proyecto perforacion horizontal

8/18/2019 Proyecto perforacion horizontal

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PERFORACION HORIZONTAL IND-500

MILTON VARGAS PANIAGUA Página 1

INDICE

PROYECTO DE ANALISIS TECNICO Y FINANCIERO PARA LA PERFORACION HORIZONTAL RESPECTO A UN

CONVENCIONAL CAMPO PALOMA POZO PLM-H-1 ......................................................................................6INTRODUCION ..............................................................................................................................................6

ANTECEDENTES. ...........................................................................................................................................7

IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA Y LA RUTA DE LA SOLUCIÓN ...................................................................9

Selección de la ruta de la solución. ....................................................................................................... 10

JUSTIFICACIÓN. ......................................................................................................................................... 10

JUSTIFICACION ECONOMICA ................................................................................................................. 10

JUSTIFICACION TECNICA ....................................................................................................................... 10

JUSTIFICACIÓN SOCIAL .......................................................................................................................... 10

OBJETIVOS. ................................................................................................................................................ 11

OBJETIVOS GENERALES ......................................................................................................................... 11

OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................................................... 11

METAS DEL PROYECTO .............................................................................................................................. 11

LOCALIZACION .......................................................................................................................................... 12

BOLIVIA ................................................................................................................................................. 12

METODOLOGIA (como se realizara el trabajo) ......................................................................................... 12CRONOGRAMA .......................................................................................................................................... 12

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES .............................................................................................................. 12

RECURSOS HUMANOS .............................................................................................................................. 13

RECURSOS MATERIALES Y FINANCIEROS .................................................................................................. 14

CAPITULO I .................................................................................................................................................... 15

ESTUDIO DE MERCADO .......................................................................................................................... 15

OBJETIVO................................................................................................................................................... 16

MERCADO DE HIDROCARBUROS .............................................................................................................. 16

Reservas de Gas Natural en el Mundo ...................................................................................................... 18

CARACTERÍSTICAS DE LOS HIDROCARBUROS EN BOLIVIA ........................................................................ 19

DISPONIBILIDAD DE LA MATERIA PRIMA .................................................................................................. 20

¿Qué es una Reserva Probada? ............................................................................................................. 21


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Grafico # 3 Categorías de las Reservas ......................................................................................... 22

¿Cuantas Reservas certificadas de gas tiene Bolivia? ........................................................................... 22

LAS RESERVAS Y LOS CONTRATOS ............................................................................................................ 24

Contrato con Brasil................................................................................................................................ 24

Volúmenes contractuales ................................................................................................................. 24

Condiciones de entrega .................................................................................................................... 25

CONTRATO CON ARGENTINA ................................................................................................................ 25

MERCADO INTERNO .............................................................................................................................. 26

RESERVAS DE GAS REQUERIDAS A FUTURO EN TCF ................................................................................. 28

ANÁLISIS DE DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL .................................................................................... 28

Tabla # 12. Oferta en TCF ........................................................................................................................ 28

Tabla # 13. Demanda en TCF .................................................................................................................. 29

DEMANDA DIESEL (Diésel Oíl en Bbl/día) ................................................................................................. 29

DEMANDA QUE CUBRIRÁ EL PROYECTO ............................................................................................... 30

Precio ........................................................................................................................................................ 30

COMERCIALIZACIÓN ................................................................................................................................. 30

CONCLUSIÓN ............................................................................................................................................. 31

CAPITULO II ................................................................................................................................................... 32

ESTUDIO TECNICO ......................................................................................................................................... 32

OBJETIVO................................................................................................................................................... 33

LOCALIZACION .......................................................................................................................................... 33

MACRO LOCALIZACIÓN ............................................................................................................................. 33

Definición .............................................................................................................................................. 33

MACRO LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO.................................................................................................... 34

Geografía de Bolivia .............................................................................................................................. 35

MICROLOCALIZACION ............................................................................................................................... 38

Definición .............................................................................................................................................. 38

Micro localización del proyecto ............................................................................................................ 38

TAMAÑO ................................................................................................................................................... 40

OBJETIVO ............................................................................................................................................... 40

TAMAÑO DEL PROYECTO .......................................................................................................................... 40


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FACTORES QUE INFLUYEN EN LA DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO: ..................................................... 41

Tamaño y materia prima ................................................................................................................... 41

Tamaño y tecnología: ....................................................................................................................... 41

Tamaño y localización: ...................................................................................................................... 41

Tamaño y financiamiento: ................................................................................................................ 41

Capítulo III ..................................................................................................................................................... 42

INGENIERÍA Y ADMINISTRACION .................................................................................................................. 42

OBJETIVO................................................................................................................................................... 43

HERRAMIENTAS E INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN LA PERFORACIÓN HORIZONTAL ............................. 43

HERRAMIENTAS DE DESVIACIÓN. ......................................................................................................... 43

Trépano de Chorro. ........................................................................................................................... 45

Codo Desviador (Bent Sub). .............................................................................................................. 45

Motores de Fondo. ........................................................................................................................... 46

FRESAS............................................................................................................................................... 51

INSTRUMENTOS SURVEY. ......................................................................................................................... 53

Instrumento Direccional de Toma Sencilla (Single Shot). ..................................................................... 54

Instrumento Direccional de Toma Múltiple (Multi Shot). .................................................................... 55

Giroscopio. ............................................................................................................................................ 56

Medición Durante la Perforación (Measurement While Drilling – “MWD”). ....................................... 57

Sistema de fondo ...................................................................................................................................... 61

Sistema de energía.- ............................................................................................................................. 61

Sensores.- .............................................................................................................................................. 61

Sistema de transmisión de datos. ............................................................................................................. 61

Telemetría por pulsación.- .................................................................................................................... 61

Sistema Superficial. ................................................................................................................................... 63

HERRAMIENTAS CONVENCIONALES. ........................................................................................................ 63

Porta mechas Antimagnéticos (Monel). ............................................................................................... 63

Barras Pesadas de Perforación (Heavy Weight Drill Pipe). ................................................................... 64

Estabilizadores. ..................................................................................................................................... 64

Tijeras de Perforación (Drilling Jar). ...................................................................................................... 65

Trépanos. .............................................................................................................................................. 66


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PROCESO DE INGENIERIA PARA LA PERFORACION DEL POZO HORIZONTAL PLM-H1 .............................. 67

ADMINISTRACIÓN ..................................................................................................................................... 71

Proveedores del material ...................................................................................................................... 72

Confiabilidad de la empresa proveedora .............................................................................................. 72

El número de personas que necesita contratar. ................................................................................... 72

Operación en el área de campo ............................................................................................................ 72

PLANILLA PERFORACION HORIZONTAL .................................................................................................... 73

Planilla de operación y mantenimiento ................................................................................................ 74

Aguinaldo .............................................................................................................................................. 75

ESTRUCTURA ORGANIZACIONAL .............................................................................................................. 76

CAPÍTULO IV .................................................................................................................................................. 77

ANÁLISIS ECONÓMICO .................................................................................................................................. 77

INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................... 78

RENTABILIDAD DE UN PROYECTO. ............................................................................................................ 78

FLUJO DE CAJA. ......................................................................................................................................... 79

INGRESOS. ................................................................................................................................................. 79

COSTOS DEL PROYECTO. ........................................................................................................................... 80

COSTOS DE PRODUCCIÓN Y OPERACIÓN. ................................................................................................. 81

COSTOS DE TRANSPORTE. ......................................................................................................................... 81

VALOR ACTUAL NETO (VAN). .................................................................................................................... 81

TASA INTERNA DE RETORNO (TIR ............................................................................................................. 82

ÍNDICE DE RENTABILIDAD (IR). .................................................................................................................. 83

RELACIÓN BENEFICIO – COSTO. ................................................................................................................ 83

PRODUCCIÓN DEL POZO ........................................................................................................................... 84

ANÁLISIS ECONÓMICO POZO PLM – H1 VERSUS POZO VERTICAL. .......................................................... 84

ANALISIS ECONOMICO PARA EL POZO VERTICAL ..................................................................................... 85

ESQUEMA FIANCIERO ........................................................................................................................... 85

Préstamo. .................................................................................................................................................. 85

RESUMEN DEL ESCENARIO FINANCIERO .................................................................................................. 86

Costos del pozo vertical ............................................................................................................................ 87

COSTO UNITARIO POR BARRIL DE CRUDO Y MPC DE GAS .................................................................... 87


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COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO POR PRODUCION DE PETROLE EN EL POZO VERTICAL . 88

COSTOS POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL EN EL POZO

VERTICAL ............................................................................................................................................... 88

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN .............................................................................................................. 89INGRESOS POR PRODUCCION DEL POZO VERTICAL.............................................................................. 89

EVALUACIÓN ECONÓMICA ....................................................................................................................... 90

ESTADO DE PERDIDAS Y GANANCIAS .................................................................................................... 90

FLUJO DE CAJA ...................................................................................................................................... 91

INDICADORES FINANCIERO ............................................................................................................... 91

EVALUACION PARA EL POZO HORIZONTAL .............................................................................................. 92

INVERCION DE LA PERFORACION HORIZONTAL POR HERRAMIENTAS EN LOS TRAMOS RECORRIDO . 92

ESQUEMA FINANCIERO PARA EL POZO HORIZONTAL .......................................................................... 96

RESUMEN DEL ESCENARIO FINANCIERO............................................................................................... 96

COSTO UNITARIO POR BARRIL Y GAS PRODUCIDO ............................................................................... 97

COSTOS ANUALES POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO POR PRODUCCION DE CRUDO EN EL POZO

HORIZONTAL ............................................................................................................................................. 98

COSTOS POR OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO POR PRODUCCION DE GAS EN EL POZO HORIZONTAL

.............................................................................................................................................................. 98

COSTO TOTAL DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO DE CRUDO Y GAS DEL POZO HORIZONTAL ......... 98

INGRESOS POR PRODUCCION Y VENTA DE PETROLEO Y GAS EN EL POZO HORIZONTAL .................... 98

ANALISIS ECONOMICO PARA EL POZO HORIZONTAL ............................................................................. 100

ESTADO DE PERDIDAS Y GANANCIAS PARA EL POZO HORIZONTAL ................................................... 100

FLUJO DE CAJA PARA EL POZO HORIZONTAL ...................................................................................... 100

INDICADORES FINANCIEROS ............................................................................................................... 100

CONCLUCION .......................................................................................................................................... 101


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PROYECTO DE ANALISIS TECNICO Y FINANCIERO PARA LA PERFORACION

HORIZONTAL RESPECTO A UN CONVENCIONAL CAMPO PALOMA POZO PLM-

H-1

INTRODUCIONEste proyecto está dirigido al estudio profundo de la PERFORACIÓN HORIZONTAL con el

objetivo principal de demostrar la viabilidad económica que tiene con respecto a la perforación de

pozos convencionales o verticales (ángulo de inclinación no mayor a los 45º).

El Objetivo General que se planteó en el presente Proyecto es demostrar el incremento del Índice

de Productividad que se logra con un pozo horizontal con respecto a un pozo convencional.Para cumplir con este objetivo es necesario realizar el estudio de la perforación direccional y la

perforación horizontal, donde veremos algunos métodos de cálculo de la trayectoria de un pozo

direccional, como el Método Tangencial, Método del Ángulo Promedio y el Método de Curvatura

Mínima.

Posteriormente se realiza el estudio de las herramientas de desviación (Cuñas Desviadoras,

Trépano de Chorro, Codo Desviador y los Motores de Fondo), instrumentos de Medición (Single

Shot, Multi Shot, Giroscopio y el MWD) y por último el estudio de las herramientas

convencionales utilizadas en la Perforación Horizontal.

En un siguiente capítulo veremos las Técnicas de Perforación Horizontal y los tipos de

Terminación más comunes en Pozos Horizontales. Entre las Técnicas de Perforación Horizontal

veremos los pozos con radio de curvatura corto, pozos con radio de curvatura medio y por último

los pozos con radio de curvatura largo, en todos los casos estudiaremos las ventajas, desventajas y

aplicaciones de cada una de ellas.

Posteriormente se realiza el estudio del comportamiento productivo de los pozos horizontales con

respecto a los pozos verticales, donde se hace el estudio de distintos métodos para calcular el

Índice de Productividad de los pozos horizontales en estados de flujo Estable y Pseudo-estable.

Por último se realiza la aplicación práctica en el pozo PLM – H1, donde se hace un recálculo del

diseño y el proceso de Perforación del pozo Horizontal.


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Después de finalizada la etapa de Perforación se realiza el cálculo del potencial productivo que

tiene el reservorio YANTATA tanto para un pozo Horizontal como para un pozo vertical.

Donde se ve que el Potencial Productivo de un pozo horizontal en el reservorio YANTATA es de

4 a 5 veces más que el de un pozo vertical en el mismo reservorio.En función al cálculo del Potencial Productivo y al historial de producción del pozo PLM – H1 se

realiza el análisis económico demostrando de esta manera la viabilidad de un proyecto de

PERFORACIÓN HORIZONTAL con respecto a proyectos de PERFORACIÓN

CONVENCIONAL.

ANTECEDENTES.De las experiencias derivadas de la desviación fortuita del agujero durante la perforación

rotatoria normal, nació, progresó y se perfeccionó la tecnología de imprimir controlada e

intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral que finalmente

debe tener el agujero desviado con respecto a la vertical ideal para llegar al objetivo

seleccionado. (Jourdan Andre P.).

Fig. 1-1. Representación esquemática de la Perforación Horizontal.

Fuente: PEMEX – Diseño de la perforación de pozos.


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En 1930 se perforó el primer pozo direccional controlado en Huntington Beach, California y en

1934 se perforó el primer pozo de alivio en Conroe, Texas.

El concepto de perforar horizontalmente en un estrato productivo data desde el año 1936 y se

realizaron ensayos concretos en 1947, pero ésta técnica fue desplazada por el fracturamiento

hidráulico de las formaciones.

A mediados de la década del 50, se perforaron pozos horizontales en USA, para promover el

drenaje adicional en arenas bituminosas, alquitranadas y otras formaciones de baja presión. La

mayoría de estos pozos tenían un drenaje menor de 30,5 m de longitud horizontal. También

existen evidencias de pozos horizontales perforados en URSS y China durante el mismo período.


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En 1979 convencionalmente se han perforado pozos de alto ángulo vertical con drenaje

probablemente económico, de manera que la industria petrolera ha renovado el interés en esta

tecnología, la cual está brindando una nueva alternativa en la explotación de hidrocarburos.

En los últimos años, las compañías petroleras han intensificado sus estudios en el campo de la

perforación direccional, llegando a la conclusión de que existen yacimientos hidrocarburíferos

con una configuración geológica muy apropiada para la aplicación de esta técnica, obteniendo

como resultado un drenaje mayor de hidrocarburos cuando el pozo es perforado siguiendo sus

niveles productores.

Es así que esta tecnología de perforar direccionalmente y específicamente pozos horizontales

está dando a la industria petrolera oportunidades totalmente nuevas para la explotación de

hidrocarburos.

Durante estos últimos años, se ha podido observar mundialmente una aplicación en gran escala

de esta nueva técnica de perforación, lo que nos da una pauta de que la perforación horizontal

tendrá un incremento mucho mayor en los años futuros debido al éxito alcanzado en la

producción de estos pozos.

La perforación de un pozo horizontal a pesar de ser compleja en su realización está en constante

aumento, debido a exitosos resultados que brinda en la producción.

Muchos obstáculos en la aplicación de la perforación horizontal han sido superados y

simplificados con la aplicación de la tecnología computarizada, los criterios de diseño y la

planificación de la perforación.

Estos avances en combinación con las modernas aplicaciones de la computación electrónica en

las operaciones petroleras, han dado muy buenos resultados en la perforación y terminación de

pozos horizontales.

IDENTIFICACIÓN DEL PROBLEMA Y LA RUTA DE LA SOLUCIÓN .

Uno de los principales objetivos de la industria petrolera en el área de la explotación de

hidrocarburos es obtener el mayor índice de productividad y lograr la máxima reserva

recuperable posible. Es por esta razón que hoy en día se han probado muchas técnicas para

poder solucionar esta problemática. Actualmente las compañías petroleras han intensificado sus


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estudios en la configuración geológica de los yacimientos llegando a la conclusión de que los

yacimientos en su mayoría cuentan con estructuras aptas para aplicar tecnologías como la

perforación dirigida, perforación horizontal y perforación multilateral entre las más importantes.

En el caso de nuestro país podemos ver que contamos con grandes reservas de hidrocarburos

que son explotados por lo general de la forma convencional (pozos verticales o pozos con ángulo

de desviación menor a 45º), con los cuales se obtienen resultados de índice de productividad y

recuperación de hidrocarburos relativamente menores en comparación con los pozos

horizontales, es por esta razón que este proyecto está dirigido a un estudio profundo de la

perforación horizontal como una alternativa de solución.

Selección de la ruta de la solución.

Por todas las razones mencionadas anteriormente se elige como una ruta de solución, la técnica

de la Perforación Horizontal con la finalidad más importante de incrementar la producción y

lograr la máxima reserva recuperable en los yacimientos que actualmente son explotados por lo

general con pozos convencionales.

JUSTIFICACIÓN.

JUSTIFICACION ECONOMICAEl pozo paloma H-1 producirá 100 millones de metros cúbicos anuales de gas y de petróleo, para

exportación como también para la demanda interna, significa más recursos económicos, para la

región, el departamento y el país.

JUSTIFICACION TECNICA

La perforación del pozo paloma H-1 utilizara tecnología de punta para evitar problemas

posteriores. La tecnología del arreglo de válvulas será acorde a las exigencias del reservorio para

evitar problemas por inadecuada selección.

JUSTIFICACIÓN SOCIAL

Con la implementación de este proyecto se lograra crear fuentes de trabajo.

La producción del pozo paloma H-1 aportara a la exportación de hidrocarburos generando

mayores ingresos para el país, los recursos IDH se verán beneficiados en cierto nivel, aumentando


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la cantidad de dinero desembolsado para las gobernaciones, los municipios se beneficiaran por

tener mejores ingresos económicos por parte de las gobernaciones.

Al tener mayores oportunidades de realizar obras se generara empleos para los habitantes,

mejorando significativamente la calidad de vida

OBJETIVOS.

OBJETIVOS GENERALES

El objetivo principal de la perforación de pozos horizontales es incrementar la producción de

petróleo o gas, a través de la mayor exposición del pozo en la formación productora, el cual

provee un incremento en el área de drenaje, mucho mayor que la obtenida en los pozos

convencionales

OBJETIVOS ESPECÍFICOS

• Realizar un diagnóstico del estado actual del pozo.

• Describir la macro-localización y la micro-localización del pozo paloma H-1

• Describir el proceso de perforación del conjunto de herramientas.

• Realizar una organización administrativa de las diferentes actividades que se realizaran

en el proceso de perforación.

• Cuantificar las inversiones que incurren en el proceso de perforacion.• Determinar la rentabilidad del proyecto a través de los indicadores financieros del TIR y

del VAN.

METAS DEL PROYECTO Instalación del arbolito acorde a las características del yacimiento.

Poner en producción los reservorios yantata.

Brindar seguridad al pozo con un conjunto de válvulas producción.


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LOCALIZACION

BOLIVIA

Bolivia es el quinto país más grande de Sur América, se sitúa en el corazón del continente,

rodeada al noreste por Brasil, al sureste por Paraguay, al Sur por Argentina, al Suroeste por Chile

y al Oeste por Perú.

METODOLOGIA (como se realizara el trabajo)

Se utilizara la metodología tradicional de preparación y Evaluación de Proyectos propuesto por la

ONU y ALADI, que caso de nuestro proyecto comprenderá tres fases:

Diagnóstico: Se realizara un análisis de los problemas que se presentaron en laperforación El campo Paloma y los motivos por los cuales se decidió perforar el pozo

horizontal respecto a un convencional , con el objetivo de producir 5 veces mas que un

pozo convencional

Estudio técnico: Que comprende la parte de ingeniería, tamaño, localización, diseño y la

implementación del método de perforación horizontal para la recuperación adicional de

hidrocarburos.

Estudio Económico: Que comprende finanzas, para determinar las inversiones y las

formas de financiar dichas inversiones. Métodos contables, para determinar el flujo de

caja que tendrá el proyecto durante su vida útil. Evaluación económica, para evaluar el

proyecto.

Además de estas tres fases, se añadirá el estudio de impacto ambiental según la ley Boliviana N°

1333, en la que indica que todo proyecto deberá de tener un estudio de impacto ambiental.

CRONOGRAMALa elaboración del proyecto tendrá una duración de 4 meses comprendidos entre julio y

culminara en nobriembre del año 2015, y tendrá una vida útil de 32 años.

CRONOGRAMA DE ACTIVIDADES


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DIAGRAMAS DE GANTT

PROYECTO PERFORACION HORIZONTAL

UNIDA DE TIEMPO DIAS DIAS

FECHA INICIO 20/06/2015

ACTIVIDAD NOMBRE DURACION ACTIVIDAD

PRESEDENTE

INICIO FINALISACION

A SELECCIÓN

TEMA

7 20/06/2015 27/06/2015

B introducion 21 A 28/06/2015 18/07/2015

C INVESTIGACION 7 B 19/06/2015 26/07/2015

D CONSULTA

YPFB

2 C 27/06/2015 28/07/2015

E ELABORACION

DIASNOSTICO

37 D 29/06/2015 04/09/2015

F CONSULTA

PROFECIONAL

21 E 05/09/2015 25/09/2015

G ESTUDIO

TECNICO

21 F 26/10/2015 16/10/2015

H REVICION

TRABAJO

3 G 17/10/2015 19/10/2015

I ESTUDIO

ECONOMICO

11 H 20/10/2015 30/10/2015

J PRESENTACION

TRABAJO FINAL

2 I 11/11/2015 12/11/2015

K DEFENSA 14 J 13/11/2015 27/11/2015

RECURSOS HUMANOSFuente: cotización de sueldos en el mercado laboral tabla

Expresados en dólares americanos usd (tipo de cambio oficial 7.00)


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Fuente: cotización de sueldos en el mercado laboral elaboración propia

RECURSOS MATERIALES Y FINANCIEROSExpresado en dólares americanos usd. (De tipo cambio oficial 7.00)

DESCRIPCION CANTIDAD P/U (Bs) TOTAL (Bs)

Hoja papel bond 500 0.05 35

Alquiler de

computadoras

”Internet”

3 100 300

Bolígrafos 12 6 72

Compra impresora 1 1200 1200

Tinta negra 4 40 160

Tinta a colores 3 50 150

Empastado 1 150 150

Flash Memory 1 80 80

Comunicación

Telefónica

30 10 300

Refrigerios - 500 1000

Transporte - 1000 1000

Imprevistos - - 430

TOTAL 4377

USD 625

FUENTE: ELABORACION PROPIA.

DETALLE CANTIDAD MONTO MES (Bs) TOTAL (BS)

Ingenieros

Petroleros

1 7000 7000

TOTAL Bs 7000

USD 1000


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CAPITULO I

ESTUDIO DE MERCADO


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OBJETIVODeterminar los volúmenes existentes y disponibles de Hidrocarburos para la generación de

combustibles. (Diésel, Gasolina y otros)

Los hidrocarburo es una de las varias e importantes fuentes de energía no renovables formada por

una mezcla de gases ligeros que se encuentra en yacimientos de petróleo, disuelto o asociado con

el petróleo (acumulación de plancton marino) o en depósitos de carbón. Aunque su composición

varía en función del yacimiento del que se saca, está compuesto principalmente por metano en

cantidades que comúnmente pueden superar el 90 ó 95% (p. ej., el gas no-asociado del pozo West

Sole en el Mar del Norte), y suele contener otros gases como nitrógeno, Ácido Sulfhídrico, helio y

mercaptanos. Como ejemplo de contaminantes cabe mencionar el gas no-asociado de Kapuni (NZ)

que contiene hasta 49% de CO2 (Dióxido de Carbono). Como fuentes adicionales de este recurso

natural, se están investigando los yacimientos de hidratos de metano que, según estimaciones,

pueden suponer una reserva energética muy superiores a las actuales de gas natural.

MERCADO DE HIDROCARBUROS En la actualidad el mercado del petróleo está sufriendo grandes transformaciones, la

concientización de los países desarrollados se ha encauzado en la exigencia de combustibles con

especificaciones más rígidas desde el punto de vista medioambiental; los precios han alcanzado

valores muy elevados que amenazan el crecimiento económico y plantean la búsqueda de nuevas

formas de energía que sean rentables a estos niveles; también las continuas crisis políticas de los

principales países productores de petróleo han aumentado la preocupación de países consumidores


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sobre su dependencia. Sumado a esto el continuo decrecimiento de las reservas convencionales de

crudo a nivel mundial, las altas demandas de consumo, y la disminución en el descubrimiento de

nuevas reservas.

Por su parte el Gas Natural ha recorrido un largo camino desde la época en que solo era un

subproducto de la explotación petrolera, una molestia que se eliminaba quemándolo. Ahora,

dentro del panorama mundial, se proyecta que el Gas Natural será el combustible más importante

del mundo debido a su abundancia, limpieza y diversidad de aplicaciones. Se espera que en los

próximos años, la demanda general de energía proveniente del petróleo, el gas y otras fuentes

llegue a ser más del doble que la actual. La composición de la oferta de energía está cambiando y

los observadores esperan que el mundo consuma más gas que petróleo para el año 2025.

En la actualidad hay dos superpotencias energéticas mundiales "reconocidas", las cuales tienen las

mayores reservas y producción en los ámbitos de la energía en la que se especializan. Rusia tiene

las mayores reservas del mundo de gas natural, y es el mayor productor y exportador de gas,

mientras que Arabia Saudita tiene las mayores reservas de petróleo convencional, y ostenta la

mayor capacidad de producción de crudo del mundo (estimada en torno a 10,5-11,0 millones de

bbl/d, barriles por días). Las medidas adoptadas por las empresas o el gobierno en cualquiera de

estos dos países son suficientes para producir una reacción inmediata en el mercado de valores, si

bien se sabe que los mercados han intentado adivinar las verdaderas cifras de producción de

Arabia Saudita.

Rusia tiene las mayores reservas de gas natural de cualquier país del mundo, junto con la segunda

mayor reserva de carbón, y el octavo lugar en reservas de petróleo. Es el segundo productor

mundial de petróleo y, de vez en cuando, sobrepasa a Arabia Saudita como el número uno del

mundo.

Rusia es también el mayor productor de gas natural, con el 22,3% de la producción mundial, ytambién el mayor exportador, con el 24,0% de la exportación mundial. En los últimos años, Rusia

ha establecido el sector del gas como uno de gran importancia estratégica. Muchas empresas

privadas de petróleo y gas natural, especialmente Yukos y Sibneft, se han consolidado bajo el

control de las organizaciones estatales Rosneft y Gazprom, respectivamente.


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Reservas de Gas Natural en el MundoGrafico N° 1. Reservas de hidrocarburos en el Mundo


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Fuente: Wikipedia

CARACTERÍSTICAS DE LOS HIDROCARBUROS EN BOLIVIAExisten dos características principales de hidrocarburos en Bolivia: la primera, es que es un gas

No Asociado y la segunda es un gas muy rico en metano. Dichas características hacen que la

explotación y uso de este recurso sea muy atractiva.

COMPONENTES DEL GAS NATURAL

Componentes principales Formula química Porcentaje en Volumen

(%)

Metano CH4 89,10

Etano C2H6 5,83

Propano C3H8 1,88

Butanos C4H10 0,74

Pentanos C5H12 0,23

Hexanos C6H14 0,11

Grafico # 2 Composición del Gas Natural Boliviano


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Fuente: Wikipedia

DISPONIBILIDAD DE LA MATERIA PRIMADesde el descubrimiento de los megacampos gasíferos San Alberto ,paloma X-I y Sábalo,

Margarita e Itaú hace más de una década se potencio a Bolivia como el proveedor de gas natural

para el Cono Sur y con ello se concretó el mayor proyecto de exportación en la historia del país el

cual genera los mayores ingresos estatales en la actualidad. Con el descenso de las inversiones

petroleras, al inicio del nuevo siglo, este impulso se contrajo y, además, durante cinco años no se

supo el número de reservas comerciales de hidrocarburos con las que contaba el país.

A inicios de abril del 2011 YPFB presento el informe de certificación de reservas de hidrocarburos

nacionales, realizado por la compañía Ryder Scott. El informe demuestra un descenso de las

reservas tanto de Gas Natural como de petróleo, respecto a las mediciones anteriores. Las razones

más que geológicas son entendidas en los métodos de medición, en el consumo de los mercadosen los últimos años y en el conocimiento más ajustado que se tiene de los campos productores

ahora que están en su etapa de madurez.

Componentes principales de Gas Naturalboliviano

Metano

Etano

Propano

Butanos

Pentanos

Hexanos


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¿Qué es una Reserva Probada?

Cantidad de hidrocarburos que se estima, basado en datos geológicos y de ingeniería que

demuestran con certeza razonable, recuperar en el futuro de reservorios y pozos existentes bajo las

condiciones económicas presentes. Es decir, no hay reservas sin mercados.Para quien se interese en la producción de hidrocarburos, actual y futura las reservas constituyen

una de las variables fundamentales que es necesario conocer. La producción de un campo

petrolero es, sin duda, el resultado último que proporciona el valor más significativo y más

importante del mismo, ya que representa la cantidad de hidrocarburos (petróleo o gas) que se está

vendiendo y que genera ingresos de forma inmediata.

Las reservas una vez que han sido descubiertas no se pueden vender de forma inmediata, ya que

son una estimación de lo que se va a vender cuando se perforen pozos, se construyan las

instalaciones de superficies y las plantas de procesamientos necesarias, y con ello permita a los

gobernantes y a los gerentes o financiadores estimar los ingresos del futuro.

Cuando se habla de reservas probadas significa que existe un 90% de certeza de su existencia,

reserva probable, un 50% y reserva posible cuando su existencia es más dudosa y solo se tiene un

10% de certeza.


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Grafico # 3 Categorías de las Reservas

Fuente: Wikipedia

¿Cuantas Reservas certificadas de gas tiene Bolivia?Ryder Scott, la empresa encargada de realizar el estudio técnico de certificar las reservas, al 31 de

diciembre del 2009, certifico que:

Las Reservas Probadas de gas natural llegan a 9,94 trillones de pies cúbicos (TCF por su

siglas en inglés)

Reservas Probables de 3,71 TCF.

Reservas Posibles de 6,27 TCF.

El 83% de las reservas de hidrocarburos están en los megacampos San Alberto, Sábalo, Itaú y

Margarita.

Actualmente las reservas probadas al 31 de diciembre de 2012 ascienden a 11,2 TCF (Trillones

de Pies Cúbicos). Las reservas certificadas de gas natural al 31 de diciembre de 2009 llegaban a

9,94 TCF. Del 2010 al 2012, el país consumió el energético, pero también se aumentaron con las

Reservasprobadas

ReservasProbables

ReservasPosibles

PozoProductor

Corte vertical de uncampo mostrando las

distintas categorías dereservas según sudistancia al pozoproductor


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perforaciones realizadas, confirmando un incremento de 1,26 TCF. Y todo indica que seguirá

aumentando debido a las millonarias cifras que están destinando a la actividad de exploración.

Grafico # 4 Reservas de Gas Natural al 2009

Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB.

A pesar del consumo, que está en 0,6 TCF por año, igual se repusieron los volúmenes gastados y

se aumentaron.

0

510

15

20

Reservas deGas Natural en

TCF al 31 deDiciembre de

2009

Posibles 6,27

Probables 3,71

Probadas 9,94

9,94

3,71

6,27

T C

F

Reservas de Gas Natural (al 31 de diciembre de2009)


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Grafico # 5 Reservas Probadas de Gas Natural al 2012

Fuente: Elaboración propia con datos de YPFB

LAS RESERVAS Y LOS CONTRATOSPor el momento Bolivia tiene tres mercados de gas que atender. El creciente mercado interno,

Brasil y Argentina.

Contrato con Brasil

YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos) y PETROBRAS (Petróleos Brasileros)

firmaron en 1996 un contrato de compra-venta de Gas Natural por un periodo de 20 años.

La exportación a la República Federativa del Brasil se inició en julio de 1999, una vez concluida

la construcción del Gasoducto Bolivia-Brasil.

Volúmenes contractuales

Contrato original: Estableció un volumen de compra-venta de 16MMmcd (Millones de metros

cúbicos diarios)

Adenda N°1: Incremento el volumen a 18 MMmcd (Millones de metros cúbicos diarios)

Adenda N°2: Estableció un volumen definitivo de 30,08 MMmcd

0

24

6

8

10

12

Reservas de Gas Natural

Probadas 11,2

T C F

Reservas de Gas Natural (al 31 de diciembre

de 2012)


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Adicionalmente a la Cantidad Diaria Contractual, YPFB debe suministrar en el punto de entrega,

todo el gas combustible necesario para la operación continua de las estaciones de compresión del

gasoducto en el Brasil (1,5 MMmcd); siendo este volumen pagado por PETROBAS

Condiciones de entrega

De acuerdo a contrato, el gas natural comercializado, a determinadas condiciones de temperatura y

presión debe tener un poder calorífico base saturada que no sea menor a nueve mil doscientos

kilocalorías por metro cúbico (9.200 kcal/m3), equivalente a 1,034 MMBTU/MPC. (Miles de

unidades térmicas inglesas por millar de pies cúbicos). Medida del poder calorífico del gas.

Según el cálculo de YPFB, el mercado brasileño demandará 2,7 TCF, en función al contrato GSA

con Petrobras, vigente hasta el 2019.

Grafico # 6 Demanda de Gas Natural - Mercado de Brasil

Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB

CONTRATO CON ARGENTINAYPFB y la Empresa Nacional Argentina S.A. (ENARSA) en la gestión 2006 un nuevo Contrato de

Compra-Venta de Gas Natural por un periodo de 20 años, a partir del 1° de enero de 2007.

El contrato incluye el financiamiento de una planta de extracción de licuables a instalarse en la

frontera que será de propiedad de YPFB.

Asimismo el mercado argentino requerirá 3,77 TCF hasta 2026, de acuerdo al contrato establecido

con Enarsa y su adenda pactada recientemente.

0

10

20

30

40

1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019

Demanda de Gas Natural- MercadoBrasil en MMmcd

Demanda de Gas Natural- Mercado Brasil

2.77 TCF


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Grafico # 7 Demanda de Gas Natural – Mercado Argentina

FUENTE: ELABORACIÓN PROPIA A PARTIR DE DATOS DE YPFB

MERCADO INTERNO

El consumo interno promedio de gas a 2010 es de 7,2 MMmcd, para proyectar la demanda para

los próximos 10 años se estima un crecimiento promedio del 7,5% (2011-2020).

0

5

10

15

20

25

Demanda de Gas Natural - Mercado

Argentina en MMmcd

Demanda de Gas Natural - Mercado Argentina en MMmcd

3,77 TCF 2013-2026


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Grafico # 8 Demanda de Gas Natural – Mercado Interno

Fuente: Elaboración Propia a partir de datos de YPFB

Total demanda de Gas Natural

Grafico # 9 Total Demanda de Gas Natural

Fuente: Elaboración Propia con datos de YPFB

02

4

6

8

10

12

14

16

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Demanda de Gas Natural- Mercado

Interno en MMmcd

Demanda de Gas Natural- Mercado Interno

01234

Brasil Argentina

MercadoInterno

(Bolivia)Estimado de Gas por Mercado

en TCF2,7 3,77 1,22

T C F

Estimado de Gas por Mercado en TCF

1,22 TCF 2013-2020


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RESERVAS DE GAS REQUERIDAS A FUTURO EN TCF Asimismo el gobierno boliviano pronostica un consumo de 2,42 TCF a 20 años para

proyectos que dan valor agregado al Gas Natural, entre ellos: El mutún, Urea,

Polietileno, y las plantas de separación Rio Grande, y Chaco Boliviano.

Grafico # 10 Demanda de Gas Natural para Proyectos del Gobierno

Fuente: Elaboración Propia con datos de YPFB

ANÁLISIS DE DISPONIBILIDAD DEL GAS NATURAL

Tabla # 12. Oferta en TCF

Reservas Estimación Reservas * (%) Total

Probadas 11,2 11,2* 90% 10,08

Probables 3,71 3,71* 50% 1,855

Posibles 6,27 6,27 *10% 0,627

0

0,5

1

1,5

2

2,5

Plantade Rio

Grande

ChacoTarijeño

Amoniaco/Urea

Etileno,Polietile

no

Mutun TOTAL

Requerimientos en TCF 0,1 0,39 0,29 0,32 1,32 2,42

T C F

Demanda de Gas para Proyectos deIndustrializacion y Plantas de Separacion


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TOTAL 12,562

Tabla # 13. Demanda en TCF

DEMANDA DIESEL (Diésel Oíl en Bbl/día)El diésel oíl se ha convertido en el combustible líquido de mayor demanda y consumo en el

mercado interno, asegura un informe gubernamental.

El balance entre la producción y demanda muestra un déficit anual proyectado de diésel, el cual

debe ser cubierto por la importación.

La demanda de diésel oíl “con sustitución” de GNV (Gas Natural Vehicular), no tiene efecto

significativo respeto al escenario “sin sustitución” ya que prácticamente en los dos escenarios la

demanda es similar.

Tabla # 14. Proyección de la Demanda de Diésel 2013-2025

AÑOProducción

Nacional

Consumo

(prod. Nal. +

importación)

Demanda

(importación)

Demanda

Proyectada

2009 10.803 21.967 11.164

2010 11.059 23.233 12.174

2011 11.718 25.311 13.593

2012 12.543 26.180 13.637

2013 14.852

2014 15.735

2015 16.619

2016 17.503

Mercado CantidadDemanda Argentina 3,77

Demanda Brasil 2,7

Demanda Mercado Interno 1,22

Industrialización/Plantas de Separación 2,42

Total 10,11


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geografía nacional. Los canales de distribución utilizados por YPFB en el mercado de los

combustibles líquidos actualmente son como sigue

Una de sus funciones es la de regular la comercialización de los combustibles, para cumplir con

este mandato la Agencia Nacional de Hidrocarburos, a través de la más moderna tecnología, hainstruido la instalación de cámaras de videos en todas las estaciones de servicios del país y utiliza

la red internet para la renovación de las licencias de operación de estas empresas

desburocratizando el trámite.

Está en marcha también la utilización de chips volumétricos y sistemas de posicionamiento global

en los vehículos que transportan combustibles, y se ha iniciado un proyecto, el cual incluirá en un

solo sistema informático a todos los automotores del país para conocer el consumo de combustible

y evitar, mediante ese mecanismo de control, su contrabando.

YPFB Transporte S.A. es una empresa boliviana de servicio público, dedicada al transporte de

hidrocarburos por ductos desde los distintos campos productores del país hasta los diferentes

centros de consumo del mercado nacional y de exportación.

YPFB Transporte S.A. opera toda su red de gasoductos y oleoductos cumpliendo normas y

estándares internacionales. Realiza sus actividades en el marco de su Política de Desarrollo

Sostenible, basada en tres pilares fundamentales: Desempeño Económico, Preservación Ambiental

y de la Vida y Responsabilidad con sus Públicos. Posee un Sistema de Gestión de Negocios

basado en las certificaciones de Calidad ISO 9001, Medio Ambiente ISO 14001 y Salud

Ocupacional y Seguridad OHSAS 18001, certificadas por la TUV Rheinland.

Para garantizar un servicio público de transporte de hidrocarburos continuo, eficiente y seguro, la

empresa dispone de una fuerza laboral directa de 541 personas. De estas, 507 son de planta, y el

73,6% esta sindicalizado. El 2011, la empresa creció tanto en el número de empleados como en la

especialización de los profesionales y técnicos que la integran.

CONCLUSIÓNEn cuanto a la disponibilidad de la materia prima esencial (gas natural), se puede concluir que el

país está en condiciones de cubrir la cantidad necesaria que se requiere para la planta en su

operación durante 20 años, para lo cual se utilizarían aproximadamente 0,75 TCF para producir

10.000 bpd (barriles por día) de productos líquidos, como ser diésel, gasolina y otros.


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CAPITULO II

ESTUDIO TECNICO


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OBJETIVO

El pozo PLM – H1 tiene como objetivo desarrollar el Campo Paloma en el reservorio Yantata, con

una extensión horizontal de 409 m. Este pozo será un parámetro de referencia en ésta técnica de

perforación para el desarrollo total del campo, ya que hasta ahora solamente se han perforado

pozos convencionales con ángulos de inclinación no mayores a los 45º

LOCALIZACION Consiste en evaluar el sitio que ofrece las mejor condiciones para la ubicación del proyecto, en el

país o en el espacio rural y urbano. En este estudio de localización del proyecto, se debe tener en

cuenta dos aspectos: La macro localización la cual de alguna región y La micro localización, que

es la determinación del punto preciso donde se construirá la empresa dentro de la región, y en

ésta se hará la distribución de las instalaciones en el terreno elegido.

La instalación superficial del pozo PLM – H1, es un proyecto de perforación respecto a un

convencional, por ende los estudios de evaluación del lugar y de las condiciones no se realizaran

por que se encuentra localizado.

MACRO LOCALIZACIÓN

Definición

También llamada macro zona, es el estudio de localización que tiene como propósito encontrar la

ubicación más ventajosa para el proyecto. Determinando sus características físicas e indicadores

socioeconómicos más relevantes.

Es decir, cubriendo las exigencias o requerimiento de proyecto, el estudio se constituye en un

proceso detallado como. Mano de obra materiales primas, energía eléctrica, combustibles, agua,

mercado, transporte, facilidades de distribución, comunicaciones, condiciones de vida leyes y

reglamentos, clima, acciones para evitar la contaminación del medio ambiente, apoyo, actitud de

la comunidad, zona francas. Condiciones, sociales y culturales.


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MACRO LOCALIZACIÓN DEL PROYECTO.

Continente américo del sur

Grafico Nº 1 (Fuente Google Earth.)

América del Sur o Sudamérica, es el subcontinente austral de América. Está atravesada por

la línea ecuatorial en su extremo norte, quedando así con la mayor parte de su territorio

comprendida dentro del Hemisferio Sur. Está situada entre el océano Atlántico y el océanoPacífico quienes delimitan los extremos Este y Oeste respectivamente, mientras que el Mar

Caribe delimita por el norte y el Océano Antártico su extremo sur. Ocupa una superficie de 17,8

millones de km², lo que representa un 42% del continente americano y un 12% de las tierras

emergidas, y está habitada por el 6% de la población mundial.

http://es.wikipedia.org/wiki/Subcontinentehttp://es.wikipedia.org/wiki/Am%C3%A9ricahttp://es.wikipedia.org/wiki/Ecuador_terrestrehttp://es.wikipedia.org/wiki/Hemisferio_Surhttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Atl%C3%A1nticohttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Pac%C3%ADficohttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Pac%C3%ADficohttp://es.wikipedia.org/wiki/Mar_Caribehttp://es.wikipedia.org/wiki/Mar_Caribehttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Ant%C3%A1rticohttp://es.wikipedia.org/wiki/Kil%C3%B3metro_cuadradohttp://es.wikipedia.org/wiki/Tierrahttp://es.wikipedia.org/wiki/Tierrahttp://es.wikipedia.org/wiki/Poblaci%C3%B3n_mundialhttp://es.wikipedia.org/wiki/Poblaci%C3%B3n_mundialhttp://es.wikipedia.org/wiki/Tierrahttp://es.wikipedia.org/wiki/Tierrahttp://es.wikipedia.org/wiki/Kil%C3%B3metro_cuadradohttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Ant%C3%A1rticohttp://es.wikipedia.org/wiki/Mar_Caribehttp://es.wikipedia.org/wiki/Mar_Caribehttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Pac%C3%ADficohttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Pac%C3%ADficohttp://es.wikipedia.org/wiki/Oc%C3%A9ano_Atl%C3%A1nticohttp://es.wikipedia.org/wiki/Hemisferio_Surhttp://es.wikipedia.org/wiki/Ecuador_terrestrehttp://es.wikipedia.org/wiki/Am%C3%A9ricahttp://es.wikipedia.org/wiki/Subcontinente


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Bolivia

Bolivia se encuentra en el hemisferio sur del planeta y al oeste del Meridiano de Greenwich por

lo tanto tiene latitud sur y longitud occidental. El centro geográfico del país se encuentra en el

área de Puerto Estrella sobre el río Grande en el Departamento de Santa Cruz, en la provincia

Ñuflo de Chávez. Los puntos extremos de Bolivia son:

Latitud Sur: 1.480 km

Mínima: 9º40'07 Manoa en el Departamento de Pando, en la confluencia de los ríos Madera y

Abuná.

Máxima: 22º54'12 Cerro Guayaques, en el Departamento de Potosí.

Longitud Occidental: 1.295 km

Mínima: 57º25'05 Buen Fin en el Departamento de Santa Cruz.

Máxima: 69º38'23 Cerro Mauripalca en el Departamento de La Paz.

Incluye actualmente doce países: Argentina, Bolivia, Brasil, Chile, Colombia, Ecuador, Guyana,

Paraguay, Perú, Surinam, Uruguay y Venezuela.

GRAFICO Nº 3 (FUENTE GOOGLE EARTH)


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Actualmente el Estado Plurinacional de Bolivia está formado por una diversidad de culturas y

tradiciones las cuales diferencian al país en cada región, así mismo cuenta con los siguientes 9

departamentos:

Beni, Chuquisaca, Cochabamba, La Paz, Oruro, Pando, Potosí, Santa Cruz y Tarija.

Departamento de Cochabamba

Cochabamba es el departamento de Bolivia situado en el centro geográfico de Bolivia que colina

con seis de los otro ochos departamentos. Con una superficie 55.631 km² que representa (5,06%

del territorio nacional), y cuenta con 1.938.401 millones de habitantes según el censo del año

2012. Limita al norte con el departamento del Beni, al oeste con la paz y parte de Oruro, al sur

con el departamento de Chuquisaca y potosí y al este con el departamento de santa cruz.

GRAFICO Nº 5 (FUENTE WIKIPEDIA.COM).


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GRAFICO Nº 6 (FUENTE WIKIPEDIA.COM).

MICROLOCALIZACION

Definición

Micro localización, conjuga los aspectos relativos a los asentamientos humanos, identificación de

actividades productivas, y determinación de centros de desarrollo.Elección y re-limitación precisa de las áreas, también denominada sitio, en que se localizara y

operara el proyecto dentro de la macro zona.

Micro localización del proyecto


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FACTORES QUE INFLUYEN EN LA DETERMINACIÓN DEL TAMAÑO:

Tamaño y materia prima

Uno de los factores más importantes para la para la perforación es la cantidad de materia prima

disponible, el caudal y la vida productiva del pozo y por ende el tamaño del proyecto estará

acorde a la cantidad de materia disponible existente en el reservorio.

Tamaño y tecnología:

La tecnología que se utilizara en la perforación será de calidad de importación de la empresa

americanas (trépanos, cañerías de perforación).

La selección del tamaño de capacidad del equipo de perforación estará en función de las

exigencias que se requieran a partir de los resultados obtenidos en el diagnostico en la parte

subsuperficial del pozo y de las características físico-químicas de las rocas en subsuelo.

Tamaño y localización:

En este proyecto ya se tiene localizado el lugar específico donde se lo realizara, esto se debe por

efectos de operaciones anteriormente realizadas donde se efectuaron las evaluaciones y

factores que determinaron el lugar más conveniente para realizar las operaciones, por lo tanto

perforación horizontal entrara a completar los trabajos previos de una perforación convencional

para efectuar la producción del pozo.

Tamaño y financiamiento:

El financiamiento para la implementación del conjunto de válvula será financiado el 70% aporte

propio y el 30% será financiado por el Banco Central de Bolivia.


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Capítulo III

INGENIERÍA Y ADMINISTRACION


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OBJETIVOEn este capítulo se realizara la descripción adecuada de la operación para la perforación del

pozo horizontal con un conjunto de herramientas en el pozo paloma ( PLM-H1)

Previamente del procedimiento de instalación superficial se mencionara los diferentes tipos de

arreglos de herramientas así como se definirá la función de cada elemento que conforma la

perforación que se utilizara en el pozo mencionado.

HERRAMIENTAS E INSTRUMENTOS UTILIZADOS EN LA PERFORACIÓNHORIZONTAL

HERRAMIENTAS DE DESVIACIÓN.

Cuñas Desviadoras.

Estas pueden ser de tipo recuperable o permanente.

Cuña Desviadora Recuperable.

Esta herramienta consta de una cuña larga invertida de acero, cóncava, con el lado interior

acanalado para guiar el trépano hacia el rumbo de inicio de desviación. Los ángulos para los

cuales están diseñados estos desviadores, varían entre 1º y 5º; en su parte inferior tienen unaespecie de punta de cincel para evitar que giren cuando el trépano está trabajando. En la parte

superior del trépano, se instala un porta mecha que permite recuperar la cuña desviadora.

Cuña Desviadora Permanente.

Estos desviadores se colocan en agujeros ademados (donde existen obstrucciones por colapso de

la tubería de revestimiento) o en agujeros descubiertos que contengan un medio donde

asentarlo (un tapón de apoyo). Comúnmente, se colocan con un conjunto compuesto por una

fresa, un orientador y tubería extra pesada. Una vez orientada la herramienta se le aplica peso y

se rompe el pasador que une el desviador con la fresa, girando lentamente la sarta de molienda.

Este tipo de desviador sigue siendo utilizado sobre todo en pozos con accidentes mecánicos.


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Fig. 4-1. Cuñas Desviadoras.

Fuente:Richard S. Carden Robert D. Grace – Horizontal and Directional Drilling.


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Trépano de Chorro.

Esta herramienta es usada para desviar el pozo en formaciones suaves, aunque algunas veces

con resultados erráticos y generando patas de perro severas. Esto se logra taponando dos de las

toberas y dejando la tercera sin tobera o con una de diámetro muy grande. Ésta última se orientaen la dirección a la cual se desea desviar, después se ponen en funcionamiento las bombas,

moviendo hacia arriba y abajo la tubería de perforación; la acción del chorro deslava

materialmente a la formación. Una vez fijado el curso apropiado, se gira la sarta y el trépano

tiende a seguir el camino de menor resistencia formado por la sección deslavada.

Fig. 4-2. Trépano de Chorro.

Fuente: Schlumberger – Directional Drilling Training Manual.

Codo Desviador (Bent Sub).

Una de las técnicas más comunes que se usa para desviar la trayectoria de un pozo usa una

herramienta conocida como “Bent Sub”, la cual por lo general va acompañada con un motor de

desplazamiento positivo. Un bent sub o codo desviador es una tubería de longitud corta con un


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Fig. 4-4. Arreglo con Motor de Fondo

Entre sus principales ventajas podemos mencionar las siguientes:

― Proporcionan un mejor control de la desviación

― Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria de un pozo

― Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación

― Pueden proporcionar mayor velocidad de rotación en el trépano

― Se pueden obtener mejores ritmos de penetración

Analizando las ventajas podemos concluir que el uso de motores de fondo, reduce los riesgos de

pescados, hace óptima la perforación y en consecuencia disminuye los costos totales de

perforación.

Cabe aclarar que el motor de fondo no realiza la desviación por sí solo, requiere del empleo de

un codo desviador (bent sub). El ángulo del codo es el que determina la severidad en el cambio

de ángulo.


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Motor de Desplazamiento Positivo (PDM).

Los motores de desplazamiento positivo están diseñados para ser utilizados en la perforación

vertical como en la perforación direccional. Con la energía proporcionada por el fluido de

perforación, los motores de fondo dan potencia rotacional al trépano en niveles predecibles detorque y velocidad rotaria; constituyéndose en una herramienta de perforación simple y robusta.

Fig. 4-6. Esquema de un Motor de Desplazamiento Positivo (PDM)

Fuente: SPE – Directional Drilling Tools.

La nueva generación de motores de fondo con bent housing incluido, ha reemplazado al bent sub.

La ventaja del bent housing es que puede ser configurado para que el motor trabaje en la posición

0º (recto) o para un incremento angular requerido.

Actualmente los motores de fondo con bent housing son utilizados como conjunto de desviación

para iniciar el KOP, reemplazando al desviador de pared en los pozos de radio medio a largo, por

cuanto ahorra tiempo, permite controlar el dog leg (pata de perro) y perforar un pozo de calibre

total o diámetro nominal, es así que esta nueva generación de motores permiten una mejor

planificación y ejecución de la trayectoria del pozo.


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Turbinas.

Las turbinas convierten la energía hidráulica proveniente del lodo en energía mecánica rotativa

para ser entregada a la sarta de perforación, su revolución en el fondo oscila entre 600 rpm y 1500

rpm.Las turbinas son en general, motores de alta velocidad y de menor par torsor. La potencia neta de

la turbina es igual o mayor que la de los motores de desplazamiento positivo. Estas características

hacen que sea ideal para los trépanos a diamantes, pero no adecuada para las aplicaciones con

trépanos triconos.

Las turbinas están compuestas por dos secciones importantes que son:

Sección de Potencia: Esta sección provee la potencia necesaria a la turbina, pueden existir 1, 2

hasta 3 secciones de potencia en la misma turbina.

Sección de Rodamientos: Esta sección es la que soporta las fuerzas axiales que se transmite a

través del eje, desde la sección de potencia.

Fig. 4-7. Partes de una Tur bina.

Fuente: SPE – Directional Drilling Tools


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FRESAS.

Las fresas o cortadoras de cañerías son utilizadas en operaciones de desvío del pozo en agujeros

entubados.

La mayoría de las fresadoras tienen conexiones regulares API. Las más típicas para un desvío de pozo son: Fresas de partida o inicio (Starting Mills), Fresas tipo Watermelon (Watermelon Mills),

Fresas de Sarta (String Mills), Fresas de ensanche (Tapered Mills), las cuales son fabricadas con

acero pre-tratado al calor de gran calidad y resistencia, estas poseen cortadores de Carburo de

Tungsteno que pueden cortar cualquier grado de cañería en forma rápida y eficiente.

Fresa de Inicio (Starting Mills).

Estas fresas son utilizadas para bajar la cuña desviadora recuperable, colocarla en la posición

programada e iniciar el fresado de la ventana. Después de ubicar la cuña desviadora y asentarla en

la posición programada para el punto de arranque (KOP) la fresa de inicio es guiada por la cara

piloto de la cuña desviadora para iniciar el corte de la cañería.

Fig. 4-8. Fresa de in icio.

Fuente: Smith Services – BHA 3D Tools.

Fresa tipo Watermelon (Watermelon Mills).

Estas fresas pueden ser utilizadas en varios tipos de arreglos de fondo, para desvío de agujeros

durante la operación de apertura de la ventana. Están diseñadas para fresar tanto hacia arriba como

abajo del agujero principalmente para elongar el agujero cortado en la cañería.

Esta puede ser utilizada directamente sobre la fresa de ventana o fresa de ensanche. Este tipo de

fresas son revestidas con pequeños cortadores en cada cuchilla para cortar el tope de la ventana alretirarla del agujero.


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Fig. 4-9. Fresa tipo Watermelon.


Fresa de Sarta (String Mills).

Estas fresas pueden ser utilizadas en conjunción con la fresa de ensanche, fresa de ventana o el

trépano de perforación. La fresa de sarta se comporta como un estabilizador, sirve para asistir en la

elongación de la ventana, además sirve como un estabilizador cercano al trépano cuando se inicia

la perforación de la formación luego de ser completada la apertura de la ventana.

Fig. 4-10. Fresa de Sarta.


Fresa Ensanchadora de seguridad (Tapered Mill).

Esta fresa es utilizada cuando se encuentran problemas en la perforación, como deficiencias en la

cañería u obstrucciones entre las principales. No se utiliza para perforar la formación.

Fig. 3-11. Fresa Ensanchadora.


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Fresa de Ventana (Window Mills).

Son utilizadas para cortar la ventana y se colocan a continuación de la fresa de inicio. Esta fresa

también puede ser utilizada sola o en conjunto con la fresa Watermelon y una junta de perforación,

además puede perforar hasta 10 pies dentro de la formación.

Fig. 4-12. Fresa de Ventana.

INSTRUMENTOS SURVEY.La trayectoria real de un pozo, se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias

profundidades, para posteriormente aplicar esta información a un método de cálculo de

perforación direccional. Esto se realiza principalmente para orientar de manera adecuada el equipo

desviador.

La inclinación y dirección se pueden determinar con herramientas magnéticas y giroscópicas

(single o multishot). Todas estas herramientas son autónomas y pueden ser alimentadas por

baterías o desde la superficie. Las herramientas magnéticas se corren con líneas de acero, o en los

portamechas cuando se están realizando viajes con la tubería. Algunas herramientas giroscópicas

son corridas con cable conductor, lo cual permite que las mediciones puedan ser leídas en

superficie, además de que la energía es transmitida hacia la herramienta por el mismo cable.


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Fig. 4-13. Instrumento Direccional de Toma Sencilla (Single Shot).

Instrumento Direccional de Toma Múltiple (Multi Shot).El registro múltiple (Multi Shot) Fig. 4-14, es un instrumento de registro magnético que se

compone de los mismos elementos que el de medición simple, excepto que sobre una película se

registran múltiples lecturas del ángulo de desviación y de orientación. Este instrumento puede ser

bajado al pozo y asentado en el interior de un portamecha antimagnético para registrar en distintas


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estaciones de medición, durante los viajes de extracción y bajada de la columna de perforación.

Generalmente se corre un registro múltiple cada vez que se reviste una sección desviada.

Se toman fotografías de la brújula a intervalos regulares de tiempo cuando se está sacando la

tubería y la herramienta del pozo. La hora y la profundidad de cada fotografía se tomanmanualmente en superficie y esta información se usa para analizar la película del registro, el cual

suministra varias lecturas de ángulo y dirección.

Fig. 4-14. I nstrumento Di reccional de Toma Múlti ple (Mu lti Shot).

Fuente: Heriot Watt University – Drilling Engineering.

Giroscopio.

Estos instrumentos no requieren del uso de un portamecha antimagnético, ya que un giroscopio

toma el lugar de la brújula magnética. Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido

automático, el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40.000 o 60.000 rpm. Esta operación

genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético terrestre, permitiendo

registrar el norte verdadero.

Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la fotografía. La pantalla del

visor se coloca de tal manera, que la línea norte-sur pueda ponerse sobre la manecilla indicadora


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del norte en la fotografía. De esta manera, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la

circunferencia del lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero.

Una de las principales ventajas de este instrumento es que puede ser corrido en pozos

entubados, ya que no es afectado por la interferencia magnética de la cañería o por formaciones

que podrían afectar a un compás magnético.

Fig. 4-15. Giroscopio convencional con dos grados de libertad.

Fuente: Richard S. Carden Robert D. Grace – Horizontal and Directional Drilling.

Medición Durante la Perforación (Measurement While Drilling – “MWD”).

Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar las formaciones

durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que

pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondo y trasmitir información confiable.

Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de

modulación de pulsos. Los sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el

de transmisión de pulsos modulados de presión.

El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de la herramienta a la superficie en

forma digital (Binaria). Estos pulsos son convertidos en energía eléctrica por medio de un

transductor de presión en superficie, estos pulsos son decodificados con la ayuda de una

computadora.


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Esta herramienta nos permite la toma de datos de registro direccional en tiempo real, es decir

mientras se está perforando. Por lo tanto no es necesario realizar viajes de la tubería para tomar

estos registros, resultando en un ahorro de tiempo y optimización de las operaciones.

Es sistema MWD hoy en día es usado para proveer información de:

― Medición de la formación en tiempo real (resistividad, densidad y porosidad).

― Registros de desviación en tiempo real (inclinación, azimut y toolface).

― Parámetros mecánicos de la perforación en tiempo real para optimizar la penetración (peso y

torque en el fondo).

Fig. 4-16. Sección tr ansversal de un MWD.

Fuente: SPE – Directional Drilling Tools


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Aplicaciones más comunes de esta herramienta.

― Locaciones inaccesibles.

― Pozos desviados.

― Pozos múltiples.― Control de fallas.

― Domos salinos.

― Perforación multi - direccional en mares profundos.

― Pozos horizontales y multilaterales.

Una de las aplicaciones más comunes para un sistema MWD direccional, es orientar el motor de

fondo con bent housing cuando se necesita cambiar o corregir el curso del pozo. Los sensores

ubicados encima del motor de fondo toman mediciones de la cara de la herramienta (toolface)mientras que el trépano perfora en el fondo, lo cual provee al perforador direccional una

información inmediata del torque de la columna de perforación producido por el motor de fondo.

La ventaja obvia de las herramientas MWD es el ahorro de tiempo del equipo y la rapidez con la

cual el instrumento puede ser corrido. Particularmente en la perforación direccional, este ahorro de

tiempo es sustancial. Probablemente el más importante ahorro es una reducción en los problemas

del pozo.

La herramienta MWD también puede medir en el fondo del pozo el peso sobre el trépano, la

velocidad de rotación en el fondo y la temperatura del lodo en la cercanía del trépano. Todas estas

mediciones son de gran valor para el desarrollo de la tecnología y el reconocimiento de cualquier

problema de fondo de pozo.

Cuatro tipos de datos son actualmente obtenidos mediante estos instrumentos, datos direccionales,

datos de perforación, datos de evaluación de formación y datos de prevención y seguridad.

La herramienta MWD consiste en tres secciones básicas:

- Fuente de energía.- A base de baterías de litio o de turbinas.

- Sección de sensores.- Para definir la trayectoria del pozo. Comúnmente acelerómetros (paramediciones de inclinación y azimut), magnetómetros (para medición de la dirección de referencia

en un pozo) con base al norte magnético, y otros sensores: presión, rayos gamma y la resistividad

son colocados en secciones separadas de la herramienta.

- Transmisores.- De dos maneras: mediante ondas de presión a través de lodo (mud pulse) o

mediante señales electromagnéticas a través de la formación (poco utilizado).


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Sistemas MWD.

Todos los sistemas MWD tienen ciertas similitudes básicas.

― Un sistema de fondo que consiste de una fuente de energía, sensores, transmisor y un sistema

de control.

― Un sistema de transmisión de datos en la columna de lodo que envía pulsaciones a la

superficie.

― Un sistema superficial que detecta las pulsaciones y las traduce en resultados numéricos,

registros geológicos, etc.

La principal diferencia entre los tres sistemas MWD, es el método con que la información es

transmitida a la superficie.

Fig. 4-17. Esquema de los sistemas MWD.

Fuente: Heriot Watt University – Drilling Engineering.


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― Telemetría de pulsación positiva.- En el sistema de telemetría de pulsación positiva una

válvula en el interior del MWD parcialmente se cierra, creando un incremento de presión temporal

en el sistema de circulación de lodo.

Fig. 3-19. Esquema de funcionami ento del sistema de pul sación positiva.


Telemetría de onda continua.- Este sistema consta de una válvula rotatoria en la corriente de

lodo con una frecuencia fija, la cual cumple la función de enviar información codificada en forma

de una onda de presión digital hasta la superficie.

Fig. 4-20. Esquema de funcionamiento del sistema de telemetría de onda continua.

Fuente: Richa

proyecto perforacion horizontal

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