TIPOS DE LODOS

TIPOS DE LODOS

Una forma simple en la que podemos agrupar los fluidos de perforación, puede ser la siguiente:

- FLUIDOS GAS-AIRE
Usando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua, se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar lodo, embotando la sarta, especialmente la broca; el aire o gas seco proveen la mayor rata de penetración de los diferentes fluidos de perforación, los cortes son usualmente reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la superficie, al ser bombardeados a alta velocidad contra los tool joints.El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al no poseer propiedades que garanticen por sí mismas la suspensión de los cortes o sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes de pozo inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta presión de poro y adversos factores económicos. En general el uso de este tipo de fluidos resulta en una rata de perforación más rápida, mayor footage para la broca, mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones, limpieza de los corazones, mejores trabajos de cementación y mejores completamientos. Se usa mist drilling o perforación de niebla cuando una pequeña cantidad de agua entra al sistema, eventualmente agentes espumantes son inyectados en la corriente por tanto disminuyen la tensión interfacial entre el agua, dispersándola dentro del gas, lo cual incrementa la habilidad de eliminar el agua producida por la formación. Agentes anti-corrosión normalmente no son usados pero cuando ocurre o se encuentra agua, un inhibidor tipo amina sirve para proteger la sarta.

- LODOS ESPUMOSOSFabricados mediante la inyección de agua y agentes espumantes dentro de una corriente de aire o gas creando un espuma estable y viscosa o mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular. En cuanto a los lodos aireados en una base gel, tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incrementar la rata de penetración.- LODOS BASE AGUALa bentonita es usada para tratar lodos de agua fresca para satisfacer las necesidades reológicas del lodo, así como para controlar las pérdidas de fluido; obtiene su mejor desempeño en lodos que contengan menos de 10,000 ppm (partes por millón) de cloruro de sodio, al afectar grandemente sus propiedades. Los fosfatos (siendo el pirofosfato ácido de sodio (SAPP) el más usado) son químicos inorgánicos usados para dispersar estos lodos cuyas viscosidades aumentan mediante la contaminación con cemento o con sólidos perforados, sin embargo, no reducen la pérdida de fluido y no son estables a temperaturas superiores a los 150°F.Rara vez un lodo formado a partir de solo bentonita es usado, gracias a su facilidad a ser contaminado.

- LODOS NO DISPERSOS
Utilizados para perforar pozos poco profundos o los primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real de punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate). Las cantidades requeridas de bentonita y cal dependen del punto de cedencia deseado (en muchos pozos se puede usar entre 15 y 25 lbm/bbl de la primera y entre 0.1 y 1 lbm/bbl de la segunda). El objetivo de este sistema es reducir la cantidad total de sólidos arcillosos, resultando en una rata de penetración alta. No son muy estables a altas temperaturas, aproximadamente 400°F.Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla, un polímero no iónico tal como el almidón o el XC que respeten el punto de cedencia logrado por la cal. Su concentración común varía entre 0.5 y 0.75 lbm/bbl. No toleran contaminaciones salinas de 10,000 ppm y superiores o contaminaciones de calcio que excedan las 100 ppm. No es recomendado el uso de CMC que actúa como adelgazante a ratas de corte bajas. Pero a altas velocidades de corte (común en la tubería de perforación y en las boquillas de la broca) aumenta la viscosidad efectiva del lodo, elevando la resistencia friccional requiriéndose mayores presiones de bombeo. No contienen adelgazantes.- LODOS DE CALCIOAltamente tratados con compuestos de calcio, catión divalente que inhibe el hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados para controlar shales fácilmente desmoronables. También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita de considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada. Estos lodos difieren de los otros base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es convertida a arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a comparación de los otros fluidos base agua fresca.
Estos sistemas son referidos como lodos base cal o base yeso dependiendo cual de estos químicos es usado para convertir el sistema a base calcio. Normalmente se obtienen por la adición de cal apagada, de tal forma que la arcilla sódica (bentonita), se convierta en arcilla cálcica, manteniéndose usualmente concentraciones en exceso de cal: de 1 a 2 lbm/bbl (en lodos bajos en cal) o de 5 a15 lbm/bbl (en lodos altos en cal) y en los sistemas de yeso un exceso de 2 a 4 lbm/bbl, para no aceptar los que puedan aportar las formaciones, inalterándolas, previniendo formar cavernas.

- LODOS DISPERSOSMuy útiles cuando se perfora a grandes profundidades o en formaciones altamente problemáticas, pues presentan como característica principal la dispersión de arcillas constitutivas, adelgazando el lodo. Compuestos por bentonita, sólidos perforados y bajas concentraciones de agentes dispersantes, tales como los lignosulfonatos y lignitos; el PH de este lodo está entre 8.5 y 10.5 para mantener estable el NaOH que es requerido para activar el agente dispersante usado.Estos lodos pueden ser similares en aplicabilidad a los lodos con fosfato, pero pueden ser usados a mayores profundidades gracias a la estabilidad del agente dispersante, los lignitos son más estables que los lignosulfonatos a temperaturas elevadas y son más efectivos como agente de control de pérdida de circulación, aunque los lignosulfonatos son mejores agentes dispersantes, el carácter reductor de filtrado para el lignosulfonato se degrada a 350°F. Esta combinación de aditivos ha sido una de las mayores razones para perforar a altas presiones y por lo tanto a altas temperaturas mediante observaciones realizadas en una celda de alta temperatura y presión; no obstante indican que estos lodos desestabilizan shales que contienen arcillas de montmorillonita e incluso en arcillas illíticas, cloríticas y caoliníticas; esto también se ha verificado en numerosas operaciones de campo. La valiosa propiedad del lignosulfonato, para deflocular y dispersar arcillas, se convierte en responsable de daños en la formación (reducción en la permeabilidad) altamente significativos a medida que invade zonas potencialmente productoras que contengan arcillas, estas permeabilidades pueden reducirse de tal manera, que intervalos potencialmente productores pueden inicialmente pasarse por alto o incluso después de probar para mirar el potencial de productividad, dejarlos abandonados.

- LODOS BAJOS EN SOLIDOSSon aquellos lodos en los cuales la cantidad y tipos de sólidos son estrictamente controlados. Estos no deben presentar porcentajes en volumen de sólidos totales por encima de 10% y la relación de sólidos perforados a bentonita, debe ser menor que 2:1.En años recientes han aparecido productos nuevos que hacen práctico el uso de lodos con cloruro de potasio, cuya concentración de cloruro de potasio usada depende del tipo de formación a perforar. Los lodos con concentraciones bajas (de 5 a 7 % en peso de agua utilizada para preparar el lodo) se usan en formaciones de shales firmes o de shales inestables que contengan muy poca esmectita y en arenas potencialmente ricas en hidrocarburos que pueden sufrir daños en su permeabilidad al ponerse en contacto con agua dulce. Los lodos con concentraciones altas (de 10 a 20 % en peso de agua) se utilizan para perforar shales tipo gumbo (que se hacen pegajosos y pierden su porosidad al contacto con el agua dulce), y para perforar “shales” ricos en esmectita.La composición básica de estos lodos es: agua dulce o agua de mar, cloruro de potasio, un polímero para inhibición ( poliacrilamida generalmente), un polímero generador de viscosidad (tipo XC con frecuencia), bentonita prehidratada, almidón estabilizado o CMC, potasa cáustica o soda cáustica, y otros aditivos como lubricantes. Como factores importantes a considerar se contemplan:· Baja tolerancia a los sólidos, por consiguiente tienden a ser altamente procesados, haciendo de este lodo uno de los más onerosos.· Debido al presencia necesaria de polímeros, para controlar las pérdidas de filtrado, limita su uso a temperaturas de 250°F como máximo.· Exhiben un comportamiento de plástico de Bingham, con puntos de cedencia altos y buenas viscosidades a ratas de corte bajas; su capacidad de limpieza del pozo es grande.· Según visualizaciones, en laboratorio, en una celda de alta temperatura y alta presión, indican que el lodo con cloruro de potasio es el lodo base agua más efectivo para estabilizar shales problemáticos.· El consumo de cloruro de potasio es muy elevado en shales con capacidad de intercambio catiónico alta (shales tipo gumbo), por lo tanto el valor de la concentración cae demasiado bajo y se reduce la efectividad para estabilizar shales.

- LODOS SATURADOS CON SAL
Nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua está saturada (mínimo 189,000 ppm) de cloruro de sodio (inclusive 315,000 ppm @ 68°F). El contenido salino puede provenir propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las formaciones perforadas; varias sales pueden ser usadas según el propósito específico, como las de sodio, calcio, magnesio y potasio. La base convencional de estos lodos es la atapulguita o bentonita prehidratada y los compuestos de starsh o almidón y carboximetilcelulosa (CMC) que son usados para el control de perdidas de fluido. Debe considerarse que:· Se hace casi inmanejable cuando se permite que el conjunto de sólidos de gravedad específica baja se vuelva alto. Así, para que un lodo saturado con sal y de densidad de 11.1 lbm/gal cumpla bien sus funciones debe presentar- como máximo- 9% en volumen (aproximadamente 75 lbm/bbl), de sólidos de baja gravedad especifica.· Después de los lodos base aceite y de los preparados con cloruro de potasio (excluyendo los preparados con materiales poliméricos), los lodos saturados con sal son de los mejores para perforar “shales” problemáticos. No obstante, muchas veces se opta por no usar los lodos saturados con sal por dos razones: 1) requieren cantidades mayores de materiales para controlar sus perdidas de filtrado, debido a que son sistemas inhibidos (presentan aditivos que impiden o limitan su reacción con las formaciones perforadas), con grandes cantidades de sal común. 2) dificultad para controlar sus propiedades reológicas, por su facilidad de dispersar en el lodo los recortes de la formación, situación debida, principalmente a la caída de la concentración de sal por debajo del punto de saturación o al aumento por encima de los niveles máximos, de sólidos de baja gravedad específica, así el agua permanezca saturada de sal.· Finalmente puede decirse que a pesar de estar las concentraciones de sólidos dentro de los límites apropiados, un lodo saturado con sal alcanza fuerzas de gel muy altas, sin embargo esta situación puede ser remediada con la adición de lignosulfonatos y soda cáustica.

- LODOS CON MATERIALES POLIMERICOSSon aquellos base agua dulce o salada, que tienen incorporados compuestos químicos de cadena larga y peso molecular alto, que pueden contribuir: (1) al control de pérdidas de filtrado y de propiedades reológicas, (2) a la estabilidad térmica, (3) a la resistencia ante contaminantes, (4) a la protección de zonas potencialmente productoras, (5) a mantener la estabilidad de las formaciones atravesadas, (6) a dar lubricación a la sarta, prevenir pegas y corrosión, (7) a mejorar la perforabilidad, (8) a mantener un ambiente limpio, etc.Entre los materiales poliméricos más usados están: el almidón, la gomas de “Guar”, “Xanthan” y de algarrobo, CMC, el lignito, la celulosa polianiónica, los poliacrilatos, el copolimero de vinil amida/vinil sulfonato, la poliacrilamida parcialmente hidrolizada, los ácidos poliaminados y la metilglucosa, entre otros.La desventaja relativa más prominente de los lodos con materiales poliméricos parece ser su alto costo siendo superados en costo por lodos base aceite y base material sintético.

- ULTIMOS LODOS PROPUESTOS COMO ALTERNATIVA A LOS FLUIDOS NEUMÁTICOSEn momentos en los cuales las técnicas de perforación, de bajo balance de presión (underbalance) tienen gran aplicación en los Estados Unidos de América (más del 12% de los pozos allí perforados durante 1997 se planearon con este método), es así que se ha propuesto un nuevo sistema de lodos que han sido probados en campo con éxito y que se constituyen en una buena alternativa al uso de fluidos neumáticos, pues con ellos:· Se puede disponer de un lodo de muy baja densidad e incompresible.· Se eliminan los grandes compresores requeridos por los fluidos neumáticos.· Se pueden utilizar herramientas MWD.Como con los fluidos neumáticos, con estos nuevos lodos se pueden lograr ratas de perforación altas y disminuir los daños de formación y las pérdidas de circulación. La reducción de densidad en lodos convencionales incluso puede 7 u otras sustancias corrosivas; lograrse agregando (en concentraciones de mas del 20%, en volumen) esferas de vidrio huecas (gravedad especifica de 0.37, diámetro promedio de 50 micrómetros y 3,000 psi de resistencia al colapso) desarrolladas con el auspicio del Departamento de Energía de los Estados Unidos. De fácil remoción y reciclables.

- LODOS BASE ACEITEExisten dos tipos principales de sistemas:a) Lodos de aceite; que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas, también son especiales para las operaciones de corazonamiento.b) Emulsiones invertidas: estos sistemas contiene más del 50% en agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el uso de materiales pesantes. Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación con: pozos profundos con condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

- LODOS CUYA FASE CONTINUA ES “MATERIAL SINTETICO (producido por síntesis química)”Esta nueva clase de lodos –denominados “lodos basados en seudo-aceite” – poseen la mayoría de propiedades de los lodos con fase continua aceitosa y con su uso se podrían disminuir los grandes problemas de contaminación causados, pero muchos de ellos presentan toxicidad acuática. Aun así, algunos autores recomiendan estos nuevos lodos como una alternativa al uso de lodos cuya fase continua es aceite. Otras desventajas son: el costo (varios cientos de dólares por barril, situación que se agravaría con la presencia de pérdidas de circulación) y su poca estabilidad a altas temperaturas. Entre los materiales sintéticos más empleados se encuentran: Ester; Éter, Poli-alfa-olefina, Alquil-benceno-lineal y Alfa-olefina lineal.

Fuente: http://www.infocuencas.com/

Las diversas funciones de los fluidos de perforación

El difícil medio en el que se realizan las operaciones de perforación subterránea incentivó la investigación y el desarrollo de fluidos de perforación que pueden desempeñar diversas funciones cruciales en el proceso de perforación: suspensión, control de presión, estabilización de las formaciones, flotabilidad, lubricación y enfriamiento.
SuspensiónEl paso de los fluidos de perforación a través de la tubería y luego hacia la superficie algunas veces se interrumpe, ya sea por un problema o a fin de extraer la tubería del pozo para cambiar el trépano. Cuando la perforación se detiene, los detritos suspendidos en el fluido pueden descender al fondo del pozo y obstruir la perforación. Es por eso que los fluidos de perforación están diseñados con una propiedad muy interesante que permite resolver este problema. El espesor o la viscosidad del fluido se incrementa a medida que el movimiento del fluido se hace más lento. Cuando el fluido se detiene, se forma un gel espeso que mantiene los detritos de la roca en suspensión y evita que desciendan al fondo del pozo. Cuando el fluido comienza a moverse nuevamente, se torna cada vez menos espeso y vuelve a su estado anterior, es decir, se transforma en un fluido liviano y líquido.
Control de la presiónHay una imagen muy difundida que muestra petróleo brotando de una torre de perforación muy alta que parece tocar el cielo, mientras los trabajadores desbordan de alegría por haber encontrado este preciado oro negro. En realidad, esas erupciones son poco comunes y no son motivo de celebración, dado que el objetivo es extraer petróleo en forma controlada. El lodo está diseñado para prevenir esos accidentes, ya que contrarresta la presión natural de los fluidos en las formaciones rocosas. Se debe alcanzar un equilibrio justo, en el que la presión que ejerce el fluido de perforación contra las paredes del pozo sea suficiente para contrarrestar la presión que ejercen las formaciones rocosas y el petróleo o gas, pero que no sea tan fuerte como para dañar el pozo. Si el peso del fluido de perforación fuese muy grande, podría provocar la fractura de la roca y el fluido de perforación se perdería en la tierra.
La presión de un líquido depende de su densidad. Se pueden agregar ciertos químicos al fluido de perforación para aumentar su densidad y, por lo tanto, la presión que ejerce sobre las paredes del pozo. Es decir que la densidad del líquido puede regularse para satisfacer las condiciones del pozo.
Estabilización de la formación rocosa expuesta El proceso de perforación consta de dos fases. Primero, la perforación se realiza a través de las rocas que no contienen petróleo. El objetivo es moverse lo más rápido posible y llegar a las rocas que contienen petróleo, es decir, al yacimiento. La prioridad es mantener estable la formación rocosa expuesta en el pozo, mientras se evita la pérdida de fluido de perforación. Al mantener la presión del fluido de perforación por encima de la presión del fluido de los poros de la formación rocosa, existe una tendencia natural a que el fluido de perforación penetre en la roca permeable de la formación. El uso de aditivos especiales en el fluido de perforación evita que esto suceda.
El fluido de perforación puede interactuar con la roca circundante de otras maneras. Por ejemplo, si la roca está cargada de sal, el agua disolverá la sal y provocará inestabilidad en las paredes del pozo. En este caso, sería más conveniente utilizar un fluido a base de petróleo. También es posible que las formaciones rocosas con un alto contenido de arcilla tiendan a ser arrastradas por el agua. Estas formaciones necesitan un fluido inhibidor para mantener el pozo estable y evitar ensanchamientos o hundimientos. A medida que la perforación avanza, el pozo se reviste con un entubado de acero para darle estabilidad y crear una ruta para que el petróleo pueda salir a la superficie. Una vez que se llega al yacimiento, es posible que la composición del fluido de perforación deba cambiarse para evitar que se obstruyan los poros de la roca. Al mantener los poros abiertos el petróleo podrá fluir más fácilmente en el pozo y subir a la superficie con menos dificultad.
FlotabilidadUn pozo puede encontrarse a miles de pies o metros de profundidad. Una tubería de perforación de acero de tanta longitud pesa muchas toneladas. La inmersión de la tubería de perforación en el fluido produce un efecto de flotación, que reduce su peso y hace que se ejerza menos presión sobre el mecanismo de perforación.
Lubricación y enfriamientoCuando el metal se mueve contra la roca, se produce fricción y calor. Los fluidos de perforación brindan lubricación y refrigeración para que el proceso continúe sin problemas y se pueda prolongar la vida útil del trépano. La lubricación puede ser de especial importancia para los pozos de alcance extendido u horizontales, en los que la fricción entre la tubería de perforación, el trépano y la superficie de la roca debe ser mínima.

El ciclo del lodo en el pozo

La mayor parte del lodo que se utiliza en una perforación circula en un ciclo continuo:
1. El lodo se mezcla y se guarda en el foso de lodo.
2. Una bomba extrae el lodo del foso y lo envía a través del centro hueco de la tubería de perforación directo hacia el pozo.
3. El lodo sale a través de la tubería de perforación, desde el fondo del pozo donde el trépano de perforación tritura la roca.
4. Entonces el lodo comienza el viaje de regreso a la superficie, arrastrando los fragmentos de roca, denominados detritos, que se han desprendido de la formación por acción del trépano.
5. El lodo sube a través del ánulo, el espacio que existe entre la tubería de perforación y las paredes del pozo. El diámetro típico de una tubería de perforación es de aproximadamente 4 pulgadas (10 centímetros). En el fondo de una excavación profunda, el pozo puede llegar a tener 8 pulgadas (20 centímetros) de diámetro.
6. En la superficie, el lodo viaja a través de la línea de retorno de lodo, una tubería que conduce a la zaranda vibratoria.
7. Las zarandas vibratorias son una serie de rejillas de metal que vibran y se utilizan para separar el lodo de los detritos. El lodo cae a través de las rejillas y regresa al foso de lodo.
8. Los detritos de las rocas se deslizan por la deslizadora de detritos que se encarga de desecharlos. Según los factores medioambientales y otras consideraciones, los detritos deberán lavarse antes de desecharse. Algunos de los detritos son examinados por geólogos que buscan indicios sobre qué es lo que está sucediendo en la profundidad del pozo

Historia de los fluidos de perforacion

En el año 1900, mientras se perforaba un pozo de petróleo en Spindletop, Texas, los trabajadores condujeron una manada de ganado a través de un foso lleno de agua. El lodo que se originó, una mezcla barrosa y viscosa de agua y arcilla, se bombeó dentro del pozo. Los fluidos de perforación aún se denominan lodo, pero en la actualidad, los ingenieros no confían sólo en el agua y la arcilla, sino que diseñan cuidadosamente compuestos y mezclas para satisfacer las necesidades específicas que existen según las distintas condiciones de perforación. Los fluidos de perforación modernos son verdaderamente el elemento vital del pozo. Los pozos profundos actuales no podrían existir sin ellos.
Hace mucho tiempo, la gente normalmente hacía perforaciones en busca de agua y no de petróleo. En realidad, ¡se molestaban cuando accidentalmente encontraban petróleo porque contaminaba el agua! Los primeros pozos se perforaron para extraer agua y luego usarla para beber, lavar, regar y para salmuera, que se utiliza como una fuente de sal. Recién en el siglo XIX la perforación en busca de petróleo se convirtió en una práctica generalizada, dado que la industrialización aumentó la necesidad de productos derivados del petróleo.
Los registros más antiguos de perforaciones de pozos datan del siglo tercero a.C. y tuvieron lugar en China. La técnica de perforación con herramienta operada por cable consistía en dejar caer una pesada herramienta metálica y retirar la roca pulverizada con un contenedor tubular. Los chinos estaban relativamente avanzados en este arte y se les atribuye haber sido los pioneros en el uso intencional de fluidos en el proceso de perforación. En este caso el fluido era agua, que suavizaba la roca y, por lo tanto, facilitaba la penetración y ayudaba a eliminar los fragmentos de roca pulverizada conocidos como detritos. (Es importante extraer los detritos del pozo para que los trépanos de perforación estén libres para seguir perforando).
En 1833, un ingeniero francés llamado Flauvile estaba observando la técnica de perforación con herramienta operada por cable, cuando el aparato de perforación se topó con agua. Entonces se dio cuenta de que el agua que brotaba era muy útil para sacar los detritos del pozo. El principio de utilizar fluidos en movimiento para sacar los detritos del pozo tuvo su origen en ese momento. Flauville ideó una instalación para bombear el agua hacia el interior de un vástago de perforación y arrastrar los detritos al regresar a la superficie a través del espacio existente entre el vástago de perforación y la pared del pozo. Actualmente, este procedimiento sigue vigente.
La perforación rotatoria ha reemplazado ampliamente a la perforación con herramienta operada por cable. Con esta técnica, los trépanos de perforación se encuentra en el extremo de una tubería rotatoria. El proceso es similar al que se lleva a cabo con una perforadora manual eléctrica o un taladro para perforar madera. Pero en vez de perforar unas pocas pulgadas o centímetros en la madera, los pozos de petróleo modernos pueden tener miles de pies o metros de profundidad. Cuando se perfora madera, los restos se extraen del agujero a través de las ranuras espiraladas del eje. Esto funciona para un agujero pequeño, pero no para un pozo profundo. En ese caso, los detritos se transportan a la superficie junto con el lodo en circulación.
A medida que los pozos se vuelven más profundos, los fluidos de perforación cobran mayor importancia; satisfacen distintas necesidades y resuelven una infinidad de problemas que varían según el lugar.

Alistan perforación en Campo Víbora

La perforación de dos pozos de recuperación en Campo Víbora, departamento de Santa Cruz, dará inicio la primera quincena de enero del próximo año con la conclusión de la planchada que soportará el peso de la plataforma que fue adquirida de Petróleos de Venezuela SA (PDVSA).
Según confirmó el gerente General de YPFB–Andina SA, Mario Arenas, Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) iniciará la perforación de los pozos 34D y 35H con la presencia del presidente de la República, Evo Morales, en los siguientes días.
De esa manera, el inicio de la perforación en Campo Víbora, por parte de YPFB, después de más de 30 años volverá a tener participación en el campo de operaciones.De acuerdo con los técnicos de YPFB se pretende llegar a los 3.500 metros de profundidad, donde se prevé se puede encontrar hidrocarburos.Arenas confirmó que el planchado del sector, donde descansará el taladro de 1.500 toneladas de peso, ya fue concluido, bajo la supervisión de técnicos venezolanos y otros tantos nacionales.DESAFÍOHace unos días el presidente de Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB), Santos Ramírez, indicó que éste es el mayor desafío de la empresa, debido a que cada pozo perforado tiene un costo de 50 a 60 millones de dólares.OTROS POZOSYPFB también tiene previsto iniciar el primer semestre de 2009 la perforación del pozo X-3 en el campo Iguasurenda, después de 11 años de haberse paralizado las tareas de exploración en ese sector, con el objetivo de buscar la formación Huamapampa, de donde se extrae la mayor cantidad de hidrocarburos en el país.El campo Iguasurenda está ubicado al norte de Boyuibe cerca de la población de San Antonio, entre el Río Parapetí y la línea férrea Yacuiba – Santa Cruz de la Sierra, en este último departamento.Según el gerente Nacional de Exploración y Explotación de YPFB, Edmundo Pérez, el objetivo es buscar la formación arenisca de Huamampampa, que de dar positivo podría convertir al Iguasurenda en un excelente reservorio.Según Pérez, los dos pozos perforados en Iguasurenda tienen profundidades cercanas a los 5 mil metros y la información geológica obtenida de los registros sísmicos tipo 2D son auspiciosos.

Nuevas herramientas para los geologos

Hace una década, los geólogos carecían de las herramientas para dar un vistazo debajo de los lechos de sal profundos, que en la costa de Brasil pueden tener más de 1,5 kilómetro de espesor.
Hoy, con la ayuda de supercomputadoras de alta velocidad, las imágenes tridimensionales de formaciones ultraprofundas debajo del lecho de sal comienzan a mostrar la posible existencia de miles de millones de barriles de nuevas reservas de crudo y desafían la afirmación de los geólogos de que las empresas petroleras ya han encontrado casi todo el petróleo usable del mundo.
El grupo BG dio a conocer nuevas estimaciones sobre el total de hidrocarburos existentes en el reciente descubrimiento de Tupi, en el mar frente a las costas de Brasil.
Los nuevos cálculos para el descubrimiento arrojan una estimación de entre 12.000 y 30.000 millones de barriles de petróleo equivalente, lo que implica un importante incremento respecto de la primera evaluación, de entre 1.700 y 10.000 millones.
El Grupo BG tiene 25% del desarrollo del descubrimiento de Tupi, ubicado en la cuenca de Campos.
El descubrimiento de Tupi está considerado como uno de los más grandes de los últimos años en países no pertenecientes a la OPEC y es comparable en tamaño al yacimiento Kashagan, en Kazajistán.
Necesidades
Actualmente, Petrobras, que produce alrededor de 1,9 millón de barriles de crudo por día, cubre las necesidades de Brasil, pero todavía debe importar petróleo liviano para mezclarlo con los pesados locales para su refinación.
Desde su creación, Petrobras ha descubierto en Brasil 25 mil millones de barriles de crudo, de los cuales ya se han producido 11 mil millones de barriles. La mayor parte, desde horizontes geológicos de ubicación "pos-sal", 80% en la cuenca de Campos, con predominio del crudo pesado.
Petrobras podría iniciar la producción de Tupi en 2010 o en 2011, con el objetivo de aumentar la producción del país a 4,5 millones de b/d de crudo y gas equivalente para 2015. Antes del hallazgo de Tupi, el objetivo de producción de Petrobras para ese año era de 2,3 millones de b/d.
Con seguridad, Petrobras aumentará considerablemente su plan de inversiones de u$s 112,4 millones, programado para el período 2008-2012, a fin de desarrollar el campo Tupi, que yace bajo más de 2 kilómetros de agua y por lo menos 5 kilómetros debajo del lecho marino. "Esperamos que el campo comience a producir por lo menos 100.000 b/d en 2010, para aumentar gradualmente a 400.000 b/d", dijo José Sergio Gabrielli, ejecutivo en jefe de la estatal petrolera de Brasil.
Proyecciones
Un cálculo preliminar indica que para desarrollar Tupi Petrobras necesitaría 100 pozos a un costo de u$s 50.000 a u$s 100.000 millones. La perforación del primer pozo llevó más de un año, a un costo de u$s 240 millones.
Actualmente, Petrobras puede perforar un pozo equivalente en 60 días, a un costo de u$s 60 millones.
El pozo descubridor, 1-RJS-628A, fue perforado el año pasado en lámina de agua de 2.126 metros, en una sección nueva de la cuenca de Santos, 250 kilómetros al sur de Río de Janeiro. Se lo hizo a una profundidad vertical verdadera de 5.998 metros, penetrando una secuencia evaporítica de sal de más de 2.000 metros de espesor.
Petrobras informa que el pozo dio un flujo de 4.900 b/d de crudo de 30º API y 4,3 millones de pies cúbicos diarios de gas desde un reservorio "pre-sal" a través de estrangulador de 5/8 pulgadas.
El anuncio del nuevo y gigantesco campo se efectuó tras la completación del pozo confirmatorio 1-RJS-646, perforado 9,5 kilómetros al sudeste del descubridor. La plataforma semisumergible de perforación Paul Wolff, de Noble Drilling, lo perforó en aguas de 2.166 metros, y las pruebas iniciales indicaron flujos de 2.000 b/d de petróleo y 65.000 metros cúbicos diarios de gas natural, limitados por factores de seguridad y de los equipos.