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.

Las reservas de petróleo de EEUU disminuyen en 3,1 millones de barriles

Washington, 24 dic .- Las reservas de petróleo en Estados Unidos disminuyeron en 3,1 millones de barriles la semana pasada y quedaron en 318,2 millones de barriles, anunció hoy el Departamento de Energía.
La mayoría de los analistas esperaba un aumento de más de 1 millón de barriles en las reservas de crudo. La agencia informó de que las reservas de crudo se encuentran dentro de la media en esta época del año.
El volumen de reservas fue un 9,1 por ciento superior al de un año antes.
Inmediatamente después de que se divulgaron los datos oficiales el precio de futuros del petróleo crudo para entrega en enero bajó 1,62 dólares, a 37,36 dólares por barril (159 litros), en la Bolsa Mercantil de Nueva York.
Por lo que se refiere a los inventarios de gasolina, el informe precisa que aumentaron en 3,3 millones de barriles (un 1,6 por ciento), con lo que se situaron en 207,3 millones, frente a los 204 millones de la semana precedente.
En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio de la gasolina reformulada para entrega en enero bajó 2,46 centavos de dólar a 0,8314 dólar por galón (0,2199 dólar por litro).
Las reservas de combustible para calefacción subieron en 1,8 millones de barriles (1,3 por ciento) y se ubicaron en 135,3 millones de barriles, frente a los 133,5 millones de barriles de la semana anterior.
En la Bolsa Mercantil de Nueva York el precio del combustible para calefacción para entrega en enero bajó 4,20 centavos de dólar y quedó en 1,2850 dólares por galón (0,3399 dólar por litro).
El informe señaló asimismo que en la semana pasada las refinerías petroleras en Estados Unidos operaron al 84,7 por ciento de su capacidad, comparado con el 84,3 por ciento de la semana anterior.
Estas cifras excluyen la Reserva Estratégica de Petróleo del Gobierno de Estados Unidos, que cuenta con 701,8 millones de barriles, el mismo volumen que en la semana anterior.
El total de existencias de crudo y productos refinados en Estados Unidos, incluida la Reserva Estratégica, alcanzó la pasada semana los 1.715,4 millones de barriles, frente a los 1.717 millones de barriles de la semana anterior.

El petróleo de la OPEP pierde 2,43 dólares y se vende a 34,49 dólares

El barril de crudo de la OPEP se depreció el martes 23 de diciembre 2,43 dólares -un siete por ciento- para venderse a 34,49 dólares, informó hoy la organización petrolera en Viena El valor del crudo de la OPEP sigue perdiendo terreno debido al pesimismo económico tras confirmarse la contracción de la economía de EEUU en el tercer trimestre, y en otros países desarrollados.
Aún a pesar de que existen aspectos para impulsar al alza el precio del crudo, como la apreciación del dólar ante otras divisas y el tiempo frío en EEUU, el pesimismo sobre la crisis sigue siendo el factor principal en los mercados.
La tendencia bajista se mantiene pese al anunciado recorte histórico de la OPEP en 2,2 millones de barriles diarios, debido a las crecientes expectativas de que se reducirá más la demanda en los principales países consumidores debido a la crisis económica global.
La consultora de análisis energético JBC indicó hoy que en este año el tradicional aumento de consumo y precios en el cuarto trimestre de 2008 ha estado "llamativamente ausente"

Refinería de Petróleo de Cienfuegos pone su mira en la expansión

CIENFUEGOS.— Al culminar este mes de junio la refinería de petróleo Camilo Cienfuegos deberá estar muy próxima, o por arriba, de los nueve millones de barriles de crudo procesados, con lo que continuaría con el sobrecumplimiento que ya ostentaba desde el pasado día 11, cuando el enclave energético alcanzó los ocho millones.
Raúl Pérez de Prado, gerente por la parte nacional de la Empresa Mixta PDV-CUPET S.A., inaugurada el 21 de diciembre pasado por los presidentes cubano y venezolano, Raúl Castro y Hugo Chávez, respectivamente, estima que están en condiciones de sobrepasar el plan anual, cifrado en los 19 400 000 barriles de crudo refinados.
Considera que no solo el hecho de estar por arriba del plan de refinación previsto hasta hoy es indicador del buen funcionamiento general del enclave energético. Para argumentar la aseveración, aprovecha este diálogo con Juventud Rebelde y dirige sus ideas hacia los principales avances y retos de la planta.
Por arriba de la capacidad de diseño
Confiere relieve a algo muy importante: técnicos e investigadores de este pilar del polo petroquímico de Cienfuegos posibilitaron poner esta planta —con capacidad de diseño de 65 000 barriles diarios refinados— en condición de elevar dicha cantidad en 10 000 barriles por jornada en medio de su primera etapa, afirma.
«Para llevarla a esa marca hubo que resolver un grupo de “cuellos de botella”, pero es un resultado que en realidad esperábamos de antemano en el proyecto. De manera que al mantenerse e incrementarse el rendimiento, se marcha en correspondencia con lo planificado», explica.
«Hemos ido probando la planta; a medida que surgen problemáticas, se les buscan aperturas resolutivas, y ya está en 75 000 barriles diarios, pero no nos vamos a conformar con esa cifra», subraya.
«Continuaremos evaluando la Refinería y le seguiremos tratando de buscar solución a cualquier dificultad surgida en el camino, hasta encontrar el punto óptimo de operación y subir el rango diario de refinación», acota Pérez de Prado.
Aunque no se trata de crecer y crecer, sino de cumplir con las líneas de producción que debe satisfacer la Refinería, precisa, al tiempo que refiere que en estos momentos en el centro se procesa gas licuado, las naftas como componente de gasolina, el turbocombustible JET A 1 de aviación, diésel y fuel oil.
La planta puede refinar más de 19 millones de barriles de crudo en el 2008, Afirmó Raúl Pérez de Prado, gerente por la parte nacional.
Segura y fiable
Al comentar el buen funcionamiento general del proyecto del ALBA para la integración energética caribeña, habla de la puesta en fase de arrancada de la nueva planta de turbocombustible, con alto grado de automatización, que en breves días ya estará funcionando normalmente.
«Las pruebas iniciales arrojan que es muy segura, y que sin duda va a generar una producción de ese derivado con destino a la aviación, acorde con los rigurosos parámetros de calidad requeridos para su elaboración», opina el representante máximo de la parte nacional en la Camilo Cienfuegos.
«La planta fue contratada en la etapa final de la reactivación, partiendo de la premisa objetiva muy clara que tenemos de que la anterior planta de tratamiento de turbocombustible que usamos hasta el momento es el hidrofinador de diésel, el cual se reactivará en lo que nos queda de año, una vez que se libere con la definitiva arrancada de la nueva planta del citado derivado destinado a la aviación», informa.
El directivo refiere que la reactivación de esa planta de hidrofinación de diésel permitirá que para finales de 2008 sea posible producir aquí el diésel con la especificación que se requiere, por debajo de 0,5 partes por millón de azufre en el producto.
«En diciembre terminará la reparación capital de la vecina termoeléctrica Carlos Manuel de Céspedes, que consumirá el fuel oil tipo 1400. De modo que para producirlo junto al mencionado diésel de calidad superior tenemos que tener preparada esta planta de hidrofinación», adelanta.
Un foro de ciencia
En la puesta en marcha de la nueva planta de turbocombustible —sostiene— tuvo relieve el esfuerzo, pero también la inventiva de los obreros de la Refinería, quienes celebraron en estos días su Foro de Ciencia y Técnica, al cual presentaron más de 20 proyectos de efectos económicos y medioambientales, en lo fundamental.
«El Foro ha sido un éxito: 23 trabajos que recogen las principales tareas durante todo el año 2007 y los primeros 157 días que llevamos de producción», apunta.
«Las principales ideas guardan relación con los temas medioambientales, dirigidos a la mejoría de las plantas de proceso. Todos tienen un efecto económico, debido a los precios que tienen en el planeta. Cada uno tiene un impacto y resultados para la mejor eficiencia del uso de la energía».
Indica que estos estudios son el resultado de todo el proceso de reactivación, donde los procesos se fueron ejecutando a partir también de iniciativas de trabajadores y técnicos, quienes les fueron buscando solución a los problemas.
Como ejemplo de la inventiva del Foro grafica con la investigación sobre la eliminación del grado contaminante en la piscina 124-1. La recuperación del hidrocarburo que está almacenado allí entre los residuales, puede tener un impacto de más de 7 millones de dólares, al culminar la limpieza de esa piscina a partir de las soluciones e iniciativas de los técnicos».
Otro trabajo de interés se dirige a la búsqueda de soluciones para sustituir el sistema de filtrado y distribución del agua por envoltura de malla e implementar un diseño de distribución por toberas.
Este cambio es muy necesario, en tanto los antiguos filtros del sistema, de procedencia soviética, se deterioraron rápidamente con el mencionado tipo de malla que ahora se sustituye por otras de acero inoxidable elaboradas con material sobrante, por lo que además tienen un claro efecto económico.
Apertura a la expansión
Pérez de Prado desglosa el cronograma de expansión de la Camilo Cienfuegos. Entre marzo y junio del presente año, observa, tiene lugar el proceso de contratación y visualización.
«Por estos días estamos recibiendo a representantes de una firma extranjera que va a hacer la ingeniería de visualización de los procesos de expansión», significa.
Agrega que la ejecución de dicha etapa comenzará a hacerse efectiva en lo adelante, y hasta febrero de 2009, por espacio de nueve meses.
En noviembre del corriente año dará inicio la contratación de la ingeniería básica, cuya ejecución durará 15 meses, entre marzo de 2009 y mayo de 2010.
Desde noviembre de 2009 y por más de tres años tendrá lugar todo el proceso de levantamiento general del proyecto. En tanto, según el cronograma preliminar comentado por el gerente, el arranque definitivo será en septiembre de 2013.
Al finalizar su proyecto de expansión —recuerda el directivo— la Refinería estará en capacidad de refinar 150 000 barriles diarios de crudo, cifra que sobrepasa el doble de la actual.
Los 780 trabajadores de la Camilo Cienfuegos laboran en cada jornada de cara a ese objetivo mediato. Cuanto hacen hoy no va dirigido solamente a cumplir con los objetivos económicos de prioridad semanal o mensual, sino que se enfoca también en la necesaria expansión, prevista desde los comienzos mismos de este proyecto del ALBA por la integración energética latinoamericana.