1. GENERALIDADES DEL CAMPO 1.1 Historia del Campo El Campo Abarco pertenece al Contrato de Asociación Nare el cual inicio en los años 50 con la sociedad Ecopetrol y Texaco, posteriormente fue adquirido por la multinacional Omimex Ltda. ; Hacia el año 1994 logro avances en la evaluación de yacimientos y producción del crudo, alrededor del 2006 y 2007 se adjudica el dominio del Contrato de Asociación Nare a la unión empresarial Ecopetrol- Mansarovar Energy Colombia quien por su capacidad tecnológica, administrativa y operativa ha realizado la exploración y producción de Campos ubicados en Puerto Boyacá tales como Jazmín, Girasol, Moriche entre otros. 1.2 Localización Geográfica El Campo Abarco se encuentra ubicado en la parte occidental del Bloque B del Contrato de Asociación Nare perteneciente a la Cuenca del Valle Medio del Magdalena, se localiza a 177 km al norte desde Bogotá y a 147,5 km al noroccidente de Tunja en el Departamento de Boyacá, con la jurisdicción del municipio de Puerto Boyacá. La forma para llegar es Bogotá- Chiquinquirá ruta 45ª, Chiquinquirá- Puerto Boyacá ruta 60, Puerto Boyacá-Campo Abarco aproximadamente 26 Km hacia el norte por vía alterna. Ver Figura 1.

Figura 1. Localización Campo Abarco

Fuente: Ministerio de Transporte. Disponible en: “http://www.invias.gov.co/index.php/component/content/article/143-red-vial-nacional/hermes/1831-elmapadecarreteras2014”. Consultado en abril de 2015. Modificado por el autor.

1.3. Marco Geológico 1.3.1. Columna Estratigráfica La columna estratigráfica generalizada de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena [ver Figura 2] Se compone de las siguientes formaciones: Mesa Fm, Real Gp, la Cira shale, Colorado Fm, Mugrosa Fm, Esmeraldas Fm, La Paz Fm, Lisama Fm, Umir Fm, La Luna Fm, Simití Fm, Tablazo Fm, Paja, Fm, Rosablanca Fm, Cumbre Fm, Los Santos Fm, Girón Gp. En el segmento derecho de la Figura 2. Se observa la columna estratigráfica sectorizada del Campo Abarco área de interés. La distribución estratigráfica del Campo Abarco se divide en 4 secciones, con la Formación Mesa Fm en el tope que se compone por conglomerados y areniscas con espesores de 200 ft y 300 ft, descansa sobre la sección 2 conformada por el Grupo Real unidad sedimentaria que pertenece al Mioceno Superior con secciones gruesas de conglomerados y areniscas intercaladas con arcillas de menor tamaño, saturada de agua dulce con espesores entre 900 ft y 1000 ft. La sección tres se constituye por el Grupo Chuspas conformado por la Formación Colorado y la Formación Mugrosa pertenecientes al Oligoceno; se divide en dos zonas, la zona A formada en un ambiente aluvial con intercalaciones de arcillas grises y areniscas con bancos de tamaño mediano, y se resalta la zona B al ubicarse en ella el marcador regional conocido como arcilla M se identifican las arenas superiores e inferiores a esta arcilla como el principal yacimiento de petróleo con espesores de 150 ft netos petrolíferos con buena porosidad y tamaño de grano medio a grueso, el espesor de la zona A y la zona B varía entre 1100 ft a 1300 ft; por último en la base se tiene un basamento de rocas ígneas perteneciente al pre terciario donde reposan las formaciones anteriormente nombradas.

Figura 2. Columna Estratigráfica Campo Abarco

Fuente: AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS (ANH). Colombian

Sedimentary Basins, pág. 79.

1.3.2. Descripción de Formaciones Geológicas

Formación Luna (Turoniano-Santoniano): Se formó durante el Cretáceo Superior hace 94 millones de años, cuenta con reconocimiento a nivel mundial por ser de las mejores rocas generadoras debido a su presencia países como Colombia y Venezuela están en el marco mundial petrolero; se caracteriza por el tamaño de grano extremadamente fino factor crucial en la generación de hidrocarburo, su espesor varía entre 60 ft a 800 ft con tonalidad negra o gris oscuro. Infra yace con la Formación Umir y Supra yace a la Formación Simití1. Formación Umir (Campaniano – Maastrichtiano): Se depositó hace aproximadamente 80 millones de años en el Cretáceo Superior, contenida de lodolitas de color gris con intercalaciones finas de limolitas y depósitos de carbón fino; calidad de reservorio baja teniendo porosidades de 1% y 3%, espesores promedio entre 250 ft -1000 ft. Infra yace con la Formación Lisama y Supra yace con la Formación Luna2. Formación Lisama (Paleoceno): Se formó en el Paleógeno aproximadamente 65 millones de años atrás, se compone por arcillolitas, lutitas y arenisca de grano fino ordenadas de forma equidimensional, en las secciones delgadas se tiene un promedio de porosidad de 10% y 20 %, permeabilidad entre 5 md y 500 md, el espesor varía de acuerdo a la forma de erosión entre 80 ft a 800 ft, con 30% de porcentaje de arena neta. Infra yace con la Formación La Paz y supra yace con la Formación Umir3. Formación La Paz (Eoceno Medio): Se depositó en el Paleógeno por canales fluviales aproximadamente 40 millones de años atrás, conformada en la parte superior por secciones delgadas de areniscas y limolitas con porosidades entre 5% al 20%, permeabilidad promedio de 500 md y la parte inferior es un conglomerado que varía en espesor y textura. Supra yace con la Formación Lisama e infra yace con la Formación Esmeraldas4. Formación Esmeraldas (Eoceno superior): Formado en un ambiente fluvial 35 millones de años atrás en el Paleógeno; en su composición predominan areniscas finas de grano mediano a grueso, con gran cantidad de materia orgánica, la porosidad puede alcanzar el 20%, el espesor varía entre 50 ft y 600 ft. Supra yace la Formación la Paz e Infra yace con la Formación Mugrosa5.

1 Agencia Nacional de Hidrocarburos. Cuenca Valle del Medio Magdalena, Integración geológica de la digitalización y análisis de núcleos Pozo: Infantas-1613. Colombia 2012. p. 40. 2 Ibid., p. 40 3 Ibid., p. 41 4 Ibid., p. 41 5 Ibid., p. 41

Formación Mugrosa (Oligoceno): Se depositó aproximadamente 25 millones de años atrás por canales fluviales meandriformes, pertenece al Grupo Chuspas, conformada por areniscas de tamaño fino a grueso con secciones de arcillolitas de espesor mediano, descansa en una arenisca conglomerada de origen ígneo y metamórfico; las porosidades promedio se encuentran entre 9% y 26% , permeabilidad entre 500 md y 1000 md, tiene un espesor que cambian entre 800 ft y 1000 ft. Supra yace la Formación Esmeraldas e Infra yace la Formación Colorado.6 Formación Colorado (Oligoceno tardío): Se formó hace 23 millones de años, en un ambiente de abanico aluvial que pertenece al Grupo Chuspas; contiene areniscas de grano medio y extrafino con intercalaciones de arcillolitas; tiene porosidad entre el 10% y el 25%, su rango de permeabilidad es de 500 md-1000 md. Supra yace la Formación Mugrosa e Infra yace la Formación Real7. Formación Real (Mioceno): Formada en un ambiente de abanico aluvial y ríos entrelazados se depositó aproximadamente hace 8 millones de años, constituida de arenas arcillosas de grano fino a medio con intercalaciones de cuarzo; la porosidad promedio es de 25%. Supra yace la Formación Colorado e Infra yace la Formación Mesa8. Formación Mesa (Plio-Pleistoceno): Depositada en los últimos 4 millones de años aflora horizontalmente en gran parte del occidente del área de interés comprendida entre Puerto Boyacá y Guanegro, es el tope en la Columna Estratigráfica de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena; se compone por una sucesión de gravas y arenas con intercalaciones de capas de arcillas, las gravas están compuestas por cuarzo y fragmentos de rocas sedimentarias, rocas metamórficas y volcánicas. Supra yace el Gr Real9.

1.3.3. Geología Estructural La Cuenca del Valle Medio del Magdalena está localizada entre la Cordillera Central y la Cordillera Oriental de los Andes Colombianos, abarca un área de 32.000 Km2 entre los departamentos de Boyacá, Cundinamarca y Santander; lugar donde se descubrió La Cira-Infantas campo importante para el desarrollo de la industria petrolera en el país. Debido a la alta intensidad de exploración se han identificado trampas estructurales que forman anticlinales permitiendo el entrampamiento del hidrocarburo. La parte Sur Occidental de la Cuenca está siendo operada por Mansarovar Energy Colombia con el Contrato de Asociación Nare posicionando a esta multinacional en el cuarto productor de crudo con la explotación de Campos significativos como Campo Jazmín y Campo Abarco.

6 Ibid., p. 41 7 Ibid., p. 41 8 Ministerio de Minas, Memoria plancha 169 –Puerto Boyacá 9 Ministerio de Minas, Memoria plancha 169 –Puerto Boyacá

La estructura tiene un sistema de fallas normales con dirección suroriente-noroccidente, algunas de ellas entramparon el hidrocarburo proveniente de la parte más profunda de la cuenca poniendo en contacto las rocas del pre Cretáceo y el Cenozoico. Siendo un monoclinal con dirección suroccidente- nororiente levemente buzado hacia el sur oriente de la cuenca que limita en su parte occidental con la Cordillera Central, su principal Falla de rumbo Girasol se ubica al suroccidente del Campo Abarco limitando con el Campo Girasol con una dirección suroriente-noroccidente y un desplazamiento aproximado de 100 ft que va disminuyendo de la zona norte a la zona sur10.

Figura 3. Corte estructural Cuenca del Valle Medio del Magdalena

Fuente: SARMIENTO L. Petroleum Geology of Colombia. Colombia- Middle

Magdalena Basin. Colombia. 2011. Vol 11 p. 58 1.3.4. Geología del Petróleo

Durante más de 80 años de exploración de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena se han descubierto cerca de 2.411 MBP y 2,5 TPCG en 41 campos, dentro de ellos se encuentra el Campo Abarco.11

10 SARMIENTO L. Petroleum Geology of Colombia. Colombia- Middle Magdalena Basin.

Colombia. 2011. Vol 11 p. 56 11 AGENCIA NACIONAL DE HIDROCARBUROS. Middle Magdalena Valley (MMV) Basin –

MINI RONDAS. 2014. p. 1

1.3.4.1 Roca Generadora La principal roca generadora de hidrocarburos de la Cuenca del Valle Medio del Magdalena es la Formación Luna la cual se depositó durante eventos anóxicos en el Cretácico, posee un promedio de TOC entre el 1% al 6% y kerógeno tipo II; las calizas y lutitas de las Formaciones Simití y Tablazo se consideran rocas generadoras pero su potencial petrolífero es más bajo que la Formación Luna12. 1.3.4.2 Roca reservorio Las principales rocas reservorio se ubican en la Formación Usama, Esmeraldas, La Paz y el Grupo Chuspas; almacenando casi el 97% del hidrocarburo conocido, estas areniscas del Cenozoico tienen rangos de permeabilidad de 20 md a 600 md, porosidad entre el 15% y 20%; Aún se sigue estudiando las zonas por su potencial de exploración prometedor. La zona de interés Campo Abarco se direcciona hacia la Formación Mugrosa13. 1.3.4.3 Migración En la Cuenca del Valle Medio del Magdalena se encontraron tres sistemas de rutas, generadas en la discordancia del Eoceno que permite el movimiento del hidrocarburo:

La migración vertical desde la Formación La Luna hacia la discordancia del Eoceno.

La migración lateral a lo largo de las areniscas del Eoceno.

La migración vertical a través de las fallas en las zonas donde La Formación La Luna no tiene contacto con la discordancia del Eoceno.

Anteriormente esta migración se podía apreciar en afloramientos ubicados al suroccidente de la cuenca14. 1.3.4.4 Roca Sello Los sellos formados en el Cretáceo se conforman por Lutitas marinas ubicadas en la Formación Simití y la Formación Umir por el contrario los sellos formados en el Cenozoico se conforman de arcillolitas plásticas ubicadas en la Formación Esmeraldas y Formación Colorado. El Campo Abarco contiene los sellos del Cenozoico15.

12 Ibid., p. 1 13 Ibid., p. 1 14 Ibid., p. 1 15 Ibid., p. 1

1.3.4.5 Trampa Cuatro tipos de trampas han sido identificadas en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena:

Pliegues contraccionales asociados a fallas bajo superficies de cabalgamientos.

Estructuras dúplex de cabalgamientos con cierre independiente.

Cierres dependientes de fallas.

Trampas en el lado bajo de las fallas sellantes. En Campo Abarco se tiene el mecanismo de cierres dependientes de fallas16. 1.4 Historia de Producción: Mansarovar Energy Colombia inicia la producción de Campo Abarco a mediados de junio de 2010 con 13 BPD; hasta la fecha cumplirá casi 5 años de producción y un promedio de 6000 BPD (ver Gráfico 1), se observa el desarrollo del Campo y el interés por parte de la empresa en la inversión de 32.000 millones de pesos colombianos en los años 2013 y 2014 en el área de perforación y producción. Se han perforado alrededor de 350 pozos entre A1, A2, A3, monitores y productores, extrayendo petróleo pesado de 11 y 12 API, se produce 60 pcs de gas usado para consumo en las instalaciones, la cantidad de agua promedio para perforar un sección de 2360 ft es de 385 barriles; la producción se inició con el sistema de levantamiento por bombeo mecánico y cavidades progresivas que sigue en funcionamiento, actualmente Mansarovar Energy Colombia realiza prácticas de levantamiento por inyección cíclica o continua de vapor, siendo una alternativa altamente eficiente aumentando la producción y el factor de recobro en un 15% al 20%17.

16 Ibid., p. 1 17 EQUION ENERGY LIMITED. Reporte de Sostenibilidad. 2012.p. 14

Grafico 1- Promedio de Barriles por día en Campo Abarco

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Documentación. Informe Estadístico Petrolero. Abril

2015

El Campo Abarco con 5 años de operación, inicio en agosto del 2010 con 27.060 barriles de producción acumulada anual, a la fecha produce 5.723.370 barriles de producción acumulada anual (Ver Gráfico 2). Demostrando que las proyecciones de producción aumentan considerablemente año a año.

Grafico 2- Producción acumulada hasta marzo de 2015 de Campo Abarco

Fuente: Ministerio de Minas y Energía. Documentación. Informe Estadístico Petrolero. Abril 2015

64 241

2577

56006000

6600

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

ago-10 2011 2012 2013 2014 2015 HASTALA FECHA

BA

RR

ILES

PO

R D

IA

Años de Produccion

Promedio Anual de BPD

27060 113430

1040490

2981640

5131290

5723370

0

1000000

2000000

3000000

4000000

5000000

6000000

7000000

2010-Agosto 2011 2012 2013 2014 2015-Marzo

PRODUCCIÓN ACUMULADA

En 2014 Colombia tuvo un promedio de producción de 990000 BPD de los cuales Mansarovar Energy Colombia aporto en promedio 39491 BPD, 6000 BPD fueron producidos por el Campo Abarco (Ver Gráfico 3).

Grafico 3- Producción diaria de crudo en Colombia 2014

Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos. Documentación. Producción Anual de

Petróleo. Diciembre de 2014.

1.4.1 Características del Yacimiento

Característica Valor

Permeabilidad 300md - 1000md

Porosidad 20% - 25 %

Viscosidad 3000 - 4800 cp

Saturación de Aceite 70%

API 12

GOR 60 PCS/Bbl

Bo 1.06 BY /BS

2. MARCO TEORICO

2.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Es una mezcla heterogénea entre una fase continua que puede ser agua o aceite

y una serie de aditivos que cumplen con las especificaciones físico- químicas

necesarias para la operación; En los campos petroleros se le conoce como lodo.

Este circula a través del equipo de perforación manteniendo la seguridad y

limpieza del mismo, por esta razón un fluido no debe ser toxico, corrosivo ni

inflamable pero si inerte al desarrollar microorganismos o contaminarse con

sales o minerales.

Para el diseño y elaboración de un fluido es necesario tener la información

completa del pozo: pozo exploratorio o pozo de desarrollo, profundidad del pozo

y sus características litológicas. Ver Figura 3.

Figura 3- Diagrama de Selección de Fluidos.

Fuente: Enciclopedia de Fluidos de Perforación. Solenergy Ecostream Consultores.

2014. Tomo 3. p. 6

2.1.1 FUNCIONES PRINCIPALES

REFRIGERAR Y LUBRICAR el trabajo mecánico que realiza la sarta de

perforación y la broca generan una cantidad considerable de calor debida a la

fricción producida por el choque metal contra piedra. El fluido de perforación que

circula a través del sistema absorbe el calor, apartando este calor del conjunto

de perforación y se distribuye por el pozo, las temperaturas de la columna de

perforación llegan hacer más bajas que la temperatura en el fondo. Así mismo

su poder lubricante evita el desgate del equipo, disminuye valores de torque y

arrastre. No todos los lodos proporcionan la misma lubricación los fluidos de base

aceite lubrican mejor que los fluidos de base agua.

REMOCIÓN DE LOS RECORTES DEL POZO el fluido de perforación circula

dentro de la columna de perforación y a través de la barrera para retirar los

recortes de perforación subiéndolos a superficie por el espacio anular, esta

limpieza depende del tamaño, forma, densidad y viscosidad del recorte; estas

características a su vez afectan la velocidad a la cual se sedimenta el recorte en

el fluido; es común usar fluidos tixotrópicos que disminuyen su viscosidad con el

esfuerzo de corte a condiciones de flujo laminar o un lodo fluido con alto caudal

para obtener un flujo turbulento.

CONTROL DE LAS PRESIONES DE LA FORMACION la presión causada y

ejercida por el peso de la columna de fluido de perforación se le conoce como

presión hidrostática de lodo, si esta presión es igual a la presión de formación se

indica que el pozo esta en balance; por el contrario si no lo está los fluidos de

formación se moverán hacia donde haya una menor presión. A medida que la

presión de la formación aumenta se debe aumentar la densidad del lodo, esto se

logra agregando barita a la mezcla manteniendo la estabilidad del agujero.

OBTURACION DE LAS FORMACIONES PERMEABLES los lodos de

perforación se deben diseñar para que depositen a lo largo de la formación un

delgado revoque de baja permeabilidad que impida la invasión de filtrado,

mejorando la estabilidad del pozo y evitando problemas tales como tuberías

atascadas, perdida de circulación, daños a la formación, registros de mala

calidad, mayor torque y arrastre. Para casos donde los poros son de gran tamaño

al lodo se le puede agregar agentes punteantes como lo son el carbonato de

calcio, la celulosa molida los cuales bloquearan estas aberturas; para un revoque

de calidad se agrega bentonita, asfalto, gilsonita y otros polímeros.

MANTENIMIENTO DE LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO La estabilidad del

pozo se consigue cuando este mantiene su tamaño y forma cilíndrica original, en

el momento que se erosiona o ensancha pierde la estabilidad y causa: bajas

velocidades anulares, limpieza insuficiente, mayor carga de sólidos, incremento

en los costos de cementación o cementación incorrecta; mantener esta

estabilidad depende de dos factores el mecánico y el químico.

La composición química, el peso del lodo y aditivos que prevean la interacción

del fluido de perforación con las Lutitas son factores químicos que pueden evitar

fallas como el hinchamiento o ablandamiento; la presión de la formación,

esfuerzos del pozo relacionados con la orientación y la tectónica, velocidades

excesivas a través de las toberas de las barrenas son factores mecánicos que

pueden causar erosión, ensanchamiento del pozo, derrumbes y puentes de

relleno.

MINIMIZAR LOS DAÑOS DEL YACIMIENTO la formación se puede ver

afectada por las interacciones químicas y mecánicas efectuadas en la

perforación causando: Hinchamiento de las arcillas de la formación reduciendo

permeabilidad y precipitación de los sólidos debido a la incompatibilidad entre el

filtrado y los fluidos de la formación; no cuidar del yacimiento puede perjudicar la

operación de producción al tener un diferencial de presión del yacimiento al pozo.

TRANSMITIR ENGERIGA HIDRAULICA A LA BROCA el fluido de perforación

trasmite la potencia hidráulica que se genera en las bombas ubicadas en

superficie a la broca; la rata de circulación debe ser lo suficiente para que la

potencia óptima limpie la superficie que está siendo perforada. La energía

hidráulica se afecta considerablemente por las propiedades del fluido como la

viscosidad, rata de flujo, densidad y velocidad de flujo.

EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN Durante la perforación se controla la

circulación de lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo y gas, el

registro geológico analiza los recortes con el fin de determinar la composición

mineral, la paleontología y detectar indicios visuales de hidrocarburos indicando

la velocidad de penetración (ROP), la litología y otros parámetros geológicos.

Los registros eléctricos medidos con herramientas LWD miden propiedades

eléctricas, sónicas, nucleares y de resonancia magnética de la formación. Un

fluido de perforación debe suministrar las muestras para la evaluación de la

formación en la superficie, y de la misma forma su composición no debe impedir

la medición de la roca por las herramientas eléctricas.

FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN un fluido de perforación

debe generar un pozo donde la tubería de revestimiento pueda ser introducida y

cementada correctamente. Durante este proceso el lodo debe ser fluido con

revoques finos y lisos, tener una baja resistencia de gel y baja viscosidad de esta

manera la tubería se introducirá más fácil y se minimizaran las fracturas sin

ninguna pérdida de circulación.

2.1.2. PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACION

DENSIDAD la densidad del lodo es el factor independiente más importante para

controlar las presiones de formación en toda la columna. La barita es el

compuesto utilizado para incrementar la densidad, la dilución con agua es la

forma de disminuir esta propiedad. Se mide mediante balanza es el peso por

unidad de volumen y se expresa en libras por galón (ppg) o libras por pie cubico

(pcf).

2.2. SISTEMA DE SEPARACION DEWATERING

3. CARACTERIZACIÓN DEL LODO CAMPO ABARCO

El fluido de perforación BOREMAX es un fluido base agua de bajos sólidos

coloidales, no disperso que funciona como un sistema base aceite por su alta

velocidad de penetración y buena estabilidad de pozo, sin embargo sus

descargas de sólidos y líquidos son bajas y la cantidad requerida de agua en la

dilución es mínima.

La formulación para el sistema BOREMAX se ve reflejada en la Tabla xxxx

TABLA XXXX- FORMULACION BOREMAX

COMPONENTE UNIDADES CANT USADA

BAROID 100 LBM BAG 714

GRAFITO F-50 50 LBM BG 100

BOREHIB 624,2 LBM DRUM

3

BAROLUBE GOLD SEAL 55 GAL CN 4

BARO-TROL 50 LBM BAG 44

BARAZAN D PLUS 55 LBM BAG 8

XLR-RATE 55 GAL DRUM 1

BARADEFOAM W 300 5 GAL 3

BAROFIBRE 25 LBM BAG 20

BORE-PLUS 50 LBM BAG 2

WALL NUT 50 LBM BG 10

CARBONOX 50 LBM BAG 10

GLUTARALDEHIDO 5 GAL CAN 2

SODA CAUSTICA 25 KG BG 3

CARBONATO DE CALCIO 110 LBM BG 5

LIME 25 KG BG 2

El sulfato de bario molido [BAROID] es un componente químico inerte que cumple la función de agente densificante aportando 48,5 bbl del total del fluido de perforación; la química del lodo BOREMAX se constituye de: Un estabilizador de arcillas y Lutitas [BOREHIB] que ayuda a sellar micro facturas y poros en la formación incrementando la lubricidad del lodo alcanzado un desempeño similar a la inhibición de un lodo base aceite. La mezcla de surfactantes [BARO-LUBE GOLD SEAL] reduce el torque, arrastre, y las arcillas pegajosas al ser biodegradable no contaminan ni genera iridiscencia.

Hidrocarburos en polvo negro [BARO-TROL PLUS] que se dispersan en el lodo

con facilidad para formar un revoque delgado y resistente, reduce el filtrado se

utiliza en la mayoría de las formulaciones por su estabilidad a temperaturas de

163°C.

Un viscosificante [BARAZAN D PLUS] que suministra las propiedades

tixotrópicas y características de flujo no newtoniano para mantener en

suspensión las partículas.

El líquido [XLR-RATE] se adiciona para aumentar la capacidad de deslizar la

tubería en la perforación no tiene ningún efecto significativo sobre las

propiedades del fluido.

Para evitar la formación de espuma en los fluidos de perforación se agrega una

mezcla de alcohol [BARE-DEFOAM W300] miscible en agua que funciona en un

rango de pH de ácido hasta alcalino.

Un buen revoque es una característica que se busca en los lodos de perforación

por esta razón el material celulósico [BAROFIBRE] sella las paredes del pozo en

zonas arenosas y fracturadas.

Se agrega un agente de suspensión [BORE-PLUS] el cual estabiliza la Reologia

del lodo alcanzando temperaturas hasta los 265°C no se degrada con bacterias

e inhibe las Lutitas.

[WALL-NUT] son cascaras de nuez triturada que disminuyen las pérdidas de

circulación al ser un material obturante que tapa o impermeabiliza la pared;

asimismo remueve las arcillas pegadas en el inferior de la sarta, su granulometría

se adapta según el caso.

[CARBONOX] leonardita o ácidos húmicos en polvo que mantienen el poder de

adelgazamiento a temperaturas elevadas en el fondo del pozo, retarda la

solidificación con alto pH, minimiza los efectos contaminantes del lodo.

Para la preservación del lodo se agrega una solución de glutaraldehido

[ALDACIDE G] que controla el desarrollo de bacterias sulfato reductoras

evitando que se descompongan los coloides orgánicos proporcionando mucho

más tiempo de vida útil al fluido de perforación.

3.1. CARACTERIZACION FLUIDO DE PERFORACIÓN

El fluido de perforación se utilizó en el pozo horizontal X del campo abarco,

específicamente en la segunda sección del proyecto, que sirvió como

interconector entre la sección vertical y la sección horizontal del pozo, con un

diámetro de hueco de 12 ¼ perforado desde +- 240 ft hasta 2272 ft (MD) 1564 ft

(TVD), con un punto de desvió (KOP) a 300 ft y un punto de aterrizaje 86.98° a

2272 ft (MD) llegando a la arena de interés, asentando un caising productor con

(TOC) hasta superficie usando un cemento convencional de clase “G “, después

de terminada la sección el fluido fue desplazado para hacer tratamiento de

dewatering y disposición; al analizar visualmente el fluido desplazado, se

encontró un lodo muy oscuro, extremadamente viscoso con un leve olor a

sulfuro, al cual se le realizaron pruebas establecidas API, con el fin de identificar

las condiciones del fluido de perforación al terminar la operación y antes de

ingresar al proceso de separación de sólidos y líquidos(dewatering).

- Densidad

N° PROCEDIMIENTO

1 Llenar la tapa de la Balanza con Fluido, taparla hasta que parte del mismo se desborde por el orificio superior.

2 Tapar el orificio con el dedo y limpiar cualquier residuo.

3 Limpiar y acomodar la balanza sobre el soporte

4 Correr el cursor a lo largo del brazo, hasta lograr el equilibrio de la balanza.

5 Leer la densidad y registrarla en el reporte del fluido en LB/GAL o PPG

6

- Filtrado

N° PROCEDIMIENTO

1 Limpiar y secar todas las partes del equipo, ensamblarlas en el siguiente orden, tapa, empaque de caucho, malla de 60 mesh, hoja de papel filtro, empaque de caucho y celda.

2 Después de agitar muy bien el lodo, llenar la celda hasta que le falte 1/4 de pulgada y cerrar la celda

3 Colocar en el filtro prensa y asegurar a la estructura con el tornillo de seguridad.

4 Con un cilindro medidor ubicarlo en la parte baja de la celda y medir en volumen el filtrado.

5 Después de verificar todas las conexiones del compresor, aplicarle a la celda 100 PSI y dejarlo filtrar por 30 minutos

6 Al terminar los 30 minutos, liberar la presión por la válvula de alivio y medir el filtrado en cc.

7 Desarmar toda la celda, retrocediendo paso por paso teniendo cuidado de no dañar el revoque formado

8 Realizar un análisis visual del revoque, dureza, resistencia, flexibilidad, esponjosidad, y delgadez reportada en 1/12 pulgada

9

- pH

N° PROCEDIMIENTO

1 Presionar el botón ON en el medidor de pH

2 Ajustar la temperatura de la muestra

3 Oprimir el botón pH/mV hasta que la pantalla indique el modo de medición deseado.

4 Lavar con agua destilada el electrodo y sumergirlo en la solución de Fluido de Perforación.

5 Cuando se estabilice, registrar el dato de pH

6

- % de arena

N° PROCEDIMIENTO

1 Llenar la probeta con fluido hasta donde esta referenciado, completar con agua hasta llenar la probeta

2 Tapar la probeta con el dedo y agitar vigorosamente hasta alcanzar una mezcla homogénea entre los dos líquidos

3 Vaciar la mezcla a través de la malla, descartar el líquido perdido, volver a llenar la probeta y repetir el procedimiento de agitar y vaciar a través de la malla

4 Repetir el procedimiento hasta que el agua de mezcla sea clara

5

Girar la malla y ponerla enzima de la probeta y agregar una corriente suave de agua que permita que los sólidos retenidos en la malla caigan al fondo de la probeta

6 Observar el volumen de arena depositado al fondo de la probeta y expresar el volumen obtenido en % por volumen

7

- Propiedades Reológicas

N° PROCEDIMIENTO

1 Encender el equipo y verificar la perilla de posiciones y el switch de velocidades

2 Agitar muy bien la muestra, llenar hasta el tope y colocar la perilla en posición baja a 600 RPM, y registrar cuando la lectura se estabilice

3 Mantener la perilla de posición en bajo y variar la velocidad 300 RPM y tomar la lectura.

4 Cambiar la posición de perilla a alta obteniendo 200 RPM y tomar lectura.

5 Mantener la perilla en posición alta a 100 RPM y tomar la lectura cuando este estabilizada

6 Colocar la perilla en posición media y el variador de velocidad alto 6 RPM y tomar la lectura

7 Mantener la perilla en posición media y el variador de velocidad en bajo 3 RPM y leer cuando se estabilice.

8

La lectura de fuerza de gel a 10 seg se realiza apagando el equipo en las últimas posiciones 3RPM, esperar durante 10 segundos que el fluido se estabilice y tomar la lectura como GEL INICIAL a 10 seg lbs/100ft2

9 Variar la velocidad a 6 RPM y la perilla en posición media, agitar durante 10 minutos

10 Apagar el equipo y mantener el fluido estático por 10 minutos, tomar la lectura como GEL FINAL a 10 min expresada en lbs/100 ft2 cuando la aguja se estabilice.

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GRAFICO xxxxx

VISCOSIMETRO LECTURA DIRECTA / PROCEDIMIENTO

LECTURA POSICION

GRAFICO PERILLA INTERRUPTOR

600 RPM BAJA ALTA

300 RPM BAJA BAJA

200 RPM ALTA ALTA

100 RPM ALTA BAJA

6 RPM MEDIA ALTA

3 RPM MEDIA BAJA

- % De sólidos y líquidos

N° PROCEDIMIENTO

1 Adecuar todo el equipo de la retorta, condensador, cámara de lodo, retorta y bloque aislante.

2 Llenar la cámara de fluido y poner la tapa hasta que el fluido se desborde, tener cuidado en este paso porque es donde el resultado puede verse alterado

3 Limpiar el exceso de fluido y conectar el condensador

4 Cerrar la tapa aisladora, no olvidar poner la probeta de medición de líquido que es condensado, vital importancia.

5 Calentar hasta que no salga más agua del drenaje o hasta que la luz piloto apague.

6 Retirar la cámara de fluido y raspar todo el volumen, posteriormente mediar el peso en la balanza

7 Desconectar todo y usar los elementos de seguridad porque se manejan temperaturas muy altas.

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Ensayos químicos

Dureza:

N° PROCEDIMIENTO

1 Agregar 25 cc de agua destilada

2 Agregar 40 gotas (2cc) de amortiguador de dureza hardness buffer

3 Agregar 2 - 6 gotas de indicador de dureza, OBSERVAR si hay un color vino tinto indica que hay iones de magnesio y calcio en el agua, después agregar otra gota hasta obtener un color azul.

4 Agregar 1 cc de filtrado e ir añadiendo gota a gota y con agitación continua solución de versenato(400 mg/lt) hasta obtener un color azul

5 Registrar la cantidad de calcio como el número de cc versenato gastado

Cloruros

N° PROCEDIMIENTO

1 Colocar 1cc de filtrado en un recipiente

2 Agregar 3 gotas de fenolftaleína

3 Cuando la muestra tenga un color rosa titular con H2SO4(0.002N) hasta que el color rosado desaparezca

4 Añadir 25cc de agua destilada

5 Agregar 5 -6 gotas de K2 CrO2

6 Titular con AgNO3 hasta que el color amarillo cambie a rojo y permanezca por 30 segundos

7 Registrar la cantidad de cloruro por el número de cc de Ag N03 gastados

Alcalinidad de Filtrado (Pf)

N° PROCEDIMIENTO

1 Colocar 1cc de filtrado en un recipiente

2 Agregar 3 gotas de fenolftaleína hasta alcanzar un color rosa

3 Agregar H2SO4(0,002N) hasta que el filtrado pierda el color rosa y adquiera su color original

4 El Pf se registra como del número de cc de H2SO4 gastados para neutralizar la fenolftaleína

Alcalinidad de Filtrado (Mf)

N° PROCEDIMIENTO

1 Agregar a la muestra de Pf entre 4 gotas de anaranjado de metilo, hasta obtener un color amarillo oscuro

2 Agregar H2SO4(0,002)N gota a gota, hasta que el color del indicador cambie de amarillo naranja a marrón claro

3 Registrar el Mf como el total de cc de H2SO4 gastados + el gastado para hallar el Pf

Alcalinidad del lodo (Pm)

N° PROCEDIMIENTO

1 Agregar 25cc de agua destilada

2 Colocar 1cc de lodo de la capsula de titulación

3 Agregar de 4 a 5 gotas de fenolftaleína y agitar

4 Agregar H2SO4 hasta lograr el color original del lodo

5 Registrar la alcalinidad del lodo (Pm) como los cc de H2SO4 gastados en neutralizar la fenolftaleína

Azul de metileno (MBT)

N° PROCEDIMIENTO

1 Agregar 10 cc de agua destilada

2 Agregar 1 cc de lodo

3 Agregar 15cc de agua oxigenada

4 Agregar 0.5 cc de ácido sulfúrico(5N)

5 Hervir lentamente durante 10 minutos

6 Completar hasta 50cc con agua destilada

7 Agregar 1/2 cc de azul de metileno y agitar

8 Tomar una gota de líquido y colocarla sobre el papel filtro

9 Calentar y repetir desde el paso numero dos hasta lograr un punto central azul rodeado de una aureola celeste que se aprecie claramente.

10 Verificar la medida y registrar la cantidad de azul de metileno gastado

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Para la evaluación del estado en el que llego el lodo es necesario hacer una

comparación con los parámetros establecidos en el programa de lodos, el lodo

de estudio termina la sección con éxito pero con algunas propiedades muy malas

que hubieran afectado el desarrollo de la operación.

pH: factor primordial en la reologia del lodo, mantenerlo en los niveles de trabajo

es la clave, ya que existen ciertos aditivos químicos diseñados específicamente

para trabajar a un nivel de pH especifico, al no mantener este nivel, no cumplirá

su función y las propiedades de vida del lodo se verán afectadas, como ejemplo

se creara un cake demasiado delgado generando un riesgo de filtración en

formaciones de interés, se concluyó que el pH llega en un estado neutro

desfasado de los estándares de operación donde se prevenía terminar la fase

con un pH alcalino, que genero una desestabilización química que se vio

afectada en el proceso de dewatering y tratamiento de agua.

Densidad: Mantener la densidad es si no el factor más importante en la

perforación, se debe tener cuidado porque no se puede mantener ni muy elevado

que pueda irrumpir en la formación ni muy bajo que permita el influjo al sistema

de lodos afectando sus propiedades, el lodo termina la fase con una densidad

elevada para trabajar en la última parte de la fase, cerca de la zona de interés.

% de arena: La arena en el sistema de lodo siempre será indeseable ya que los

daños que genera son grandes y generan costos muy altos en corrosión de

equipos por su considerable carga abrasiva, tenía un % bajo pero aun así no

deja de ser un problema para el sistema.

Viscosidad Plástica (VP): se obtuvo un Vp de 43 debido al tamaño de grano

encontrado al perforar las arenas del grupo chuspas, un valor alto que nos aporta

mucha resistividad al flujo, que pudo generar bloqueos o taponamientos y

tiempos muertos de operación.

Punto Cedente (PC): Se identifica un valor aceptable y entre los rangos trazados

por el programa de lodos

Filtrado API: Al acercarse a la arena objetivo es necesario mantener una pérdida

de agua al mínimo, se planteaba terminar la fase con una pérdida de filtrado de

14 cc/30min, el análisis del lodo nos muestra que se estaban manejando valores

de perdida muy altos 50 cc/30min, en respuesta a esta medida se obtuvo un cake

grueso 1,5cm el que cual ayuda a evitar la invasión a zonas permeables pero

puede incurrir en problemas operacionales como disminución de tasa de

perforación.

% Solidos y % Líquidos: se aumentó a lo largo de la perforación 12 % en volumen

de solidos presentes en el sistema, mostrando que las maquinarias del control

de solidos están funcionando de manera adecuada, después de perforar 2200

fts las primeras areniscas del grupo real y gran parte del grupo chuspas el

incremento en % es aceptable

MBT: Se finaliza la fase con 35bbl equivalentes, un contenido de solidos arcilloso

por encima del planteado inicialmente, medida directamente proporcional LGS

(LOW GRAVITY SOLID) y que se deduce por las formaciones arcillosas

encontradas unos fts antes de entrar en la zona objetivo, probablemente se

aumentó por la adicción final de unos sacos de barita al final de la sección, para

controlar las paredes del pozo.

ALCALINIDAD DE FILTRADO

PM: A pesar de que se hizo solución 1: 100 nunca se pudo llegar al punto de

fenolftaleína por la gran cantidad de contaminantes que traía el lodo.

PF: se hizo solución 1: 100 y no se alcanzó a lograr la titulación, la cantidad de

carbonatos en solución del filtrado era muy alta.

MF: La concentración de iones solubles en el agua es muy alta 4,5 ml con

dilución 1 10, lo que afecta directamente en el funcionamiento de los ácidos.

CLORUROS: es necesario saber la cantidad de sal que contienen los lodos,

porque existen áreas donde la sal puede contaminar el fluido, la sal puede

provenir de cualquier parte, estratos, sacos de química corrientes de agua

durante la perforación etc., de acuerdo a la tabla

CALCIO y DUREZA: El agua que contiene un porcentaje alto de sales disueltas

de calcio y magnesio recibe el nombre de agua dura, no es recomendable para

preparar fluidos, en ocasiones y es preferible tratarle antes de hacer el lodo, por

lo general cuando un agua es dura es necesario aplicar hasta 2 veces la cantidad

de bentonita para que el agua adquiera el esfuerzo de gel necesario

Los análisis de laboratorio

Se identifican geles a 10 min 64, lo cual es un valor muy alto, el programa

recomienda manejar geles < 30 para garantizar la reologia del mismo.

PC tiene un valor aceptable de acuerdo al PL

MBT = en el PL se recomienda 22.5 y tenemos 23,5 un valor no muy malo pero

que ya nos muestra un contenido alto de arcillas reactivas

% de sólidos y líquidos = el PL plantea un valor optimo del 4 % y en pruebas se

determinó un 8 % un valor excesivo de solidos perforados que afectan

directamente y en gran manera la PV.

Pm, se hizo dilución de 1 100 y no se llegó al punto exacto de titulación,

determinando que el porcentaje de contaminantes es bastante alto.

3.2. DEWATERING INICIAL

Después de que el lodo es utilizado en la perforación de una fase y esta concluye

el fluido de perforación que se preparó se desplaza a el control de solidos

inicialmente pasa por las zarandas luego los hidrociclones y finalmente el

proceso de dewatering una deshidratación que separa los sólidos de los líquidos.

Para el caso de estudio el lodo de segunda fase BOREMAX se trató

químicamente con el polímero KEMIRA 1641 no iónico una poliacrilamida con

comportamiento eléctricamente neutro que absorbe partículas positivas y

negativas en un rango de pH entre 6 y 10; el proceso mecánico se realizó en

una centrifuga a 1800 rpm.

Las características que el agua adquiere después de preparar un fluido de

perforación son:

- Metales o Iones Pesados: aditivos con componentes de calcio, lignitos,

material rocoso que forma materia en suspensión, iones simples o

complejos que pueden estar en solución.

- Temperatura: debido al gradiente geotérmico y la temperatura que se

maneja en el fondo del pozo el agua que sale para tratamiento tiene una

temperatura mayor al agua de abastecimiento.

- Color: aunque no se establece ninguna relación directa entre la

contaminación y el color del agua esta viene cargada con colorantes

orgánicos y minerales componentes como el baroid, barazan, polyac plus

son los que más contribuyen con la coloración.

- pH: los aditivos que se agregan al lodo de perforación proporcionan

propiedades alcalinas; por esta razón de los polímeros disponibles se

eligió el polímero KEMIRA 1641 que encuentra dentro del rango de pH

óptimo para la coagulación.

Para caracterizar el agua de dewatering se realizaron los siguientes análisis

físicos y químicos:

- pH: se calibra el equipo con una solución buffer [KCL- 3M] y con el

electrodo se medió el pH exacto del agua dewatering.

Figura XXX: Potenciómetro

- Conductividad: es la medición de la resistencia de paso de la electricidad

se expresa en el valor reciproco de la unidad estándar de resistencia ohm

como µS/cm.

Figura XXX: Conductimetro

- Cloruros: se utilizó el método argentométrico agregando a la muestra

indicador cromato de potasio K2CrO4 y se titula con nitrato de plata

AgNO3 formando un precipitado color rojizo y determinado así el punto

final de la titulación.

Figura XXXX: Determinación Cloruros en agua de dewatering

- Sulfatos: se midió el ion sulfato con el método nefelometrico el cual

precipita con el ion Ba 2+ formando sulfato de bario BaSO4 los cuales se

mantienen en suspensión por un periodo de tiempo que permita medir la

absorbancia

Figura xxx: Determinación de sulfatos

- Dureza: los iones de magnesio y calcio forman complejos con el ácido

etlendimiotetracetico o EDTA con ayuda del indicador negro de eriocromo

que vira a color azul cuando los cationes forman complejos o a color

rosado en presencia de iones de calcio o magnesio.

Figura XXXX: Determinación de dureza en agua dewatering

- Turbidez: se realizó con la medición de NTU donde se compara la

intensidad de la luz desviada contra un patrón de referencia, entre más

alta sea la desviación mayor será la turbiedad de la muestra; se diluyo la

muestra 1:100 para que el equipo previamente calibrado arrojara el

resultado correctamente.

- Color: se diluyo la muestra 1:100 se ingresa al espectrofotómetro que

pasa un haz luminoso a una longitud de onda de 450 nm reporta las

unidades en Pt-Co.

Figura xxxx: Espectrofotómetro

- Alcalinidad: los iones hidroxilos que se presentan en la muestra

reaccionan con la adición de un ácido titulante 0,02 N se utiliza el indicador

verde bromocresol hasta el cambio a color amarillo.

Figura XXXX: Determinación Alcalinidad Total

- Calcio: cundo el pH es alto el magnesio que se encuentra en la muestra

se precipita como hidróxido permitiendo titular con EDTA para calcular los

iones de calcio contenidos, se usa el indicador murexida que vira de un

color rosado a morado.

Figura XXX: Determinación de Calcio

- Oxígeno Disuelto: se usa un medidor de oxígeno disuelto a escala ppm

es un indicador de calidad en aguas residuales ya que un bajo contenido

es un signo de contaminación.

- Solidos Suspendidos: son los materiales retenidos por un filtro estándar

y secados entre 103-105 ºC, a la muestra de agua se le aplica vacío hasta

succionar toda el agua, en un capsula de porcelana se seca a 105°C.

Figura XXXX: Determinación de solidos suspendidos

Los resultados de las pruebas realizadas se consignan en la tabla XXXX.

TABLA XXXX- CARACTERIZACION DEL AGUA DEWATERING

PARAMETRO Unidades RESULTADO

Ph ------------- 8,5

Conductividad µ S/ cm 3180

Cloruros mg / L 1650

Sulfatos mg / L 16

Dureza mg / L 330

Turbidez NTU 1270

Color Pt/Co 13700

Alcalinidad mg / L 60

Calcio mg / L 160,32

Oxígeno Disuelto

mg / L 0,23

Solidos Suspendidos

mg / L 660

Densidad Lb/galón 8,2

El pH es un factor de decisión en la adición de coagulantes floculantes para el

ablandamiento de aguas al iniciar el tratamiento se mantiene en un rango de 7 a

8; se observa que el contenido de solidos disueltos de la muestra es alto debido

a la cantidad total de materia ionizable medida con la conductividad este alto

número se debe a las sales contenidas en los aditivos del fluido de perforación.

La cantidad de iones de Cl- o cloruros afectan directamente el potencial del uso

industrial del agua debido a que este ion interactúa directamente con el hierro e

la interface metal- oxido lo que conlleva a un exceso de corrosión, afectando

estructuralmente los equipos metálicos perjudicando la operación de perforación.

El mal olor que despide el agua de dewatering es a causa de la reducción de los

sulfatos en medio anaerobio (bajo valor de oxígeno disuelto) a ion sulfuro por el

equilibrio entre el ácido sulfhídrico y el hidrogeno; los iones SO4- están presentes

en la muestra por la oxidación de la pirita, los minerales contenidos en la

formación. Estos iones pueden ser perjudiciales para la perforación cuando se

combinan con los iones de calcio puesto que esta combinación forma

incrustaciones de sulfato cálcico y el aditivo Los sulfatos en presencia de iones

de calcio se combinan para formar incrustaciones de sulfato cálcico causando

floculación y aumentando la filtración del lodo de perforación.

Teniendo en cuenta que el valor de la alcalinidad es numéricamente menor a la

dureza existe una dureza no carbonatada es decir una parte es la suma de las

concentraciones de iones de calcio y magnesio, otra corresponderá a los aniones

de estroncio, aluminio y hierro; el agua recuperada del dewatering es una agua

muy dura al tener un valor mayor de 200 ppm lo que representa un problema

para la industria puesto que estas sales se precipitan al aumentar la temperatura

formado depósitos que obstruyen tuberías , aumentando las probabilidades de

corrosión hasta dejar un equipo en tal mal estado que es un riesgo utilizarlo en

la operación.

La alcalinidad es la capacidad del agua de aceptar iones H+ por el rango de pH

en el que se encuentra la muestra las especies carbonatadas predominantes son

HCO3- y CO3

-. Lo que admite que se formen enlaces con otros iones metálicos

que se encuentran en el pozo buscando el equilibrio químico.

Por lo que se refiere a la turbidez una característica que interfiere en cualquier

proceso industrial en el cual se destine el agua por el aumento de depósitos de

sedimentos que causa en los equipos mecánicos, se observa un alto índice

debido a los materiales en suspensión y material coloide insoluble que

obstaculiza el paso de luz; el proceso para disminuir el valor de este parámetro

es decantación, filtración y coagulación.

Como se mencionó anteriormente el valor numérico del color no se relaciona

proporcionalmente a la contaminación de la muestra de agua pero su color

oscuro indica que existen iones dispersos de manganeso y compuestos de

sulfuros metálicos.

Por otra parte el bajo valor de oxígeno disuelto se debe al aumento del gradiente

de temperatura generando la presencia de materia orgánica que al

descomponerse dañara el agua recuperada.

Finalmente los sólidos suspendidos totales son los contaminantes que se

pueden eliminar por procesos de sedimentación, floculación o filtración están

constituidos por las arcillas, arenas, compuestos químicos orgánicos que

suministran a el agua sabor, color, toxicidad, dureza; estas concentraciones de

solidos aumentan la conductividad, la corrosión y precipitación de sedimentos

convirtiendo el agua de dewatering inadecuada para los procesos industriales.