOS TÉCNICOS 20
3.3.1 LOGÍSTICA 20
ii
PÁGINA
3.3.1.1 Ejemplo de selección por criterios técnicos de logística 20
3.3.2 SEGURIDAD Y SALUD 21 3.3.2.1 Ejemplo de selección por criterios de Seguridad y Salud 21
3.3.3 DESEMPEÑO EN LA PERFORACIÓN 22 3.3.3.1 Ejemplo de selección por criterios técnicos de desempeño 24
3.4 CRITERIOS ECONÓMICOS 27
3.4.1 COSTOS DE ELABORACIÓN Y MANEJO 27
3.4.2 COSTOS DE DISPOSICIÓN FINAL DE DESECHOS 27
3.4.3 EJEMPLO DE SELECCIÓN POR CRITERIOS ECONÓMICOS 28
3.5 EJEMPLO DE SELECCIÓN GENERAL 29
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 32
4.1 CONCLUSIONES 32
4.2 RECOMENDACIONES 32
BIBLIOGRAFÍA 33
ANEXOS 37
iii
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 1. Límites permisibles de descarga de efluentes (descargas líquidas) 16
Tabla 2. Límites permisibles para lixiviados en la disposición final de lodos y ripios de perforación en superficie (Depósitos controlados) 17
Tabla 3. Parámetros adicionales y límites permisibles para aguas y descargas líquidas 18
Tabla 4. Evaluación de fluidos según los criterios ambientales 19
Tabla 5. Evaluación de fluidos según los criterios de logística 20
Tabla 6. Evaluación de fluidos según los criterios de seguridad y salud 21
Tabla 7. Modo de calificación 24
Tabla 11. Evaluación de fluidos según los criterios económicos 28
Tabla 12. Primera evaluación general 29
Tabla 13. Evaluación de fluidos para la sección de 16” 30
Tabla 14. Evaluación de fluidos para la sección de 12 ¼” 30
Tabla 15. Evaluación de fluidos para la sección de 8 ½” 31
iv
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 1. Sistema de circulación 4
Figura 2. Clasificación de los fluidos de perforación 7
Figura 3. Mapa de localización de la cuenca oriente 9
Figura 4. Clasificación de los criterios de selección de fluidos de perforación para la cuenca Oriente 15
Figura 5. Desempeño en perforación de los fluidos seleccionables 27
Figura 6. Costos por barril de fluido de perforación 29
v
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
ANEXO 1. RESUMEN DE ENTREVISTA 36
ANEXO 2. PANORAMA GENERAL DE LA LEGISLACIÓN AMBIENTAL PARA LA INDUSTRIA PETROLERA ECUATORIANA 38
ANEXO 3. MARCO LEGAL AMBIENTAL APLICABLE A LA INDUSTRIA PETROLERA ECUATORIANA 39
ANEXO 4. ANÁLISIS DEL RAOHE ESTABLECIDO POR EL DECRETO PRESIDENCIAL 1215 40
ANEXO 5. RECOMENDACIONES PARA REDUCCIÓN, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE DESECHOS NO CARACTERIZADOS COMO PELIGROSOS 42
ANEXO 6. DESCRIPCIONES DE LOS FLUIDOS TOMADOS PARA LOS EJEMPLOS DE SELECIÓN 43
ANEXO 7. ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS DE CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA Y TPH 45
ANEXO 8. SOBRE LA INFORMACIÓN DE REFERENCIA 46
ANEXO 9. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN 47
ANEXO 10. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN DIFERENTES CAMPOS DE LA CUENCA ORIENTE Y PROPIEDADES PROMEDIO 48
ANEXO 11. DESCRIPCIÓN DE LAS FORMACIONES TOMADA DE UN PROGRAMA DE FLUIDOS DE CCDC-CNPC ECUADOR 50
ANEXO 12. RIESGOS DURANTE LA PERFORACIÓN REGISTRADOS EN UN PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE CCDC-CNPC ECUADOR 52
ANEXO 13. LECCIONES APRENDIDAS EN LA CUENCA ORIENTE 53
vi
PÁGINA
ANEXO 14. MATRIZ DE ANÁLISIS DE RIESGOS 56
ANEXO 15. RIESGOS EN LA PERFORACIÓN DE LA CUENCA ORIENTE 57
1
RESUMEN
El presente trabajo consistió en un estudio sobre los criterios de selección de
fluidos de perforación usados en la cuenca Oriente ecuatoriana y fue
pensado para ser aplicable para dicha cuenca. Este trabajo fue un aporte al
conocimiento general sobre los fluidos de perforación, sobre todo en el plano
de selección donde se emplean múltiples criterios en procura de obtener la
máxima eficacia y eficiencia en la perforación de pozos petroleros. Se hizo
con base en una investigación básica descriptiva, que comprendió la
recolección y procesamiento de datos con el fin de determinar los criterios
que se emplean en la selección de fluidos de perforación para la cuenca
Oriente ecuatoriana. Para esto se recurrió a información de perforación
provista por la compañía CCDC-CNPC Ecuador (auspiciante), como fuente
principal. Mediante los datos que se obtuvieron de esta compañía en
conjunto con la legislación ambiental vigente para las operaciones
hidrocarburíferas en Ecuador, y otras fuentes y documentos, se
determinaron los criterios de selección que se clasificaron en: Ambientales,
técnicos y económicos. Los criterios ambientales se subclasificaron según:
El uso de fluidos y productos, y manejo de desechos; los criterios técnicos se
subclasificaron en: Logística, seguridad y salud, y desempeño en
perforación; los criterios económicos se subclasificaron en: Costos de
elaboración y manejo; y costos de disposición final. Para los diferentes
criterios determinados fueron propuestos ejemplos para demostrar su
aplicación. En estos ejemplos se compararon 7 sistemas de fluidos (Nitrato
de Calcio, Polimérico, Drill in, Bentonítico, Cloruro de Potasio, Aceite
mineral, y Espuma rígida) con respecto al cumplimiento de los criterios por
parte de cada uno. Donde se concluyó que: Los fluidos de base agua
(Nitrato de calcio, Polimérico, Drill in y Bentonítico), fueron recomendados
como los más adecuados para usarse en la cuenca Oriente por ser
ambientalmente amigables, presentar un buen rendimiento en perforación y
generar bajos costos.
PALABRAS CLAVE: Fluidos, Perforación, Base agua, Criterios, Selección,
Sistema de fluido, Riesgos, Lecciones aprendidas, Nitrato de calcio,
Polimérico, Drill in, Bentonítico, Aceite mineral, Espuma.
2
ABSTRACT
The present work consisted in a study about the selection criteria of drilling
fluids used in the Ecuadorian Oriente basin and was thought to be applicable
for said basin. This work was a contribution to the general knowledge about
drilling fluids, especially in the selection plane where multiple criteria are
used in order to obtain the maximum effectiveness and efficiency in the
drilling of oil wells. It was based on basic descriptive research, which
included the collection and processing of data in order to determine the
criteria used in the selection of drilling fluids for the Ecuadorian Oriente basin.
For this, drilling information provided by the company CCDC-CNPC Ecuador
(sponsor) was used as the main source. Through the data obtained from this
company in conjunction with the current environmental legislation for
hydrocarbon operations in Ecuador, and other sources and documents, the
selection criteria that were classified into: Environmental, technical and
economic were determined. The environmental criteria were subclassified
according to: The use of fluids and products, and waste management; the
technical criteria were subclassified in: Logistics, safety and health, and
performance in drilling; the economic criteria were subclassified into:
Elaboration and management costs; and final disposal costs. For the different
criteria determined, examples were proposed to demonstrate its application.
In these examples, 7 fluid systems (Calcium Nitrate, Polymeric, Drill in,
Bentonitic, Potassium Chloride, Mineral Oil, and Rigid Foam) were compared
with respect to the fulfillment of the criteria by each one. Where it was
concluded that: Water-based fluids (Calcium Nitrate, Polymeric, Drill in and
Bentonitic), were recommended as the most suitable for use in the Oriente
basin because they are environmentally friendly, have good drilling
performance and generate low costs.
KEY WORDS: Fluids, Drilling, Water based, Criteria, Selection, Fluid system,
Risks, Lessons learned, Calcium nitrate, Polymeric, Drill in, Bentonitic,
mineral oil, Foam.
3
1. INTRODUCCIÓN
El fluido de perforación es un sistema compuesto de sustancias líquidas,
gaseosas o una mezcla de ellas, que además contiene material sólido y
aditivos químicos, que le otorgan propiedades físico-químicas adecuadas
para las operaciones de perforación del subsuelo, las cuales tienen el
propósito de establecer un medio que conecte la superficie con un objetivo
de interés a una determinada profundidad dentro de la corteza terrestre.
Es muy común en la industria llamar lodos a los fluidos de perforación
(Schlumberger, 2018); y por conveniencia, en ciertas partes de este trabajo
se usa ese nombre.
Este fluido se desplaza a través de un sistema de circulación comprendido
por dos partes principales que son: Los componentes de superficie y los
componentes subsuperficiales; por estos últimos, fluye a lo largo de la sarta
de tuberías y ensamblaje de fondo hasta salir por las toberas de la broca, y
retorna a la superficie por el espacio anular entre: tubería de perforación -
pared de la roca y tubería de perforación - tubería de revestimiento (Gulf
profesional publishing, 2005).
El sistema de circulación es el medio a través del cual circula el fluido de
perforación. Según lo indica Reología, hidráulica y mechas de perforación (s.
f.) este sistema está conformado de las siguientes partes, con sus
respectivas funciones:
Tanques: Almacenan, reacondicionan y permiten la succión del lodo.
Bombas: Transmiten energía al fluido de perforación.
Conexiones superficiales: Permiten conectar la bomba con la sarta
de perforación. Están constituidas por el tubo vertical, la manguera de
perforación, la unión giratoria y el cuadrante.
Sarta de perforación: Conecta la superficie con el fondo del pozo,
permitiendo la penetración y profundización del mismo. Está
constituida principalmente por la tubería de perforación,
lastrabarrenas o portamechas y la mecha.
Espacio anular: A través de él regresan a la superficie el fluido y los
cortes de formación que produce la mecha.
Equipo de control de sólidos: Permite sacar del sistema los cortes o
el ripio que produce la mecha. Está constituido por la zaranda,
limpiadores de lodo, desarenadores, deslimadores y centrífugas
decantadoras.
4
El sistema de circulación se describe de manera gráfica en la figura 1. Cabe
aclarar que las dimensiones responden a un fin didáctico, y que la ilustración
representa a un taladro de perforación convencional, con torque agregado
por mesa rotatoria y fluido de perforación líquido.
Figura 1. Sistema de circulación (API, 2001)
El objetivo principal de la perforación de pozos es: Realizar un conducto
desde superficie hasta el yacimiento de una forma eficaz, amigable con el
ambiente y rentable. Para ello, los fluidos de perforación deben aportar al
alcance de este objetivo mediante el cumplimiento de ciertos objetivos
específicos, que, de acuerdo con los requerimientos de la perforación y
diseño del pozo, pueden variar en su importancia, no obstante, alcanzar o no
estos objetivos afectará de forma directa la realización del pozo y/o influirán
en su eficacia y por consiguiente en su viabilidad (Romero, 2018). Por lo
tanto, y sin seguir un orden específico, los objetivos de los fluidos quedan
enlistados de la siguiente manera:
Favorecer las operaciones de cementación y revestimiento.
Posibilitar la toma de información de herramientas y de las formaciones.
Mantener la estabilidad física y química de las formaciones productoras.
Favorecer la seguridad durante la perforación.
Facilitar las operaciones dentro de los tiempos y costos planificados.
Reducir al mínimo el impacto negativo al ambiente.
5
Las funciones a diferencia de los objetivos son cometidos que debe cumplir
el fluido de perforación para la consecución de los objetivos del fluido y por
lo tanto tienen un efecto indirecto en la realización del pozo como objetivo
principal. Varios autores como: API (2001), Gulf profesional publishing
(2005), Mitchell (2006), Baker Hughes (2006), entre otros, indican las
funciones de los fluidos de perforación, de las cuales se enlistan las más
comunes que tendría que cumplir un fluido estándar:
Transportar los recortes perforados hacia la superficie.
Mantener en suspensión a los recortes cuando la perforación se
detenga.
Controlar la pérdida de filtrado, sobre todo hacia las formaciones
de alta permeabilidad.
Controlar los influjos y arremetidas del pozo.
Enfriar y lubricar la broca y demás componentes de la sarta de
perforación.
Mitigar y minimizar los puntos apretados y los derrumbes del pozo.
Minimizar el daño de formación.
Generar desechos ambientalmente amigables.
Transferir energía hidráulica a las herramientas de fondo y a la
broca.
Dar la estabilidad y lubricidad necesaria al hoyo para las corridas
de herramientas.
Controlar la corrosión de los componentes del sistema de
circulación.
Proveer el medio adecuado para el funcionamiento de las
herramientas de medición, toma de núcleos y registros.
Para cumplir con estas funciones, los fluidos de perforación (líquidos) deben
tener ciertas propiedades, que son aquellas características físicas y
químicas que inicialmente adquieren producto de su diseño base y que, a
medida que los fluidos interactúan con el medio subterráneo, son
modificadas intencional e inintencionalmente. Por lo tanto, debe entenderse
que las propiedades de un fluido no son constantes, sino que pueden
alterarse en el transcurso de la perforación (Prieto, 2002). El mismo autor
menciona algunas de las más relevantes:
Propiedades físicas:
- Densidad
- Reología (viscosidad API, viscosidad plástica, geles)
- Filtrado API / HT, HP
- Porcentaje de arena
- Porcentaje de sólidos y líquidos
6
Propiedades químicas:
- Dureza
- Alcalinidad
- Contenidos de cloruros
- Concentración de sólidos arcillosos
- pH
Propiedades físico-químicas especiales:
- Tamaño de partícula
- Acreción
- Dispersión
- Lubricidad
- Potencial de inhibición de arcillas
Para controlar dichas propiedades en un fluido líquido y cumplir con las
funciones que a su vez permitan alcanzar los objetivos de los fluidos de
perforación, existen diferentes aditivos que se agregan al sistema como los
que describe Prieto (2002):
Densificantes:
Barita, Hematita, Galena, Magnetita, Siderita, Dolomita, Calcita.
Viscosificantes:
Bentonita, Atapulgita, CMC, Goma Xántica, HEC, Goma Guar.
Controladores de filtrado:
Bentonita, Polímeros manufacturados, Almidones, Lignitos,
Lignosulfonatos, Celulosas polianiónicas (PAC), Carbonato de Calcio.
Controladores de reología:
Lignosulfonatos, lignitos, adelgazantes poliméricos.
Controladores de pH:
Soda cáustica, Potasa cáustica, Cal.
Controladores de pérdida de circulación:
Fibra celulósica, Grafito siliconizado, Carbonato de Calcio.
Lubricantes:
Aceites minerales, Surfactantes, Grafito, Gilsonita, Bolillas de vidrio.
Surfactantes:
Para las interfaces: Aceite/agua, Agua/aire, Acero/agua, Acero/arcilla,
Arcilla/agua, Aceite/arcilla.
7
Removedores de sólidos:
Sales, Cal hidratada, Polímeros sintéticos (Poliacrilamidas), Goma
Guar, Polímeros acrílicos, Yeso.
Estabilizantes de lutitas:
Polímeros sintéticos de alto peso molecular (PHPA), Asfaltos, Sales
inorgánicas, Cal/Yeso.
Anticorrosivos:
Secuestradores de oxígeno como las sales solubles de sulfito y
sulfonato, Agentes de superficie, Sulfuros insolubles a base de Zinc.
Bactericidas:
Sulfuros orgánicos, Aminas cuaternarias, Aldehídos, Clorofenoles.
Precipitadores:
Cal, Yeso, Bicarbonato de Calcio, Carbonato de Calcio.
Los fluidos de perforación están compuestos por una fase predominante en
la cual son agregados los aditivos. Dependiendo de la naturaleza de esta
fase y los ingredientes primarios, los fluidos de perforación se clasifican
como se indica en la figura 2. Además, se subcategoriza a los fluidos base
agua.
Figura 2. Clasificación de los fluidos de perforación (Nistov, James, & Walker, 2007) (API, 2001) (Gulf profesional publishing, 2005) (Castillo, 2008)
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
LÍQUIDOS
FLUIDOS BASE NO ACUOSA
GRUPO 1
CRUDO, DIÉSEL
GRUPO 2
ACEITES DE BAJA
TOXICIDAD
GRUPO 3
ÉSTERES, PARAFINAS
FLUIDOS BASE AGUA
DISPERSO
INHIBIDO
SALES INORGÁNICAS
SALES ORGÁNICAS
CÁLCICO
NO INHIBIDO
FOSFATO -BENTONÍTICO
LIGNITO LIGNO -SULFONATO
NO DISPERSO
INHIBIDO
POLIMÉRICO -AMINA / GLICOL
POLIMÉRICO -KCl
DRILL-IN SALINOS
NO INHIBIDO
POLÍMERO -BENTONÍTICO
NATIVO
POR SU EFECTO EN LOS SÓLIDOS PERFORADOS
NEUMÁTICOS
GAS SECO
AIRE
MEZCLAS LÍQUIDO-GAS
NIEBLA
ESPUMA
LODO AIREADO
8
Los fluidos de perforación base agua son el tipo de fluidos de los que se
entiende que su fase continua es el agua, y existe una gran variedad de
combinaciones que se logran a partir de este líquido, debido a la diversidad
de aditivos que se encuentran en el mercado. Son el tipo de fluidos de
perforación más usado; se estima que aproximadamente el 80% de todos los
pozos son perforados con esta clase de fluidos (West, 2006). La razón se
encuentra en sus beneficios en términos: económicos, ambientales, de
desempeño técnico, y en la amplia gama de productos que son compatibles
con la fase acuosa.
También es necesario mencionar que en la perforación los fluidos llegan a
tener en su sistema elementos que forman parte de la composición de
manera inintencional, es decir, que se encuentran como contaminantes, esto
sucede porque ingresan al sistema como producto de la perforación y por
consiguiente pueden modificar las características del fluido preparado,
afectando así su rendimiento.
Como lo señala Castillo, Á. (2008) y también lo indica la figura 2, los
sistemas de fluidos a base de agua pueden clasificarse considerando
algunos factores como el efecto del fluido en los sólidos y material arcilloso
que se incorporan durante el proceso de perforación, teniendo así cuatro
grupos, en los que se encontrarían la mayoría de fluidos de perforación
usados actualmente, y éstos son:
Sistemas Dispersos - Inhibidos. Éstos usan dispersantes químicos para
el control de los sólidos perforados, y también emplean iones para
controlar la hidratación y debilitamiento mecánico de las arcillas.
Sistemas Dispersos - No inhibidos. Éstos usan agentes químicos para
mantener dispersa la bentonita sódica, y no se emplean inhibidores a
base de sal ya que la presencia de los dispersantes es suficiente para
controlar los sólidos perforados.
Sistemas No dispersos - Inhibidos. En estos la ausencia de dispersante
va a permitir que las arcillas encuentren su equilibrio natural en el
sistema, y también para este caso, se agregan agentes inhibidores que
controlen la hidratación de las arcillas de la formación. Estos agentes
comúnmente son sales.
Sistemas No dispersos - No Inhibidos. No usan dispersantes para
controlar el efecto tanto de las arcillas que se adicionan intencionalmente
al lodo, así como las que se incorporan como producto de la perforación.
Esto significa que las arcillas se equilibrarán de forma natural en este tipo
de sistemas. Tampoco tienen agentes de inhibición en su sistema.
9
La cuenca oriente ecuatoriana es una cuenca sedimentaria de gran
importancia tanto científica como económica. Se encuentra ubicada en
región amazónica y es parte de la provincia petrolífera Putumayo-Oriente-
Marañón, siendo el segmento que contiene el mayor volumen de
hidrocarburos de los tres con aproximadamente 33000 millones de barriles
de petróleo original en sitio (POES), y 8600 millones de bls de petróleo en
reservas probadas + probables según datos de finales del año 2010, de las
cuales resta al menos un 40% por producir (Baby, Rivadeneira, & Barragán,
2014). Los mismos autores señalan que esta cuenca, actualmente, está
conformada por tres corredores (plays) principales: el corredor Occidental o
Subandino, el corredor Central o Sacha-Shushufindi y el corredor Oriental o
Capirón-Tiputini; los tres con características propias en sus trampas, crudos
y reservorios.
La figura 3 demuestra la ubiación de la cuenca en el territorio ecuatoriano.
Figura 3. Mapa de localización de la cuenca oriente (Estupiñán, Marfil, Scherer, & Permanyer, 2010)
La actividad exploratoria y extractiva en esta cuenca comprende 5 etapas
remarcables, que van desde su inicio en 1921 hasta la actualidad (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2014). En cada una de estas etapas la perforación
ha sido clave, tanto para el descubrimiento de prospectos petrolíferos, como
para la delimitación de estructuras de interés y el desarrollo de las mismas.
Bleier (1990) afirma lo siguiente: “La selección del fluido de perforación
apropiado es importante para el éxito de la operación de perforación. Ningún
fluido es adecuado para todas las situaciones”. (Esta premisa es
ampliamente conocida y aceptada en el ámbito de la perforación; a ello se
debe la existencia de la ingeniería de fluidos de perforación como un trabajo
especializado). Por lo tanto, para identificar los fluidos idóneos para
10
determinado proyecto de perforación se deberían aplicar ciertos criterios.
Los criterios de selección son discernimientos basados en normativas y
datos comprobados que permiten diferenciar a los tipos fluidos por su valor
para determinado trabajo. Para definir estos criterios, primeramente, es
necesario conocer las particularidades del proyecto, y para ello deben ser
planteadas y contestadas algunas interrogantes como las que menciona Gulf
profesional publishing (2005):
¿Qué tipo de pozo se va a perforar?
¿Cuáles son los mayores riesgos en el pozo?
¿Existe algún desafío en logística que se deba considerar?
¿Qué regulaciones ambientales se deben cumplir en este proyecto?
Posteriormente, los datos que respondan a este tipo de interrogantes son
enfocados al cumplimiento de los objetivos de los fluidos de perforación para
obtenerse así los criterios de selección.
En el caso de la perforación en la cuenca oriente, se han venido empleando
los criterios de selección que las circunstancias han demandado (Romero,
2018), no obstante, a la fecha, no se encuentra un análisis detallado, formal
y accesible sobre este tema.
1.1 OBJETIVO
1.1.1 OBJETIVO GENERAL
Determinar los criterios empleados en la selección de los fluidos para la
perforación de la cuenca Oriente ecuatoriana con base en información de la
compañía CCDC-CNPC Ecuador.
1.1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Clasificar los criterios de selección de acuerdo a la naturaleza de los
parámetros involucrados.
Determinar los criterios ambientales, técnicos y económicos para la
selección de los fluidos de perforación.
Proponer ejemplos de selección de diferentes fluidos de perforación
conforme a los criterios determinados para cada sección.
11
2. METODOLOGÍA
Este trabajo se fundamentó en una investigación básica descriptiva que
implicó la recopilación de información de varios recursos bibliográficos,
incluidos datos referenciales proporcionados por la compañía CCDC-CNPC
(Ecuador Branch). Esta información, especificada en los subtítulos
siguientes, se analizó, procesó y describió de modo que facilite la
comprensión del tema propuesto. Además, este estudio es de carácter
prospectivo puesto que establece las bases para nuevas investigaciones.
2.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN
Esta clasificación se realizó agrupando a los criterios según la índole de su
contenido. Para esto se recopiló y procesó información de las siguientes
fuentes: La normativa que rige la industria petrolera del Ecuador en materia
ambiental; datos provistos por CCDC-CNPC Ecuador (Programas y reportes
finales de fluidos de perforación, lecciones aprendidas y riesgos
operacionales durante la perforación); tesis de pregrado, artículos científicos,
manuales de fluidos de perforación, libros, catálogos y sitios web relevantes
para el tema de estudio.
2.2 DETERMINACIÓN DE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN
En primera instancia, se realizó una entrevista como una herramienta de
investigación cualitativa que sirva de punto de partida para tener una idea
clara de los requerimientos ambientales, técnicos y económicos. Esta
entrevista fue realizada al ingeniero Henry Romero (Laboratorista de fluidos
de perforación de la compañía CCDC-CNPC Ecuador) y experto en fluidos
de perforación y completación. Las preguntas y respuestas más relevantes
de dicha entrevista, fueron incluidas en el anexo 1 de este trabajo.
Posteriormente se revisó información de diversas fuentes bibliográficas, en
procura de obtener datos puntuales y confiables que permitan relacionar los
fluidos de perforación con el cumplimiento de los objetivos, y así determinar
los criterios de selección respectivos.
2.2.1 CRITERIOS AMBIENTALES
Para la determinación de estos criterios, se analizó y describió información
sobre legislación ambiental ecuatoriana y, en especial, el Reglamento
Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas en el Ecuador (RAOHE).
12
Legislación ambiental para la industria petrolera ecuatoriana. Se
revisaron el panorama general, la categorización de la normativa, y las
leyes que influyen en las actividades de perforación y por ende en el área
de fluidos. Esto quedó incluido en los anexos 2 y 3 del presente trabajo.
Análisis del RAOHE. Se analizaron los artículos: 24, 29, 52, 56 y 59 que
señalan aspectos a considerar sobre las operaciones de perforación, uso
y desecho de fluidos y ripios (Véase el anexo 4 de este trabajo); sobre
todo se hizo especial énfasis en los datos concernientes al desecho de
fluidos contenidos en las tablas de límites máximos permisibles de esta
normativa (Véase también el anexo 5).
A partir de este análisis, se determinaron los criterios para seleccionar los
mejores fluidos en cuanto al cumplimiento de la normativa establecida para
el manejo de fluidos, sus productos químicos constituyentes y ripios
producidos, así como la disposición final de los mismos.
2.2.2 CRITERIOS TÉCNICOS
La determinación de estos criterios se hizo mediante el estudio por
secciones de pozo. Sabiendo que un pozo convencional de la cuenca oriente
tiene tres secciones (superficial, intermedia y productora), se procesaron
datos de pozos de tres secciones de la información de perforación cuenca
oriente proporcionada por la compañía CCDC-CNPC Ecuador como fuente
principal; también se revisaron otras fuentes las cuales fueron debidamente
citadas.
La información de CCDC-CNPC se procesó de la siguiente manera:
De los programas de perforación, reportes finales de perforación se
extrajeron datos como: los tipos de fluidos utilizados en las diferentes
secciones de los pozos, las propiedades de dichos fluidos, la geometría
de los pozos, las formaciones geológicas atravesadas y manejo de los
fluidos durante la perforación (Véase los anexos 6-12).
De los registros de lecciones aprendidas de varios pozos dentro de la
cuenca oriente, se extrajeron y tabularon los eventos que se pueden
presentar en las formaciones geológicas de la cuenca Oriente (Ver el
anexo 13).
De los registros de riesgos durante la perforación se extrajeron y
tabularon datos de las eventualidades más comunes que suelen
generarse en la perforación de diferentes campos de la cuenca Oriente
(para pozos de 3 secciones), con su respectiva probabilidad de
ocurrencia y severidad, y se analizó el grado de riesgo para cada
13
evento, (análisis con base en el método semicuantitativo GHA (Gross
Hazard analysis). (Ver anexos 12, 14 y 15).
2.2.3 CRITERIOS ECONÓMICOS
A partir del análisis de diversas fuentes de información, y la entrevista
realizada al ingeniero especialista en fluidos de perforación Henry Romero,
se determinaron los criterios económicos basados en los costos de
elaboración, manejo, logística, y disposición final de residuos.
2.3 EJEMPLOS DE SELECCIÓN
Para simular la selección de fluidos por medio de criterios, se propuso el uso
de tablas comparativas donde se evaluaron 7 diferentes fluidos de
perforación con respecto al cumplimiento de los criterios ya determinados
para un pozo convencional de la cuenca oriente.
Se evaluaron cinco sistemas de base agua, un sistema base no acuosa y un
sistema espumado. Los fluidos base agua fueron inspirados en los sistemas
que usa la compañía CCDC-CNPC Ecuador en la cuenca Oriente, los
mismos que podrían ser candidatos potenciales para nuevos proyectos de
perforación. Estos fluidos pueden tener diversos nombres comerciales,
dependiendo de la compañía que preste este servicio; sin embargo, en su
formulación contienen ingredientes similares; que confieren al fluido
propiedades similares, por lo cual se emplearon sus nombres genéricos.
Para el ejemplo de selección por criterios ambientales se hicieron
discernimientos simples con base en el cumplimiento o no de los
parámetros de cada criterio. Después se describieron los fluidos que
cumplieron con la mayoría de los parámetros y las observaciones
correspondientes.
El ejemplo de selección por criterios técnicos se hizo según la
subclasificación propuesta:
- Para los criterios técnicos de logística y seguridad y salud se hicieron
discernimientos simples en base al cumplimiento o no de los
parámetros de cada criterio.
- Para los criterios técnicos de desempeño se empleó un modo de
calificación con 4 categorías y valores asignados, para definir el grado
de cumplimiento de los parámetros calificándolo de 1 al 4; y además se
da peso a los criterios más estrechamente relacionados con los riesgos
14
de grado ALTO, para que cobren mayor relevancia en la evaluación y
en la posterior selección. Esto se hizo duplicando el valor del
rendimiento obtenido por cada fluido en los criterios ponderados. Al final
se describieron los fluidos con mejor puntaje.
Las tablas comparativas se hicieron por sección asumiendo el caso de
un pozo de tres secciones (16”, 12 ¼” y 8 ½”).
- Para los ejemplos de evaluación económica se propusieron costos
referenciales de elaboración de cada fluido, y se hicieron tablas donde
se analizó la relación desempeño/costo. Después se seleccionaron los
fluidos que representaron los costos más bajos para la cuenca oriente.
También se propuso un ejemplo de selección general donde se
evaluaron los fluidos. Primeramente, se hizo una selección con base en
los criterios ambientales, de logística, y de salud y seguridad, luego, los
fluidos seleccionados pasaron a evaluarse según la relación Desempeño
técnico/Costo por barril para las tres secciones antes mencionadas, de la
que se seleccionaron los sistemas mejor calificados.
15
Criterios Técnicos Criterios Ambientales
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1 CLASIFICACIÓN DE LOS CRITERIOS DE SELECCIÓN
Los criterios de selección fueron clasificados a partir la naturaleza de los
parámetros de estudio en tres categorías principales. Estas categorías
fueron empleadas para diferenciar los criterios de estudio y agruparlos
dentro de un título general que simplifique el análisis. Además, se
subdividieron según se indica en la figura 4 a continuación:
Figura 4. Clasificación de los criterios de selección de fluidos de perforación para la cuenca Oriente
3.2 CRITERIOS AMBIENTALES
3.2.1 USO DE FLUIDOS Y PRODUCTOS
Para el uso de fluidos de perforación y productos que se agregan a los
mismos se determinaron los siguientes criterios ambientales:
Cumplimiento del uso de productos químicos justificados técnica y/o
económicamente y con su debido sustento.
Favorecimiento del uso reducido de químicos en cuanto a cantidad y
especialmente productos peligrosos.
Criterios Económicos
CRITERIOS DE SELECCIÓN
- Uso de fluidos y
productos
- Manejo de desechos
- Costos de elaboración y manejo
- Costos de disposición
final de desechos
- Logística
- Seguridad y salud
- Desempeño en perforación
16
3.2.2 MANEJO DE DESECHOS
Para evaluar a los fluidos que faciliten el manejo de desechos sólidos y
líquidos producidos por efecto de la perforación, se establecieron criterios
basados en las normas técnicas analizadas que incluyen las tablas con los
parámetros, valores máximos referenciales y límites permisibles para el
monitoreo ambiental interno rutinario y control ambiental, contenidos en el
anexo 2 del artículo 87 del RAOHE.
Tomando en cuenta los desechos líquidos que se generen a partir del uso de
los fluidos de perforación, se determinó el siguiente criterio basado en la
tabla 4 del RAOHE:
Generación de desechos líquidos que cumplan con los parámetros para
descarga de efluentes que se detallan en la tabla 1 siguiente:
Tabla 1. Límites permisibles de descarga de efluentes (descargas líquidas)
Valores límite en efluentes (Medición en punto de descarga)
Parámetro Expresado
en Unidad
Valor límite permisible
Promedio anual
Potencial hidrógeno pH --- 5<pH<9 5,0<pH<9,0
Conductividad eléctrica CE µS/cm <2500 <2000
Hidrocarburos totales TPH mg/l <20 <15
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <120 <80
Sólidos totales ST mg/l <1700 <1500
Bario Ba mg/l <5 <3
Cromo (Total) Cr mg/l <0,5 <0,4
Plomo Pb mg/l <0,5 <0,4
Vanadio V mg/l <1 <0,8
Nitrógeno global (Incluye N orgánico, amoniacal y óxidos)
NH4-N mg/l <20 <15
Fenoles --- mg/l <0,15 <0,10
Valores límite en el cuerpo receptor (Medición en punto de control)
Parámetro Expresado
en Unidad
Valor límite permisible
Promedio anual
Temperatura --- °C +3°C ---
Potencial hidrógeno pH --- 6,0<pH<8,0 6,0<pH<8,0
Conductividad eléctrica CE µS/cm <170 <120
Hidrocarburos totales TPH mg/l <0,5 <0,3
Demanda química de oxígeno DQO mg/l <30 <20
Hidrocarburos aromáticos policíclicos HAPs mgC/l <0,0003 <0,0002
(Decreto ejecutivo 1215, 2001)
17
Los fluidos de perforación y ripios que vayan a ser desechados en superficie,
deberán cumplir con los parámetros estipulados en la tabla 7 del anexo 2 del
RAOHE, por lo tanto, en la selección de los fluidos debería considerar lo
siguiente:
Generación de residuos (lodos y ripios; para ser desechados en
superficie), que cumplan con los parámetros para lixiviados registrados
en la tabla 2 a continuación:
Tabla 2. Límites permisibles para lixiviados en la disposición final de lodos y ripios de
perforación en superficie (Depósitos controlados)
Sin impermeabilización de la base
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Potencial hidrógeno pH --- 6<pH<9
Conductividad eléctrica CE µS/cm 4000
Hidrocarburos totales TPH mg/l <1
Hidrocarburos aromáticos policíclicos HAPs mgC/l <0,003
Cadmio Cd mg/l <0,05
Cromo total Cr mg/l <1,0
Vanadio V mg/l <0,2
Bario Ba mg/l <5
Con impermeabilización de la base
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Potencial hidrógeno pH --- 4<pH<12
Conductividad eléctrica CE µS/cm 8000
Hidrocarburos totales TPH mg/l <50
Hidrocarburos aromáticos policíclicos HAPs mgC/l <0,005
Cadmio Cd mg/l <0,5
Cromo total Cr mg/l <10,0
Vanadio V mg/l <2
Bario Ba mg/l <10
(Decreto ejecutivo 1215, 2001)
Además de los parámetros anteriormente descritos, se tomó en cuenta los
datos de la tabla 10 del anexo 2 del RAOHE, sobre parámetros adicionales y
límites permisibles para aguas y descargas líquidas, de los cuales se obtuvo
el siguiente criterio:
18
Generación de desechos líquidos que cumplan los parámetros
adicionales señalados en la tabla 3 a continuación:
Tabla 3. Parámetros adicionales y límites permisibles para aguas y descargas líquidas
Parámetro Expresado en Unidad Valor límite permisible
Cloruros Cl- mg/l <2500
Sulfatos SO42- mg/l <1200
Fluoruros F- mg/l <5,0
Cadmio Cd mg/l <0,1
Mercurio Hg mg/l <0,01
Níquel Ni mg/l <2,0
Selenio Se mg/l <0,5
Cianuros libres CN- mg/l <0,05
Sulfuro de hidrógeno H2S mg/l <0,0002
Demanda bioquímica de oxígeno
DBO5 mg/l <40
Fenoles --- mg/l <0,15
(Decreto ejecutivo 1215, 2001)
Adicional a estos parámetros, el RAOHE incluye recomendaciones para la
disposición final de desechos no caracterizados como peligrosos. Estas
recomendaciones se registraron en el anexo 5 de del presente trabajo.
3.2.3 EJEMPLO DE SELECCIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN DE
ACUERDO A LOS CRITERIOS AMBIENTALES
Para todos los ejemplos se tomaron como referencia 7 sistemas de fluidos
diferentes con las siguientes sustancias base:
Fluidos base agua: Nitrato de Calcio, Polimérico, Bentonítico, Drill in,
y Cloruro de Potasio.
Fluido base no acuosa: Aceite mineral.
Fluido base líquido - gas: Espuma rígida.
Las descripciones de estos fluidos para motivo de ejemplo se incluyen en el
anexo 6 del presente trabajo.
En la tabla 4, a continuación, se indica un ejemplo de comparativa entre los
sistemas candidatos según el cumplimiento () o no (x) de los criterios
ambientales determinados.
19
Tabla 4. Evaluación de fluidos según los criterios ambientales
CRITERIOS AMBIENTALES
SISTEMAS DE FLUIDOS
Nit
rato
de
Calc
io
Po
lim
éri
co
Dri
ll in
Ben
ton
ita
Clo
ruro
de
Po
tasio
Aceit
e
min
era
l
Esp
um
a
ríg
ida
Uso de productos químicos justificados técnica y/o
económicamente y con su debido sustento
Favorable al uso reducido de químicos en cuanto a cantidad
y especialmente productos peligrosos
X X
Generación de desechos líquidos que cumplan con los parámetros para descarga de
efluentes de la tabla 1
X X
Generación de residuos (lodos y ripios) que cumplan con los
parámetros para lixiviados registrados en la tabla 2
X X
Generación de desechos líquidos que cumplan los parámetros adicionales señalados en la tabla 3
X X
Esta evaluación generó las siguientes conclusiones:
- Los sistemas: Nitrato de calcio, Polimérico, Drill in, Bentonita, y
Espuma rígida cumplen con los parámetros ambientales, por lo tanto,
podrían ser usados en la cuenca oriente.
- El sistema a base de Cloruro de potasio no favorece el uso reducido de
químicos y genera desechos que superan los límites de conductividad
eléctrica (Tablas 1 y 2) y cloruros (Tabla 3); así que, para ser usado en la
cuenca Oriente se requeriría de un mayor tratamiento a los desechos.
- El fluido de Aceite mineral genera desechos que exceden los límites de
TPH y HAPs (Ver anexo 7) y no favorece el consumo reducido de químicos;
aun así, con las justificaciones técnicas y económicas suficientes podría ser
empleado en la cuenca Oriente, como se ha hecho en el campo Villano.
20
3.3 CRITERIOS TÉCNICOS
3.3.1 LOGÍSTICA
Los criterios de logística más relevantes fueron determinados con base en el
contexto de la perforación en la cuenca Oriente ecuatoriana; los mismos se
describen a continuación:
Operación con personal capacitado en fluidos convencionales.
Operación con facilidades y equipos convencionales.
Requerimiento de productos convencionales para el diseño de los
sistemas de fluidos.
Empleo de recursos hídricos cercanos a la locación.
Demanda convencional de energía.
3.3.1.1 Ejemplo de selección por criterios técnicos de logística
La tabla 5 describe la evaluación de los fluidos candidatos en relación al
cumplimiento de los criterios técnicos de logística.
Tabla 5. Evaluación de fluidos según los criterios de logística
CRITERIOS TÉCNICOS DE LOGÍSTICA
SISTEMAS DE FLUIDOS
Nit
rato
de
Calc
io
Po
lim
éri
co
Dri
ll in
Ben
ton
ita
Clo
ruro
de
Po
tasio
Aceit
e
min
era
l
Esp
um
a
ríg
ida
Operación con personal capacitado en fluidos convencionales X
Operación con facilidades y equipos convencionales X X
Requerimiento de productos convencionales para el diseño de los
sistemas de fluidos X X
Empleo de recursos hídricos cercanos a la locación X
Demanda convencional de energía X
Esta evaluación sugiere lo siguiente:
- Los sistemas: Nitrato de calcio, Polimérico, Drill in, Bentonita, y Cloruro
21
de Potasio cumplen con los criterios de logística para la cuenca Oriente
ecuatoriana; de modo que, podrían ser usados en ese lugar.
- El fluido de Aceite mineral requiere de equipos apropiados para su
almacenamiento y manejo; además de y grandes volúmenes de fluido base
que deberán ser transportados porque comúnmente no se hallan cerca la
locación, lo que implica algunos problemas en logística; por lo tanto, su uso
no se recomienda a menos que la relación costo-beneficio sea favorable.
- El fluido Espumado incumple la mayoría de los criterios de logística;
además de ser un fluido poco empleado en la perforación; por lo tanto, su
uso para la cuenca Oriente no se recomienda a menos que la relación costo-
beneficio sea favorable.
3.3.2 SEGURIDAD Y SALUD
Los criterios relacionados a las medidas de seguridad y salud laboral que
tienen mayor relevancia en la selección de fluidos de perforación fueron los
siguientes:
Facilidad de control de arremetidas.
Uso de sustancias no peligrosas.
Operación con niveles convencionales de ruido y polvo.
3.3.2.1 Ejemplo de selección por criterios de Seguridad y Salud
Tabla 6. Evaluación de fluidos según los criterios de seguridad y salud
CRITERIOS TÉCNICOS DE SALUD Y SEGURIDAD
SISTEMAS DE FLUIDOS
Nit
rato
de
Calc
io
Po
lim
éri
co
Dri
ll in
Ben
ton
ita
Clo
ruro
de
Po
tasio
Aceit
e
min
era
l
Esp
um
a
ríg
ida
Facilidad de control de arremetidas X X
Uso de sustancias no peligrosas X X
Operación con niveles convencionales de ruido y polvo X
De esta evaluación se tiene el siguiente análisis:
- Los sistemas: Nitrato de calcio, Polimérico, Drill in, Bentonita, y
Cloruro de Potasio cumplen con los criterios de seguridad y salud, por lo
tanto, podrían ser usados en la cuenca Oriente.
22
- El fluido de Aceite mineral, presenta un problema grave en cuanto al
control de pozos, y se debe a que los influjos pueden no ser detectados a
tiempo, por cuanto el gas se disuelve en la fase aceitosa (Drilling-mud.org,
2014). Y además de la toxicidad de los emulsificantes y dispersantes que
contiene (Bennett, 1984), emite vapores que son nocivos a corto y largo
plazo, por lo tanto, no se recomienda su uso a menos que se tomen en las
medidas correspondientes para cumplir estos criterios.
- El fluido Espumado, a pesar de que controla los influjos de mejor manera
que los fluidos neumáticos, por su naturaleza no puede suspender el
material densificante necesario para contrarrestar las arremetidas del pozo, y
además requiere de equipos compresores y bombas que incrementan el
ruido en la estación de trabajo; por lo tanto, no se recomienda su uso a
menos que se garantice un mínimo riesgo de arremetidas.
3.3.3 DESEMPEÑO EN LA PERFORACIÓN
La determinación de los criterios para evaluar el desempeño de los fluidos
de perforación en la cuenca Oriente requirió de datos y análisis que se
registraron en los anexos 9 -15. Además, los criterios fueron determinados
por secciones de pozo como se verá a continuación:
Para la sección superficial
Transmisión de información por pulsos de presión.
Favorable para análisis de ripios.
Facilidad de cambio de sistema de fluido.
Compatibilidad con los fluidos de las formaciones.
Favorece alta rata de penetración ROP.
Favorece la limpieza en hoyo vertical.
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 50°.
Provisión de estabilidad a las paredes del hoyo.
Control de arcillas tipo gumbo.
Resistencia a la contaminación de calcio.
Manejo de alto contenido de sólidos.
Inhibición de arcillas químicamente reactivas.
Control de pérdida de circulación.
Control de influjos de agua.
Prevención de formación de espuma.
Prevención de pega diferencial.
Baja dispersión-erosión.
Baja tendencia al embolamiento.
Favorece amplio diámetro de hoyo.
23
Para la sección intermedia
Transmisión de información por pulsos de presión.
Favorable para análisis de ripios.
Facilidad de cambio de sistema de fluido.
Baja interferencia en la toma de registros de pozo.
Compatibilidad con los fluidos de las formaciones.
Favorece alta rata de penetración ROP.
Favorece la limpieza en hoyo vertical.
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 50°.
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 90°.
Provisión de estabilidad a las paredes del hoyo.
Resistencia a la contaminación de calcio.
Manejo de alto contenido de sólidos.
Inhibición de arcillas químicamente reactivas.
Control de pérdida de circulación.
Control de influjos de agua.
Prevención de formación de espuma.
Prevención de pega diferencial.
Baja dispersión-erosión.
Baja tendencia al embolamiento.
Para la sección de producción
Transmisión de información por pulsos de presión.
Favorable para análisis de ripios.
Favorable para toma de núcleos.
Facilidad de cambio de sistema de fluido.
Baja interferencia en la toma de registros de pozo.
Compatibilidad con los fluidos de las formaciones.
Inhibición de arcillas químicamente reactivas.
Favorable para limpieza en hoyo vertical.
Favorable para limpieza en hoyo de hasta 50°.
Favorable para limpieza en hoyo de hasta 90°.
Provisión de estabilidad a las paredes del hoyo.
Manejo de alto contenido de sólidos.
Control de pérdida de circulación.
Control de influjos de agua, petróleo y/o gas.
Prevención de formación de espuma.
Prevención de pega diferencial.
Prevención de daño de formación.
Nota: Ciertos criterios pueden tener más relevancia que otros en el plano de
evaluación, dependiendo del análisis de riesgos que se haya hecho sobre la
locación a perforarse.
24
3.3.3.1 Ejemplo de selección por criterios técnicos de desempeño
En el siguiente ejemplo, se propusieron las siguientes secciones: 16”, 12 ¼”
y 8 ½”; correspondientes a las tablas 8, 9 y 10; Se asignaron valores al factor
de desempeño como indica la tabla 7, y además se incluyó la ponderación
para ciertos criterios de acuerdo al análisis de riesgos del anexo 15.
Tabla 7. Modo de calificación
Desempeño Factor Factor en Criterios de Riesgo ALTO
Malo 0 0
Regular 1 2
Bueno 2 4
Muy bueno 3 6
Tabla 8. Evaluación de fluidos según los criterios de desempeño para la sección de16”
Sección de 16” SISTEMAS DE FLUIDOS
CRITERIOS TÉCNICOS DE DESEMPEÑO
Nit
rato
de
Calc
io
Po
lim
éri
co
Dri
ll in
Ben
ton
ita
Clo
ruro
de
Po
tasio
Aceit
e
min
era
l
Esp
um
a
ríg
ida
Transmisión de información por pulsos de presión 3 3 3 3 3 3 0
Favorable para análisis de ripios 3 3 3 3 3 1 1
Facilidad de cambio de sistema de fluido 3 3 3 3 3 1 1
Compatibilidad con los fluidos de las formaciones 2 3 3 3 2 1 3
Favorece alta rata de penetración ROP 3 2 2 2 3 3 3
Favorece la limpieza en hoyo vertical 2 6 6 4 2 4 2
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 50° 2 2 2 2 2 6 2
Provisión de estabilidad a las paredes del hoyo 4 6 6 4 4 6 0
Control de arcillas tipo gumbo 6 2 0 4 6 6 6
Resistencia a la contaminación de calcio 3 1 1 2 1 3 1
Manejo de alto contenido de sólidos 4 2 2 4 4 4 0
Inhibición de arcillas químicamente reactivas 6 6 6 0 6 6 6
Control de pérdida de circulación 1 2 3 1 2 2 3
Control de influjos de agua 4 6 4 6 4 4 0
Prevención de formación de espuma 2 1 1 1 1 3 0
Prevención de pega diferencial 1 2 3 1 2 2 3
Baja dispersión-erosión 1 2 1 1 3 3 1
Baja tendencia al embolamiento 3 1 1 2 3 3 2
Favorece amplio diámetro de hoyo 6 4 2 6 6 0 4
TOTAL 59 57 52 52 60 61 38
25
Esta evaluación surgiere lo siguiente:
- Por el puntaje obtenido, el sistema de Aceite mineral es seleccionado
como el fluido más adecuado, en términos de desempeño, para ser usado
en la sección de 16”.
- Los sistemas Cloruro de potasio y Nitrato de Calcio también podrían ser
empleados si cumplen con los otros criterios.
Tabla 9. Evaluación de fluidos según los criterios de desempeño para la sección de12 ¼”
Esta evaluación surgiere lo siguiente:
- Dado el puntaje, el sistema de Aceite mineral es seleccionado como el
fluido más adecuado, en términos de desempeño, para ser usado en la
sección de 12 ¼”.
- Los sistemas Polimérico y Drill in también podrían ser empleados si
cumplen con los demás criterios.
Sección de 12 ¼” SISTEMAS DE FLUIDOS
CRITERIOS TÉCNICOS DE DESEMPEÑO
Nitra
to d
e
Calc
io
Polim
érico
Drill
in
Bento
nita
Clo
ruro
de
Pota
sio
Aceite
min
era
l
Espum
a
rígid
a
Transmisión de información por pulsos de presión 3 3 3 3 3 3 0
Favorable para análisis de ripios 3 3 3 3 3 1 1
Facilidad de cambio de sistema de fluido 3 3 3 3 3 1 1
Baja interferencia en la toma de registros de pozo 2 2 3 2 1 2 1
Compatibilidad con los fluidos de las formaciones 2 3 3 3 2 1 3
Favorece alta rata de penetración [ROP] 3 2 2 2 3 3 3
Favorece la limpieza en hoyo vertical 4 6 6 4 2 4 2
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 50° 2 2 2 2 2 6 2
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 90° 2 2 2 2 2 6 0
Provisión de estabilidad a las paredes del hoyo 4 6 6 2 4 6 0
Resistencia a la contaminación de calcio 3 1 1 2 1 3 1
Manejo de alto contenido de sólidos 3 1 1 2 2 2 0
Inhibición de arcillas químicamente reactivas 2 6 6 0 6 6 6
Control de pérdida de circulación 1 2 3 1 2 2 3
Control de influjos de agua 2 3 2 3 2 2 0
Prevención de formación de espuma 2 1 1 1 1 3 0
Prevención de pega diferencial 1 2 3 1 2 2 3
Baja dispersión-erosión 0 2 1 0 3 3 1
Baja tendencia al embolamiento 6 6 2 4 6 6 4
TOTAL 48 56 53 40 50 62 31
26
Tabla 10. Evaluación de fluidos según los criterios de desempeño para la sección de 8 ½”
Esta evaluación surgiere lo siguiente:
- Por el puntaje obtenido, el sistema de Aceite mineral es seleccionado
como el fluido más adecuado, en términos de desempeño, para ser usado
en la sección de 8 ½”.
- Los sistemas Drill in y Polimérico también podrían ser empleados si
cumplen con los demás tipos de criterios.
La figura 5 describe el Desempeño en perforación de los diferentes sistemas
de fluidos para las tres secciones.
Sección de 8 ½” SISTEMAS DE FLUIDOS
CRITERIOS TÉCNICOS DE DESEMPEÑO
Nit
rato
de
Calc
io
Po
lim
éri
co
Dri
ll in
Ben
ton
ita
Clo
ruro
de
Po
tasio
Aceit
e
min
era
l
Esp
um
a
ríg
ida
Transmisión de información por pulsos de presión 3 3 3 3 3 3 0
Favorable para análisis de ripios 3 3 3 3 3 1 1
Favorable para toma de núcleos 3 3 3 3 2 3 1
Facilidad de cambio de sistema de fluido 3 3 3 3 3 1 1
Baja interferencia en la toma de registros de pozo 3 2 2 2 1 2 1
Compatibilidad con los fluidos de las formaciones 4 6 6 0 4 2 6
Inhibición de arcillas químicamente reactivas 2 6 6 0 6 6 6
Favorece la limpieza en hoyo vertical 2 6 6 4 2 4 2
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 50° 2 2 2 2 2 6 2
Favorece la limpieza en hoyo de hasta 90° 2 2 2 2 2 6 0
Provisión de estabilidad a las paredes del hoyo 4 6 6 2 4 6 4
Manejo de alto contenido de sólidos 6 2 2 4 4 4 0
Control de pérdida de circulación 1 2 3 1 2 2 3
Control de influjos de agua, petróleo y/o gas 2 3 2 3 2 2 0
Prevención de formación de espuma 2 1 1 1 1 3 0
Prevención de pega diferencial 1 2 3 1 2 3 3
Prevención de daño de formación 2 4 6 0 2 6 6
TOTAL 45 56 59 34 45 60 36
27
Figura 5. Desempeño en perforación de los fluidos seleccionables
- En esta figura se pudo apreciar que el fluido base Aceite mineral tiene el
mejor desempeño en las tres secciones. También se aprecia que el sistema
Polimérico tiene un desempeño similar, aunque inferior.
3.4 CRITERIOS ECONÓMICOS
Los criterios económicos se determinaron a partir del análisis de costos
asociados a los fluidos de perforación. Para esto se tiene que entender que
los costos pueden variar en el tiempo por diversos factores, sin embargo, los
distintos sistemas de fluidos, podrían mantener una diferencia constante.
3.4.1 COSTOS DE ELABORACIÓN Y MANEJO
Este tipo de criterios fue definido en función de los costos que representan el
diseño y manejo de un fluido de perforación, quedando de la siguiente
manera:
Costo de barril de fluido (por sección).
Costo de alquiler de equipos.
Costos de transporte y almacenamiento.
3.4.2 COSTOS DE DISPOSICIÓN FINAL DE DESECHOS
La disposición de los desechos, en cumplimiento con las normas
ambientales, involucra ciertos costos, que son mayores cuanto más
sofisticado sea el método de tratamiento. A continuación, se definen los
siguientes:
010203040506070
Nitrato deCalcio
Polimérico Drill in Bentonita Cloruro dePotasio
Aceitemineral
Espumarígida
FAC
TOR
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 ¼” SECCIÓN 8 ½”
28
Costo de reutilización.
Costo de reinyección.
Costo de disposición en depósitos impermeabilizados.
Costo de disposición en depósitos sin impermeabilizar.
Costo de incineración.
Nota: En muchos casos se utiliza el costo por pie perforado como un costo
general que resume a los demás. Para esto las compañías manipulan sus
variables independientes para hacer que el costo de ciertos fluidos se adapte
a los requerimientos del cliente; sin embargo, es difícil hacerlo sin afectar los
otros parámetros (Romero, 2018).
3.4.3 EJEMPLO DE SELECCIÓN POR CRITERIOS ECONÓMICOS
El siguiente ejemplo se hizo con base en costos referenciales que fueron
propuestos para fines ilustrativos, pero buscando mantener un margen
realista. Además, se tomó en cuenta únicamente al criterio de costo de barril
de fluido para simplificar el análisis.
La tabla 11 representa un ejemplo de evaluación económica con base en los
costos por barril de fluido para las secciones de 16”, 12 ¼” y 8 ½”.
Tabla 11. Evaluación de fluidos según los criterios económicos
COSTO POR BARRIL (USD)
SISTEMAS DE LODOS
Nitrato de
Calcio Polimérico
Drill in
Bentonita Cloruro
de Potasio
Aceite mineral
Espuma rígida
sección 16” 10 20 27 7 20 200 7
sección 12 ¼” 20 40 32 24 40 310 20
sección 8 ½” 40 67 43 40 67 390 38
De esta evaluación económica se obtuvo que:
- Los sistemas de Espuma rígida y Bentonita son seleccionados como los
más convenientes en términos económicos para la sección de 16”; Los
sistemas Espuma rígida y Nitrato de calcio para la sección de 12 ¼”; y el
sistema de Espuma rígida para la sección de 8 ½”.
- También se destaca que el fluido más costoso para cada sección es el
sistema de Aceite mineral, seguido por los sistemas Cloruro de potasio y
Polimérico.
29
La figura 6, a continuación, se describen los costos por barril de cada uno de
los 7 sistemas de fluido propuestos.
Figura 6. Costos por barril de fluido de perforación
- En la figura 6 se pudo apreciar el gran la diferencia de costos que tiene el
fluido base aceite en relación con los demás fluidos.
3.5 EJEMPLO DE SELECCIÓN GENERAL
Luego de haber aplicado todos los criterios pertinentes, se hizo una
selección preliminar como se ve en la tabla 12.
Tabla 12. Primera evaluación general
CRITERIOS GENERALES
SISTEMAS DE LODOS
Nitrato de
Calcio Polimérico Drill in Bentonita
Cloruro de
Potasio
Aceite mineral
Espuma rígida
Ambientales X X
Técnic
os
Logística X X
Salud y Seguridad X X X
- En esta primera selección se descalificó a los sistemas de Cloruro de
potasio, Aceite mineral y Espuma rígida; por cuanto no favorecen el
cumplimiento de los criterios ambientales, de logística, salud y seguridad; o,
a su vez, resultaría muy costoso usarlos en la cuenca Oriente.
050
100150200250300350400450
Nitrato deCalcio
Polimérico Drill in Bentonita Cloruro dePotasio
Aceitemineral
Espumarígida
USD
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 ¼” SECCIÓN 8 ½”
30
- En cambio los fluidos de base agua: Nitrato de calcio, Polimérico, Drill in
y Bentonítico; puesto que, si favorecen el cumplimiento de los criterios
anteriores, pasaron a la siguiente evaluación.
SELECCIÓN DE FLUIDOS PARA LAS SECCIONES 16”, 12 ¼” Y 8 ½”
La evaluación final para los fluidos candidatos se obtuvo mediante la
relación: Desempeño técnico / Costo por barril de fluido [RDC], la misma
que se expresa de la siguiente manera:
𝑅𝐷𝐶 = 𝐹𝑎𝑐𝑡𝑜𝑟 𝑑𝑒 𝑑𝑒𝑠𝑒𝑚𝑝𝑒ñ𝑜
𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑝𝑜𝑟 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑖𝑙 𝑑𝑒 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 (𝑈𝑆𝐷) [1]
EVALUACIÓN DE FLUIDO PARA LA SECCIÓN DE 16”
La tabla 13 indica la determinación de la relación desempeño/costo para
los fluidos finalistas de la sección 16”.
Tabla 13. Evaluación de fluidos para la sección de 16”
EVALUACIÓN FINAL PARA 16”
SISTEMAS DE LODOS
Nitrato de Calcio
Polimérico Drill in Bentonita
Factor de desempeño técnico 59 57 52 52
Costo por barril de fluido (USD) 10 20 27 7
RDC = 5,90 2,85 1,93 7,43
EVALUACIÓN DE FLUIDO PARA LA SECCIÓN DE 12 ¼”
La tabla 14 indica la determinación de la relación desempeño/costo para
los fluidos finalistas de la sección 12 ¼”.
Tabla 14. Evaluación de fluidos para la sección de 12 ¼”
EVALUACIÓN FINAL PARA 12 ¼”
SISTEMAS DE LODOS
Nitrato de Calcio
Polimérico Drill in Bentonita
Factor de desempeño técnico 48 56 53 40
Costo por barril de fluido (USD) 20 40 32 24
RDC = 2,40 1,40 1,66 1,67
31
EVALUACIÓN DE FLUIDO PARA LA SECCIÓN DE 8 ½”
La tabla 15 indica la determinación de la relación desempeño/costo para
los fluidos finalistas de la sección 8 ½”.
Tabla 15. Evaluación de fluidos para la sección de 8 ½”
EVALUACIÓN FINAL PARA 8 ½”
SISTEMAS DE LODOS
Nitrato de Calcio
Polimérico Drill in Bentonita
Factor de desempeño técnico 45 56 59 34
Costo por barril de fluido (USD) 40 67 43 40
RDC = 1,13 0,84 1,37 0,85
A partir de esta evaluación final se hizo el siguiente razonamiento:
- Los fluidos seleccionados como los más adecuados para ser usados en la
cuenca oriente son los sistemas: Bentonítico para la sección superficial de
16”; Nitrato de calcio para la sección intermedia de 12 ¼”; y Drill in para la
sección productora de 8 ½”.
- El sistema Polimérico también podría usarse en la sección intermedia y
productora, dado que en términos de desempeño técnico tiene muy buen
puntaje.
Nota: La selección de estos fluidos ha sido realizada en concordancia con
los criterios y parámetros tomados como referencia a partir de la información
de la compañía CCDC-CNPC Ecuador, lo cual no significa que sea el único
procedimiento válido de selección para la cuenca Oriente.
32
4. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
4.1 CONCLUSIONES
Los criterios que intervienen en la selección de los fluidos de
perforación para la cuenca Oriente ecuatoriana son principalmente
de carácter ambiental, técnico, y económico.
Los criterios de selección con un mayor nivel de especificidad
aportan a una mayor probabilidad de éxito en la selección de los
fluidos y por lo tanto en la perforación.
El cumplimiento de los criterios de legislación ambiental es definitorio,
lo que significa que, los fluidos de perforación que no cumplan con la
normativa ambiental (RAOHE), no pueden ser tomados en cuenta
para la perforación. Inclusive si se acondicionaran para el
cumplimiento de los parámetros ambientales elevarían su costo al
punto de dejar de ser rentables.
Los fluidos que tengan un alto desempeño en perforación no
garantizan ser los sistemas más convenientes para usarse en
determinada locación. Así como los fluidos que no tienen un alto
desempeño en perforación podrían ser usados por cumplir mejor con
los otros tipos de criterios.
4.2 RECOMENDACIONES
Los criterios para la selección de fluidos de perforación para otra
localidad diferente de la cuenca petrolífera Oriente, deberían ser
analizados mediante un nuevo estudio.
Para lograr una mejor comprensión de este tema se deben entender
previamente conceptos básicos sobre: perforación, funciones,
propiedades, y manejo de fluidos de perforación.
33
BIBLIOGRAFÍA
A. Prieto, J. M. (2002). Fluidos de perforación.
Alcaldía Mayor de Bogotá D.C. (s.f.). Documento soporte guía para elavorar
planes de emergencia y contingencia. Metodologías de análisis de
riesgo. Bogotá, Colombia.
Andes Petroleum Ecuador Ltd. (s.f.). Andes Petroleum Ecuador Ltd.
Obtenido de http://www.andespetro.com/es/html/interna_3_5htm
API. (2001). Manual de fluidos de perforación. Dallas: American Petroleum
Insitute.
Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2014). La Cuenca Oriente:
Geología y Petróleo . Quito: IFEA; IRD; PETROAMAZONAS.
Baker Hughes. (2006). Drilling Fluids reference manual.
Ballesteros, D. (2010). Estudio de los fluidos de perforación usados en los
pozos Edén Yuturi D-113 y Edén Yuturi D-88 del campo Edén Yuturi;
para observar y analizar el comportamiento durante su perforación.
Quito, Ecuador: Universidad Tecnológica Equinoccial.
Baroid. (2007). Baroid fluid services. México: Halliburton.
Bennett, R. (1984). New drilling fluid technology - mineral oil mud. Journal of
Petroleum Tecnology.
Bleier, R. (1990). Selecting a drilling fluid. Journal of petroleum technology.
Bolaños, V. (2014). Disposición ambiental de los cortes de sólidos asociados
a la perforación de pozos petroleros aplicando la re-inyección de
cortes de perforación en el bloque 16 del oriente Ecuatoriano. Quito:
Universidad Tecnológica Equinoccial.
Castillo, Á. (2008). Evaluación y optimización de diferentes fluidos de
perforación aplicados para el campo Villano, Operado por Agip Oil
Ecuador. Guayaquil: ESPOL.
CCDC-CNPC Ecuador branch. (2018). Quito, Ecuador.
Decreto ejecutivo 1215. (2001). Reglamento sustitutivo del reglamento
ambiental de operaciones hidrocarburíferas en el Ecuador. Quito,
Pichincha, Ecuador: Registro oficial No. 265.
Decreto ejecutivo 2982. (1995). Reglamento ambiental para las operaciones
hidrocarburíferas en el Ecuador. Quito, Ecuador.
Drilling-mud.org. (10 de Abril de 2014). Drilling-mud.org. Obtenido de
http://www.drilling-mud.org/advantages-and-disadvantages-of-oil-
based-mud/
34
Estupiñán, J., Marfil, R., Scherer, M., & Permanyer, A. (2010). Reservoir
sandstones of the cretaseous Napo formation U and T members in the
Oriente Basin, Ecuador: Links betwen diagenesis and sequence
stratigraphy. Journal of petroleum Geology, 221-246.
González, S., & Gutiérrez, R. (2015). Análisis comparativo de la operaciones
de perforación de los campos Auca, Sacha y Shushufindi del centro
oriente ecuatoriano para definir los parámetros óptimos del proceso
de perforación. Quito, Ecuador: Escuela Politécnica Nacional.
Growcock, F., & Harvey, T. (2005). Drilling fluids. En G. P. Publishing, Drilling
fluids processing handbook. Burlington: Elsevier.
Gulf profesional publishing. (2005). Drilling fluids processing handbook.
Burlington: Elsevier.
Humoodi, A., Hamoudi, M., Khalid, A., Authman, D., & Ameen, R. (Diciembre
de 2018). Transportation of cuttings in inclined wells. Erbil, kurdistan
region, Iraq: University of kurdistan Hewler.
Lake, L. (2006). Petroleum engineering handbook. USA: Society of
petroleum engineers.
Lalaleo, W. (2015). Análisis de buenas prácticas operativas y lecciones
aprendidas en la gestión de fluidos de perforación utilizados en el
campo Shushufindi. Quito: Universidad Central del Ecuador.
López, V. E. (2013). Amazonía ecuatoriana bajo presión. Quito, Ecuador:
EcoCiencia.
Ministerio de energía y minas. (07 de enero de 2007). Límites máximos
permisibles para emisiones a la atmósfera provenientes defuentes
fijas para actividades hidrocarburíferas. Acuerdo No. 091. Quito,
Pichincha, Ecuador.
Mitchell, R. (2006). Drilling engineering. USA: Society of petroleum
engineers.
Navarrete, M. (2011). Estudio de problemas presentados en la perforación
de pozos y selección de fluidos de perforaciónpara pozos de
desarrollo del campo Orellana . Quito: Escuela Politécnica Nacional.
Nistov, A., James, R., & Walker, K. (2007). SPE Asia Pacific Health, Safety,
Security and Environment. Occupational exposure Hazards related to
the use of drilling fluids presented with remedial riks managment.
Bangkok: SPE.
Ocaña, J. (2017). Disposición final de los ripios de perforación del campo
Auca. Quito: Universidad Central del Ecuador.
Oklahoma Department of Enviromental Quality. (2012). Risk-Based Levels
for Total Petroleum hydrocarbons TPH.
35
Page, G., & Vickers, S. (2011). The petrophysics of drilling fluids and their
effects on log data. Society of petrophysicists and well-log analysts,
369-380.
Prieto, A. M. (2002). Fluidos de perforación. Caracas: Centro internacional
de educación y desarrollo (CIED) PDVSA.
Ramírez, J. (s.f.). Lifeder.com. Obtenido de https://www.lifeder.com/tipos-
tesis-investigacion/
Reglamento de operaciones hidrocarburíferas. (2018). Acuerdo ministerial 1.
Reglamento de operaciones hidrocarburíferas. (02 de Febrero de 2018).
Registro oficial edición especial 254. Ministerio de hidrocarburos.
Reología, hidráulica y mechas de perforación. (s.f.).
Romero, H. (2018). Criterios de selección de fluidos de perforación para la
cuenca oriente Ecuatoriana. (J. Santacruz, Entrevistador)
Schlumberger. (2018). Oilfield Glossary. Obtenido de
https://www.glossary.oilfield.slb.com/
Soque, L., & Vásquez, J. (2012). Estudio de los problemas presentados
durante la perforación de pozos direccionales con alto ángulo de
inclinación en un campo del oriente ecuatoriano. Quito, Ecuador:
Escuela Politécnica Nacional.
SPE international. (2018). petrowiki.org. Recuperado el 4 de Junio de 2018,
de Drilling fluids types: http://petrowiki.org/Drilling_fluid_types
SPE international. (2018). petrowiki.org. Obtenido de
https://petrowiki.org/Air_drilling
TULSMA. (2015). Reforma al texto unificado de legislación ambiental
secundaria del ministerio del ambiente. Quito, Ecuador.
Vallejo, D. (2015). Análisis y formulación del fluido de perforación base agua
de la compañía CCDC (CNPC Chuanqing drilling company) aplicado a
la perforación del pozo "dv 101" del campo sacha, del pad 290 de la
cuenca oriente ecuatoriana. Quito: Universidad Tecnológica
Equinoccial.
Waterwatch Australia National Technical Manual. (2002). Physical and
chemical Parameters. Enviroment Australia.
West, G. H. (2006). Drilling fluids. Baroid fluid services.
36
ANEXO 1.
RESUMEN DE ENTREVISTA
Entrevistado: Ing. Henry Romero (H.R.)
Entrevistador: Jerson Santacruz (J.S.)
Datos del entrevistado:
Henry Paúl Romero Cortez; con identificación: 1716532906; Es ingeniero
químico por la universidad Central del Ecuador. Tiene al presente más de 11
años de experiencia en el área de fluidos de perforación y completación de
la industria petrolera ecuatoriana, trabajando la mayor parte de este tiempo
para la compañía Halliburton. Actualmente labora para la compañía
Chuanqing Drilling Engineering Company Limited (CCDC-CNPC) Ecuador.
- J.S. ¿La ubicación del pozo representa un desafío logístico para
los fluidos de perforación?
H.R. Si, la ubicación puede facilitar o complicar un determinado
proyecto de perforación. Puede tener un efecto en costos o en
la aplicabilidad de los fluidos.
- J.S. ¿Los fluidos de perforación son igual de eficaces en pozos de
cualquier inclinación?
H.R. No, se necesita una mejor capacidad de acarreo de los
fluidos, principalmente para pozos desviados y horizontales;
debido a que, por su inclinación, tienden a formarse camas de
recortes lo que puede conducir a eventos indeseados y
cotosos.
- J.S. ¿Es necesario conocer datos geológicos y estratigráficos del
lugar a perforarse?
H.R. Si, es importante tener la información más completa y
cercana al sitio de la perforación como sea posible, en este
caso, es necesario conocer los tipos de rocas y las
profundidades de las formaciones que serán atravesadas.
38
ANEXO 2.
PANORAMA GENERAL DE LA LEGISLACIÓN AMBIENTAL PARA LA INDUSTRIA PETROLERA ECUATORIANA
Lógicamente, conforme aumentó la preocupación social por medio ambiente,
la legislación ambiental fue uno de los factores que más creció en
importancia para poder decidir por un fluido de perforación. En Ecuador,
gracias a varios instrumentos legales como: un llamado acuerdo de
caballeros en los años 90´s, el Acuerdo Ministerial No. 62, el Decreto
Ejecutivo No. 2982 y el Reglamento Ambiental para las Operaciones
Hidrocarburíferas en el Ecuador, se ha consolidado un marco legal que ha
contribuido a la mejora de la gestión ambiental en el sector hidrocarburífero
(Decreto ejecutivo 1215, 2001).
Esta normativa ha sido rigurosa en ciertos aspectos, puesto que, la
explotación petrolera se ha venido realizando principalmente en la región
amazónica, que, según López, et al. (2013): “Ha sido re-conceptualizada
como la fuente más importante de agua dulce y biodiversidad”.
El marco legal aplicable se encuentra jerarquizado mediante la pirámide de
Hans Kelsen a continuación:
(Bolaños, 2014)
Constitución del Ecuador
Convenios internacionales
Ley de gestión ambiental
Ley de Hidrocarburos
Decreto 1215
Tulsma, Libro VI y sus reformas
Acuerdos ministeriales 169, 001
39
ANEXO 3.
MARCO LEGAL AMBIENTAL APLICABLE A LA INDUSTRIA PETROLERA ECUATORIANA
Las normas (vigentes a la fecha) que rigen las operaciones hidrocarburíferas
y que tienen influencia en las operaciones de perforación, fueron enlistadas
(sin seguir un orden específico) como se muestra a continuación:
Constitución de la República del Ecuador, donde se garantiza
la preservación del ambiente, la prevención de la contaminación y
la participación de la comunidad (Constitución de la república del
Ecuador, 2008).
Declaración de Río sobre el Medio Ambiente y el Desarrollo de
1992, donde se establecen los principios de que los estados
deberán promulgar leyes eficaces sobre el medio ambiente
(Decreto ejecutivo 1215, 2001).
Convenio de Basilea “Control de los movimientos transfronterizos
de los Desechos Peligrosos y su eliminación” vigente desde 1992
para la elaboración del Reglamento Ambiental para las Actividades
Hidrocarburíferas en el Ecuador. (Convenio de Basilea sobre el
control de los movimientos transfronterizos de los desechos
peligrosos y su eliminación adoptado por la Conferencia de
Plenipotenciarios del 22 de marzo 1989, 1992).
Decreto No. 1215, que aprueba el Reglamento Sustitutivo del
Reglamento Ambiental de Operaciones Hidrocarburíferas. (RO 265
del 13 de febrero del 2001).
Acuerdo Ministerial 1, se expidió el Reglamento de Operaciones
Hidrocarburíferas actualizado (Registro Oficial edición especial No.
254 del 02 de febrero del 2018).
Reglamento de operaciones hidrocarburíferas del Ecuador
(RAOHE).
40
ANEXO 4.
ANÁLISIS DEL RAOHE ESTABLECIDO POR EL DECRETO PRESIDENCIAL 1215
Del Reglamento Ambiental para las Operaciones Hidrocarburíferas del
Ecuador (RAOHE) establecido en el Decreto ejecutivo 1215 (2001), se
analizaron los artículos que tienen una mayor relación con el plano de
decisión sobre los fluidos de perforación, como se indica a continuación:
Art. 24.- Manejo de productos químicos y sustitución de químicos
convencionales.
En sus párrafos tercero y cuarto se establece que, en todas las
actividades hidrocarburíferas se utilizarán productos naturales,
exceptuando los casos donde existan justificaciones técnicas y/o
económicas con su debido sustento, y que además se aplicarán
estrategias de reducción del uso de productos químicos en cuanto a
cantidades en general y productos peligrosos especialmente (Decreto
ejecutivo 1215, 2001).
Art. 29.- Manejo y tratamiento de descargas líquidas.
En su literal b, sobre la Disposición, expresa que: Para descargar
cualquier efluente líquido (que provenga de las diferentes fases de
operación), previamente se deberá cumplir con los límites permisibles
que se establece en la Tabla No. 4 del Anexo 2 de esta reglamentación
(Decreto ejecutivo 1215, 2001).
Art. 52.- Normas operativas.
En su literal d2 (del tratamiento final de fluidos y ripios de perforación)
párrafos segundo y tercero, establece que se deberá procurar en lo
posible el reciclaje de los fluidos líquidos, y además realizarse un
monitoreo físico-químico diario de las descargas y que deberá ser
documentado y reportado a la subsecretaría de protección ambiental
mensualmente, y además que los desechos sólidos (Durante y después
de la perforación), sean lodos de decantación, o recortes de perforación
tratados, podrán ser desechados una vez que cumplan con los valores de
la tabla No. 7 del anexo 2 de este decreto (Decreto ejecutivo 1215, 2001).
Art. 56.- Perforación de desarrollo.
En el párrafo tercero se incluye a los ripios de perforación expresando
que éstos podrán ser tratados y desechados o inyectados, según lo que
se establece en el artículo 29 del presente decreto (Decreto ejecutivo
1215, 2001).
41
Art. 59.- Tratamiento y cierre de piscinas.
Sobre las piscinas con crudo y/o agua en el literal a.6, se expresa, que
los desechos sólidos inorgánicos serán tratados, reciclados y/o
desechados en un lugar diferente; y que los desechos sólidos orgánicos
podrán ser tratados in situ si se emplean tecnologías aceptadas
ambientalmente, de acuerdo al programa de remediación. Y
seguidamente en el literal a.7 se establece que los desechos sólidos que
provienen de las piscinas a tratar deberán ser incinerados de una manera
completa, controlada y cerrada a la atmósfera (Decreto ejecutivo 1215,
2001).
42
ANEXO 5.
RECOMENDACIONES PARA REDUCCIÓN, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN DE DESECHOS NO CARACTERIZADOS COMO
PELIGROSOS
Según el Reglamento Ambiental para Operaciones Hidrocarburíferas en el
Ecuador (RAOHE), se presentan las siguientes recomendaciones para
reducción, tratamiento y disposición de desechos no peligrosos provenientes
de la perforación:
Desechos no caracterizados como peligrosos (Sujetos a control
conforme a este reglamento)
Tipo de desecho Reducción, tratamiento y disposición
Ripios Disposición controlada.
Sedimentos de perforación y fondos contaminados del
almacenamiento o depósito de desperdicios no peligrosos
Disposición controlada de sólidos.
Tierra con hidrocarburos Prevención de derrames; Biorremediación,
landfarming
Lodos y arena contaminados con hidrocarburos
Biorremediación, landfarming
Hidrocarburos recuperados en el flujo de producción y/o tratamiento de efluentes
Reincorporación al proceso de producción
Fluidos y lodos de perforación
Priorización de lodos de perforación en base de agua; reciclaje de lodos; tratamiento de sedimentación y
decantación; reinyección de líquidos; disposición controlada de sólidos.
(Decreto ejecutivo 1215, 2001)
43
ANEXO 6.
DESCRIPCIONES DE LOS FLUIDOS TOMADOS PARA LOS EJEMPLOS DE SELECIÓN
Sistema de Nitrato de Calcio
El lodo a base de Nitrato de Calcio es un fluido de perforación disperso -
inhibido. Proporciona dispersión de los sólidos perforados y controla la
reacción de las arcillas con el agua mediante la acción inhibitoria de los
cationes de calcio que contiene. Se utiliza para combatir problemas de
inestabilidad en las paredes debido a la hidratación de lutitas y
embolamiento de brocas. (CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
Sistema Polimérico
El sistema polimérico o G.A.P. como lo llama la compañía es un fluido
inhibido - no disperso, el cual aporta inhibición química por su concentración
de agentes inhibidores como aminas, polímeros, glicoles y sales, ya a que
estos interactúan con la estructura de la roca para cumplir su función. La
PHPA se utiliza para la encapsulación y estabilización de la lutita, los glicoles
proporcionan una inhibición a las arcillas de la formación, y la amina se
utiliza para prevenir el hinchamiento de las lutitas sensibles. Además de la
inhibición también se usa para prevenir el embolamiento de la broca y
formación de anillos en la sarta (Vallejo, 2015).
Sistema Drill in
Es un fluido polimérico, inhibido, que dentro de su formulación tiene polímeros para control de filtrado, modificadores reológicos, glicol y amina como inhibidores químicos, materiales de sello como carbonatos de diferentes mallas, resina, materiales adicionales como lubricante que se utilizara de acuerdo al comportamiento operacional del pozo y del fluido (CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018). Es útil para reducir el daño de formación, controlar el filtrado hacia las zonas
de alta permeabilidad, dar estabilidad a las paredes del pozo, facilitar la
limpieza, lubricidad e inhibición (Vallejo, 2015).
Sistema Bentonítico
Es un fluido nativo, o de inicio, está compuesto básicamente de agua y
bentonita en un sistema no disperso – no inhibido. Lo que significa que
durante la perforación tiene valores reológicos altos por agregación de
sólidos reactivos al sistema, y densidad proporcionada por los sólidos no
reactivos que se incorporan. Se puede incrementar su efectividad agregando
pequeñas cantidades para subir el valor de pH. Es una ventaja el hecho de
que tiene un bajo coste y proporcionar una limpieza efectiva del tramo
(Vallejo, 2015).
44
Sistema de Cloruro de Potasio
Es un sistema base agua disperso-inhibido que emplea el ion Potasio para
estabilizar las lutitas perforadas. El uso de Potasio con este fin es aceptado
en varios lugares del mundo, sin embargo, también ha sido restringido en
algunos lugares por su toxicidad. Se usa el cloruro de potasio como la fuente
principal de potasio. Entre sus principales aplicaciones están: perforación de
formaciones de gumbo (Para controlar problemas de: embolamiento de la
broca, hinchamiento de arcillas y hueco apretado); perforación de lutitas
compactas; como fluido drill in o fluido de reacondicionamiento para zonas
de pago con intercalaciones de arcilla; para prevenir la dispersión de sólidos
perforados en el fluido (Baker Hughes, 2006).
Sistema de Aceite mineral
Es un sistema de emulsión inversa base aceite (Base no acuosa) del grupo 2
(Nistov, James, & Walker, 2007) que está formado por una fase continua de
parafinas especialmente refinadas y agua como fase dispersa. También
contiene: emulsificantes, dispersantes, arcillas organofílicas, óxido de calcio
y estabilizadores de alta temperatura. Se salió al mercado en el año 1975.
Este sistema se aplica en: Lutitas problemáticas; pega diferencial; ambientes
de alta temperatura, formaciones productoras, tubería pegada y toma de
núcleos (Bennett, 1984). A pesar de tener grandes ventajas sobre otros
sistemas, las preocupaciones ambientales y de costos deberían ser
consideradas antes de su aplicación (API, 2001).
Sistema Espumado
Este es un sistema de espuma rígida que consta de una emulsión líquido-
gas conformada por más de un 50 % de aire como fase continua y una
mezcla de agua dulce, agente espumante y aditivos como fase dispersa;
que, además, para mejorar las condiciones de limpieza y resistencia de la
espuma contiene bentonita y polímeros. Se aplica sobre todo en formaciones
con baja presión, zonas de pérdida excesiva de circulación y formaciones
productoras para evitar el daño de formación. A diferencia del gas seco y la
niebla requiere de una menor cantidad de aire, provee un mejor control de
pozo y genera recortes más grandes que ayudan a caracterizar la geología.
La utilización de este sistema implica costos significativos por consumo de
agua y químicos, ya que la espuma no se puede reutilizar y también se
requiere de equipos especializados para la dosificación y la generación de
espuma (API, 2001).
45
ANEXO 7.
ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROS DE CONDUCTIVIDAD ELÉCTRICA Y TPH
La conductividad eléctrica es usada para medir la salinidad de una
sustancia, por cuanto ésta es más conductiva cuantas más sales
contenga. Los tipos de iones sales (iones) que comúnmente causan la
salinidad son cloruros, sulfatos, carbonatos, sodio, magnesio, calcio y
potasio. En pequeñas cantidades es vital, pero si pasa un límite
afectará a los seres vivos y la calidad del suelo y el agua (Waterwatch
Australia National Technical Manual, 2002).
Los TPH son los hidrocarburos desde el C6 al C35 en todas sus
formas y combinaciones y que pudieran estar contenidos en una
sustancia. Como resulta muy difícil evaluar las cantidades de cada
compuesto orgánico contenido en una sustancia, la medición de
Hidrocarburos totales es común y generalmente acepada (Oklahoma
Department of Enviromental Quality, 2012).
En el transcurso del tiempo se han hecho grandes esfuerzos para cumplir
con los parámetros ambientales y los fluidos han sido mejorados en función
de las normativas y estándares globales; sin embargo, muchos sistemas
base agua y otros base no acuosa que aún se conservan, no cumplen con
los parámetros de conductividad eléctrica (CE) y el contenido total de
hidrocarburos (TPH) como lo demandan los estándares ecuatorianos; de
modo que éstos son los criterios ambientales que más inciden en la
selección de los fluidos para la cuenca Oriente (Romero, 2018).
Esta normativa, por lo general, no se señala en un proceso de selección de
fluidos de perforación, sin embargo, es necesario conocer las pautas que
indica este marco legal, para que en la selección de los lodos de perforación
se consideren estos aspectos, y se prevenga la utilización de un fluido cuyo
uso, tratamiento y posterior desecho, al igual que el tratamiento y desecho
de los ripios que genere, puedan hacer que se incurra en costos
innecesarios y/o acciones legales por afectación al medio ambiente como
sugieren Growcock & Harvey (2005).
46
ANEXO 8.
SOBRE LA INFORMACIÓN DE REFERENCIA
El análisis de información de referencia pretende compilar todo el material
informativo de pozos que puede proveer un cliente a su contratista y que sea
útil para ser procesado, para de esta manera obtener los datos necesarios
para el diseño de un nuevo programa de fluidos. De estos documentos, los
reportes finales de fluidos son de especial interés.
Estos documentos son parte de las fuentes de información previa más
importante, de la que se puede obtener tanto una visión general como
pormenorizada de los proyectos anteriores, y, en la mayoría de los casos,
esta información es más útil y representativa cuanto más cercana se haya
tomado al sitio del nuevo proyecto.
Estos reportes registran los resultados de la operación de fluidos en la
perforación de un pozo, y en su contenido muchas veces se comparan los
datos reales obtenidos contra los datos programados. Un reporte final típico
consta de las siguientes partes:
Datos del pozo
Informe por secciones:
- Propiedades de los fluidos
- Formulaciones y Manejo
- Informe de píldoras
- Viajes
Reportes diarios
El análisis de estos reportes busca entender principalmente los sistemas de
fluidos que se usaron en una determinada zona, cómo fue su desempeño,
qué diferencias hubo entre los valores del programa y el reporte final y qué
tan posible es que se repitan los mismos resultados en nuevos pozos.
También se tienen los datos de eventos inesperados de los que se puede
extraer las lecciones aprendidas como se verá más adelante, y la
información diaria que brinda un mayor detalle sobre las operaciones.
La información de los resúmenes de propiedades programadas y reales de
los fluidos, que se encuentran en los reportes, proporcionan información
contrastante que puede ser usada para la selección de fluidos para nuevos
pozos.
47
ANEXO 9.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Propiedades Reales vs Programadas y los sistemas de fluidos usados en un
pozo horizontal de cuatro secciones realizado por CCDC-CNPC Ecuador:
Propiedades programadas de fluidos de perforación
SECCIÓN 16” 12 ¼” 8 ½" 6 ⅛”
TIPO DE FLUIDO Gel -
Bentonita
Polímero -
amina Amina - Glicol Drill in
PROPIEDAD MÍN MAX MÍN MAX MÍN MAX MÍN MAX
Densidad (lpg) 8,6 10,9 9,7 13,4 12,0 12,2 8,8 8,8
Viscosidad embudo (sec/qt) 27 35 38 70 45 70 50 70
Viscosidad plástica (cP) 2 6 15 30 10 20 5 15
Punto cedente (lbf/100pies²) 8 12 10 25 24 35 28 35
Contenido de arena (%) 0,0 0,5 0,0 0,5 0,0 0,5 0,0 0,5
Sólidos de baja G. E. (%) 0,0 6,0 0,0 6,0 0,0 6,0 0,0 6,0
pH 7,5 9,0 8,5 9,5 8,5 9,5 8,5 9,5
Filtrado API (ml/ 30 min) - 18,0 - 8,0 - 5,0 - 5,0
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
Propiedades reales de fluidos de perforación
SECCIÓN 16” 12 ¼” 8 ½" 6 ⅛”
TIPO DE FLUIDO Gel -
Bentonita
Polímero -
amina Amina - Glicol Dril in
PROPIEDAD MÍN MAX MÍN MAX MÍN MAX MÍN MAX
Densidad (lpg) 8,5 10,8 9,7 13,4 10 12,6 8,9 9,0
Viscosidad embudo (sec/qt) 29 36 38 73 35 75 54 68
Viscosidad plástica (cP) 3 14 10 27 7 20 14 18
Punto cedente (lbf/100pies²) 10 16 12 31 11 31 22 31
Contenido de arena (%) 0,0 0,25 0,0 0,2 0.1 0,2 0,1 0,15
Sólidos de baja G. E. (%) 0,0 6,21 1,0 6,5 4,1 5,0 2,0 4,8
pH 7,8 8.4 8,0 9,5 9,3 10,8 9,2 9,7
Filtrado API (ml/ 30 min) 0,0 18,0 4,6 12,0 4,2 9,2 4,8 5,0
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
48
ANEXO 10.
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS EN DIFERENTES CAMPOS DE LA CUENCA ORIENTE Y PROPIEDADES PROMEDIO
Propiedades de los fluidos en la sección de 16”
SECCIÓN
16” PROPIEDADES
CAMPO
Densidad
(Lbs/gal)
Viscosidad
API (sec/qt)
Viscosidad
plástica
(cP)
Punto
cedente
(lbf/100pies²)
Contenido
de LGS (%)
Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.
AUCA 8,8 10,4 29,2 33,0 5,0 9,6 8,0 14,0 8,1 10,6
SHUSHUFINDI 9,0 10,8 31,1 40,8 4,3 12,3 8,2 20,3 8,6 11,9
SACHA 8,6 10,5 27,6 33,7 3,1 7,0 5,0 9,4 3,6 7,3
TAMBOCOCHA 8,4 10,7 28,0 40,0 1,0 10,0 3,0 16,0 2,0 12,0
EDÉN-YUTURI 8,4 10,0 26,0 35,0 2,0 8,0 3,0 12,0 0,0 8,0
ORELLANA 8,4 10,7 28,5 48,5 4,0 11,0 10,0 24,0 4,0 10,1
Basada en datos de: (González & Gutiérrez, 2015) (Ballesteros, 2010) (Navarrete, 2011)
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
Propiedades de los fluidos en la sección de 12 ¼”
SECCIÓN
12 ¼” PROPIEDADES
CAMPO
Densidad
(Lbs/gal)
Viscosidad
API (sec/qt)
Viscosidad
plástica
(cP)
Punto
cedente
(lbf/100pies²)
Contenido
de LGS (%)
Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.
AUCA 9,7 10,7 42,0 61,0 8,0 20,0 16,4 27,0 8,0 11,2
SHUSHUFINDI 9,9 11,0 33,5 50,2 8,8 20,6 13,1 24,0 7,5 11,6
SACHA 9,6 11,0 34,2 46,8 8,5 16,0 10,0 19,1 3,0 11,0
TAMBOCOCHA 9,4 10,2 32,0 42,0 8,0 13,0 9,0 16,0 4,0 11,0
EDÉN-YUTURI 9,4 10,8 42,0 46,0 12,0 18,0 16,0 22,0 0,0 7,5
ORELLANA 9,5 10,2 42,5 51,5 12,0 17,0 16,5 22,0 4,5 9,9
Basada en datos de: (González & Gutiérrez, 2015) (Ballesteros, 2010) (Navarrete, 2011)
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
49
Propiedades de los fluidos en la sección de 8 ½”
SECCIÓN
8 ½” PROPIEDADES
CAMPO
Densidad
(Lbs/gal)
Viscosidad
API (sec/qt)
Viscosidad
plástica
(cP)
Punto
cedente
(lbf/100pies²)
Contenido
de LGS (%)
Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.
AUCA 9,0 9,3 46,0 59,0 12,0 18,0 18,0 29,0 5,0 6,0
SHUSHUFINDI 9,1 9,3 40,0 51,0 13,0 22,0 24,0 30,0 5,0 6,0
SACHA 9,6 9,9 39,0 52,0 16,0 23,0 16,7 26,0 3,0 6,0
TAMBOCOCHA 8,9 9,2 52,0 65,0 15,0 18,0 24,0 30,0 2,0 6,5
EDÉN-YUTURI 9,3 9,7 40,0 48,0 15,0 18,0 20,0 22,0 0,0 5,4
ORELLANA 8,9 10,0 45,5 53,0 14,0 20,0 18,0 23,0 2,0 5,7
Basada en datos de: (González & Gutiérrez, 2015) (Ballesteros, 2010) (Navarrete, 2011)
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
Las propiedades promedio de estos campos son las siguientes:
Propiedades promedio de los fluidos de 6 campos de la cuenca Oriente
Sección
Densidad
(Lbs/gal)
Viscosidad
API (sec/qt)
Viscosidad
plástica (cP)
Punto cedente
(lbf/100pies²)
Contenido de
LGS (%)
Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx. Mín. Máx.
16” 8,6 10,5 28,4 38,5 3,2 9,7 6,2 16,0 4,4 10,0
12 ¼” 9,6 10,7 37,7 49,6 9,6 17,4 13,5 21,7 4,5 10,4
8 ½” 9,1 9,6 43,8 54,7 14,2 19,8 20,1 26,7 2,8 5,9
50
ANEXO 11.
DESCRIPCIÓN DE LAS FORMACIONES TOMADA DE UN PROGRAMA DE FLUIDOS DE CCDC-CNPC ECUADOR
Chalcana. Está compuesta por arcillolita con intercalaciones de limolita,
arenisca y pequeños lentes de carbón presente a lo largo del intervalo.
Posteriormente, está comprendido predominantemente por arcillolita
asociada con anhidrita con intercalaciones de limolita, además se
presentan tres cuerpos bien marcados de arenisca.
Orteguaza. Compuesta básicamente de 2 cuerpos Lutíticos el primero
de +/- 2851 a +/- 3190 ft. (TVD) y el segundo de +/- 3430 a 3720-ft (TVD),
además de un cuerpo de Limolita a +/-3190 a +/-3430- ft (TVD) con
intercalaciones de arenisca y carbón.
Tiyuyacu. La Formación Tiyuyacu está constituida principalmente por
intercalaciones de arcillolita y limolita con pequeños cuerpos de arenisca
a lo largo del intervalo; hacia el tope se observa un cuerpo bien marcado
de arenisca.
Tena. Está comprendida por una secuencia continental de arcillolita con
intercalaciones de limolita y arenisca.
Napo. Conformado por una serie de paquetes tanto de lutita, caliza,
areniscas, estas últimas caracterizadas principalmente por bajas
presiones de poro.
- TOPE ARENISCA NAPO “M-1”: Esta Unidad Estratigráfica está
constituido principalmente por arenisca con intercalaciones de lutita
y caolín.
- BASE ARENISCA NAPO “M-1”: Este intervalo se encuentra
conformado por un cuerpo de lutita con pequeñas intercalaciones
de caliza.
- TOPE CALIZA NAPO “M-2”: Esta Unidad Estratigráfica está
conformada por caliza con intercalaciones de lutita.
- TOPE ARENISCA NAPO “M-2”: Esta Unidad Estratigráfica consiste
principalmente de areniscas con intercalaciones de lutita.
51
- BASE ARENISCA NAPO “M-2”: Este pequeño intervalo está
comprendido por lutita y arenisca.
- TOPE ARENISCA NAPO “U”: Está conformada arenisca con pobre
saturación y con intercalaciones de lutita & caolín.
- ARENISCA BASE NAPO “U”: Este miembro está constituido de
arenisca con intercalaciones de caolín.
- TOPE NAPO “T”: Está compuesto principalmente por arenisca no
saturada con intercalaciones finos de caolín.
- BASE NAPO “T”: Está compuesto principalmente de lutita con
pequeñas intercalaciones de arenisca y caolín.
52
ANEXO 12.
RIESGOS DURANTE LA PERFORACIÓN REGISTRADOS EN UN PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE CCDC-CNPC
ECUADOR
RIESGO ACCIONES
Taponamiento Flow Line Jets a flow line todo el tiempo,
circulaciones para descargar cortes, ROP no mayores a 60-ft/hr
Pérdidas Superficiales ROP, Caudal controlado, Adición de
LCM
Hinchamiento Arcillas Viajes de Calibre, Adecuado HSI
Hoyo Apretado Densidad del Hoyo adecuado,
Diseño de BHA
Pega Diferencial Adición de Sellantes, control de peso de lodo
Embolamiento Mantener altos HSI, Sistema de
Lodo disperso
Estabilidad de Hoyo Adecuada densidad del fluido, Viajes
de calibre.
Contaminación con Ca++ Uso sistema de fluido nitrato de
Calcio
Intercalaciones de Carbón Asfalto al atravesar la zona
Corrida de Revestidor Realizar viaje de calibración
Pega en Zona de Areniscas Material sellante en cada parada,
evitar sarta estática
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
53
ANEXO 13.
LECCIONES APRENDIDAS EN LA CUENCA ORIENTE
Se recopilaron ejemplos de eventualidades registradas reportes finales de
pozos direccionales de varios campos de la cuenca oriente.
Lecciones aprendidas durante la perforación de la sección de 16”
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
SECCIÓN DE 16 pulgadas
FORMACIÓN EVENTOS ACCIONES EN EL
MOMENTO RECOMENDACIONES
Terciario
indiferenciado
Influjo de
agua
Se realizó circuito corto y
desplazó fluido con fluido
de mayor densidad
controlando el pozo.
Tener siempre disponibles
píldoras pesadas.
Se circuló y acondicionó
lodo entrando y saliendo.
Bombear píldora de matado
previo al cambio del
elevador.
Se bombeó píldora de
matado.
Poner atención a las
ganancias en los tanques.
Previo a los viajes considerar
subir el peso de lodo.
Terciario
indiferenciado Gumbo
tapona niple
campana.
Se limpió con jets y bombeo
de píldoras de agua con
SAPP y dispersante.
Revisar pozos vecinos para
observar el porcentaje de
arcilla y controlar
parámetros. Usar lodo
disperso y píldoras con
Pirofosfato de ácido sódico.
Terciario
indiferenciado Caída de
presión del
sistema.
Se revisó el sistema de
circulación en superficie. Se
sacó BHA a superficie. Se
observó fuga en válvula en
el manifold de las bombas
de lodo. Se cambió válvula.
Realizar inspecciones
visuales y realizar las
correcciones respectivas de
todo el equipo.
Terciario
indiferenciado Hoyo
apretado.
Se realizó backreaming y
se circuló pozo con píldoras
dispersas con cáscara de
nuez.
Tratar químicamente al fluido
con sulfato de potasio, como
prevención.
54
Lecciones aprendidas durante la perforación de la sección de 12 ¼”
SECCIÓN DE 12 ¼ pulgadas
FORMACIÓN EVENTOS ACCIONES EN EL
MOMENTO RECOMENDACIONES
Tena Empaquetado y
circulación
restringida
Se trabajó la sarta
reciprocando. Se bombeó
trenes de píldoras
dispersa y viscosa.
Realizar viajes de
calibración más continuos.
Tena
Napo Sarta pegada
con circulación
Se trabajó la sarta arriba
y abajo con circulación
normal y se accionó el
martillo.
No mantener por mucho
tiempo la sarta sin mover.
Ver zonas donde se pueda
manejar mejor los
deslizamientos.
Napo
Pega de tubería
sin circulación
y rotación
Se recuperó circulación
aplicando poco galonaje,
rotación y martilleo.
Mantener buenas prácticas
de perforación frente a
zonas de riesgo. Trabajar la
sarta en sentido contrario
previo a la pega. Realizar
simulaciones para ubicar
bien el martillo de
perforación y martillar.
Napo
ROP bajo
Se limpia la broca
bombeando píldora
dispersa con cáscara de
nuez.
Bombear píldora dispersa
después de cada viaje a
fondo dependiendo de la
formación. Circular mínimo
un fondo arriba.
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
55
Lecciones aprendidas durante la perforación de la sección de 8 ½”
SECCIÓN DE 8 ½ pulgadas
FORMACIÓN EVENTOS ACCIONES EN EL
MOMENTO RECOMENDACIONES
Hollín Pega sin
rotación
Se aplicó tensión y torque
a la sarta. Se bombeó
píldora con lubricante.
Mantener buenas prácticas
de perforación y conexiones
frente a zonas de riesgo,
trabajar la sarta en sentido
contrario previo a la pega,
realizar simulaciones para
ubicar bien el martillo de
perforación y que haga el
trabajo de martilleo.
Hollín Pérdida de
circulación
Se bombeó píldoras con
material sellante.
No trabajar con densidad de
circulación equivalente muy
elevada.
Hollín Sarta
atrapada
mientras se
tomaba
registros
Se tensionó hasta liberar
la sarta.
Evaluar la opción de tomar
registros con sistema de toma
en condiciones difíciles.
Hollín Pega de
herramientas
de registros
por presencia
de caolín.
Pesca enhebrada y pesca
con overshot para
recuperar el registro.
Incrementar las
concentraciones de material
sellante y lubricante en la
píldora de fondo.
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
56
ANEXO 14.
MATRIZ DE ANÁLISIS DE RIESGOS
El análisis de riesgos se realizó por el método GHA usando la siguiente
matriz y tablas:
MATRIZ DE ANÁLISIS DE RIESGOS
Severidad del
Peligro
Probabilidad de Ocurrencia
F P O R
1 ALTO
2 MEDIO
3 BAJO
4
Los términos ALTO, MEDIO, y BAJO en la matriz indican el grado de riesgo
que se asume. Un riesgo de grado ALTO condiciona la operación a menos
que se tomen las medidas necesarias para mitigarlo.
La probabilidad de ocurrencia y severidad están describen en las siguientes
tablas:
PROBABILIDAD DE OCURRENCIA
Código Categoría Descripción
F FRECUENTE Puede ocurrir repetidamente durante la operación
P PROBABLE Puede ocurrir varias veces
O OCACIONAL Puede ocurrir a veces
R REMOTO No es probable pero posible
SEVERIDAD DEL PELIGRO
Código Categoría Daños al Personal Afectación al Medio
Ambiente
Costos
(USD)
1 Catastrófico Muerte o incapacidad
permanente Daño a largo plazo > 500 000
2 Crítico Lesión o
enfermedad grave Daño a mediano plazo
50 000 a
500 000
3 Leve Lesión o enfermedad
leve Daño a corto plazo
5 000 a
50 000
4 Insignificante Sin lesiones ni
enfermedades
Daños menores que se
pueden reparar
enseguida
< 5 000
57
ANEXO 15.
RIESGOS EN LA PERFORACIÓN DE LA CUENCA ORIENTE
Riesgos en la perforación de la sección de 16”
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
SE
CC
IÓN
FORMACIÓN RIESGOS
PR
OB
AB
ILID
AD
SE
VE
RID
AD
GR
AD
O
ACCIONES PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN
16” Chalcana Embolamiento de la broca
P 3
ME
DIO
- Aplicar píldoras de limpieza.
- Mantener una hidráulica adecuada.
16” Chalcana Inestabilidad en la zona de sobre presión
O 3 B
AJO
- Evitar circular por tiempo prolongado en esa zona.
- Monitoreo de cavings en las zarandas.
- Mantener el peso del lodo sobre la curva de colapso.
16” Chalcana Influjo de agua
F 1
AL
TO
- Bombeo de material sellante.
- Tener en locación píldora de matado del pozo.
- Usar lechada de cemento especial para cubrir los acuíferos.
16” Orteguaza Restricciones y hueco apretado
F 2
AL
TO
- Asegurarse de la limpieza del hueco. Hacer fondos arriba hasta que las zarandas queden limpias.
- Reciprocar la sarta evitando sobretensiones.
16” Orteguaza Empaquetamiento, mala limpieza, y taponamiento del sistema de superficie
F 2
AL
TO
- Mantener la limpieza con caudal apropiado.
- Agregar agentes inhibidores, anti acreción y encapsulantes.
- Bombear píldoras de alta viscosidad y circular.
16” Orteguaza Imposibilidad de correr revestidor
P 3
ME
DIO
- Ajustar las propiedades del lodo para asegurar la inhibición de las arcillas.
- Realizar maniobras de calibración.
- Evaluar la cantidad de centralizadores a usar.
58
Riesgos en la perforación de la sección de 12 ¼”
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
SE
CC
IÓN
FORMACIÓN RIESGOS
PR
OB
AB
ILID
AD
SE
VE
RID
AD
GR
AD
O
ACCIONES PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN
12 ¼”
Tiyuyacu - Tena
Empaquetamiento y limpieza deficiente del hoyo
F 2
AL
TO
- Rotación y reciprocación con altas RPM mientras se circula fondo arriba.
- Usar altas tasas de flujo mientras se circula siempre y cuando no se realice dentro de las lutitas de Napo.
- Repasar la parada perforada mínimo dos veces antes de hacer la conexión.
12 ¼”
Tiyuyacu - Tena
Pega geométrica y sobre tensión por diferencias de calibre del hoyo
F 2 A
LT
O
- Monitorear valores de arrastre, torque y pesos de la sarta en cada parada. Registrar los puntos apretados.
- No realizar operaciones de acondicionamiento de hueco con caudales menores a los usados en la perforación.
12 ¼”
Tena Restricción y/o empaquetamiento debido a inestabilidad en Formaciones lutíticas
F 3
ME
DIO
- Uso de agentes estabilizadores de lutitas en el lodo.
- Evitar circular frente a esta formación para evitar el lavado de la misma.
- Aumentar el peso de lodo en conformidad con geomecánica.
12 ¼”
Napo Imposibilidad de correr revestidor al fondo, revestidor asentado más arriba de lo planeado
F 2
AL
TO
- Realizar maniobras de calibración antes de bajar casing.
- Asegurase de que las propiedades del lodo proporcionen inhibición de arcillas.
- Evitar circulaciones por largos periodos de tiempo en las lutitas.
12 ¼”
Napo Empaquetamiento/Pega geométrica de la sarta al perforar o durante la bajada del casing
F 1
AL
TO
- Evaluar aumento peso de lodo según indicios del pozo.
- Asegurarse de la limpieza del hueco antes de realizar un viaje. Tomar pesos de la sarta rotando, hacia arriba y hacia abajo con y sin bomba en cada conexión.
59
Riesgos en la perforación de la sección de 8 ½”
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
SE
CC
IÓN
FORMACIÓN RIESGOS
PR
OB
AB
ILID
AD
SE
VE
RID
AD
GR
AD
O
ACCIONES PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN
8 ½”
Hollín Superior
Restricciones / Pega geométrica de tubería por hueco en calibre y presencia de escalones
P 3
ME
DIO
- Monitorear valores de arrastre, torque y pesos de la sarta en cada conexión.
- Evaluar aumento peso de lodo según indicios del pozo.
8 ½”
Hollín Superior
Empaquetamiento por dificultad en la limpieza de pozo
P 2
AL
TO
- Utilizar el peso de lodo requerido para mantener estables las lutitas de acuerdo con el modelo de Geomecánica.
- Evitar circular frente a rocas tipo arcillosas (lutitas), elegir intervalos de areniscas, calizas.
8 ½”
Hollín Principal
Imposibilidad de correr revestidor al fondo, revestidor asentado más arriba de lo planeado
F 2
AL
TO
- Mantener material lubricante en locación.
- Viajes de limpieza cada 24 - 36 horas o cada 1000 pies perforados.
- Tener cuidado las intercalaciones apretadas de las lutitas y en calibre de las calizas.
8 ½”
Hollín Principal
Empaquetamiento durante la cementación P 2
AL
TO
- Mantener la sarta en reciprocación y rotación durante la circulación y la cementación.
- Disminuir el caudal gradualmente controlando los valores de presión.
8 ½”
Hollín principal
Sobre- desplazamiento
P 3
ME
DIO
- Desplazar el volumen teórico más media unión flotante.
60
Riesgos en la perforación de la sección de 8 ½”
(CCDC-CNPC Ecuador branch, 2018)
SE
CC
IÓN
FORMACIÓN RIESGOS
PR
OB
AB
ILID
AD
SE
VE
RID
AD
GR
AD
O
ACCIONES PREVENTIVAS Y DE MITIGACIÓN
8 ½”
Hollín Principal
Limpieza inadecuada del agujero P 3
ME
DIO
- Circular al menos dos fondos arriba.
- Uso de píldoras / trenes de píldoras de Baja/Alta Viscosidad. Considerar píldoras pesadas, de limpieza y con material puenteante.
8 ½”
Hollín Principal
Pega diferencial mientras se perfora / Correr liner de 5" debido al sobre balance en Hollín Principal P 3
ME
DIO
- Mantener el peso del lodo tan cerca como sea posible a la presión de la formación.
- Puenteo de las formaciones con material de granulometría adecuada, y material de control de pérdidas.
- Usar centralizadores y circular en caso de requerir Liner.
- Rotación sólo con motor de fondo.
8 ½”
Hollín Principal
Empaquetamiento por dificultad en la limpieza de pozo y alto arrastre en los viajes
P 2
AL
TO
- Utilizar el peso de lodo requerido para mantener estables las lutitas concordando con geomecánica.
- Evitar circular frente a rocas arcillosas (lutitas), elegir intervalos de areniscas, calizas.
- Evacuar del anular el exceso de cavings antes de seguir perforando o viajando.
8 ½”
Hollín Principal
Imposibilidad de correr revestidor al fondo, revestidor asentado más arriba de lo planeado
F 2
AL
TO
- Mantener los DLS planificados a fin de no tener un hoyo tortuoso.
- Trabajar con cuidado las intercalaciones de agujero fuera de calibre de las lutitas y en calibre de las calizas.
- Mantener material lubricante en locación.
Top Related