La evolución de la tecnología en la industria petrolera en el mundo El desarrollo inicial de la tecnología petrolera en el mundo estuvo marcado por la necesidad de obtener un sustituto confiable, barato y conveniente de los productos que se usaban para la iluminación nocturna. Las materias primas que se utilizaron en un principio para este propósito, como la grasa de ballena, fueron escaseando a medida que aumentaba la demanda. Otras opciones, como el gas asociado al carbón, el sebo animal o la madera, no resultaban tan convenientes como los derivados líquidos del petróleo. Aunque ya en 1627 se tuvo registro en Nueva York de un pozo que producía gas natural, apenas en 1821 se utilizó este gas para iluminación.
Los p rimeros desarrollo s tecnológicos tecnoló gicos relacionados con el petróleo consistieron en procesos de destilación para producir queroseno. A partir de 1855, el petróleo utilizado como base para la destilación era obtenido en la superficie, usando tecnologías derivadas de las observadas por misioneros franceses en la China y con las cuales se había experimentado en Francia, Galicia, Alemania y Rumania. Poco tiempo después se iniciaron las perforaciones, que culminaron con el primer hallazgo en 1859. La tecnología de perforación utilizada era la que se usaba en la explotación de sal, con un taladro de percusión, que dejaba caer de manera reiterada una herramienta pesada, soportada por un cable, y utilizaba como fuente de energía una máquina de vapor. También se utilizó la tecnología practicada por los chinos de ir introduciendo tubos para evitar la inundación de agua y el derrumbe de las paredes del pozo durante la perforación. Entre 1850 y 1860 no existía la práctica de valoración de reservas. Los precios eran oscilantes e inciertos, pues aunque en promedio eran de un dólar por barril, el petróleo podía llegar a valer cincuenta centavos de dólar por barril.
La té cn ica de exp lo rac ión se basaba inicialmente en la observación superficial de los manaderos de petróleo y también en interpretaciones geológicas de superficie. Cualquier tipo de indicación superficial era válido para seleccionar el sitio de la perforación: “las filtraciones de petróleo o de gas, las áreas donde se observaba que los yacimientos partían en todas las direcciones, la formación de domos estructurales, los montículos sospechosos de ser montañas enterradas en tierras planas y las curvaturas de ríos y arroyos alrededor de las áreas de mayor altura”. La tecn olo gía del tran sp ort e aún no se había diferenciado. El petróleo se recibía en cabeza de pozo, se transportaba en barriles de licor o de granos, y se almacenaba en piscinas aledañas. Los barriles con petróleo se llevaban hasta las refinerías, en carruajes impulsados por caballos y en algunos tramos en tren y, para refinar el petróleo, se utilizaban destiladoras atmosféricas sencillas, que producían principalmente queroseno para alumbrado. Se utilizaba una tecnología similar a la de las destiladoras de bebidas alcohólicas. La comercialización del queroseno se realizaba en tiendas de víveres o se entregaba a domicilio, en carruajes impulsados por caballos. Aunque el principal uso del petróleo era la iluminación con lámparas de queroseno, se ofrecían derivados del petróleo para la lubricación de máquinas de vapor y los telares. El mercado sustituyó de manera progresiva otras materias primas que se usaban para la iluminación por los derivados del petróleo, debido a su conveniencia, su bajo costo y su amplia disponibilidad. El desorden y la inestabilidad inicial del mercado del petróleo, así como las economías de integrar tecnologías de los distintos eslabones de la cadena de valor, abrieron la oportunidad para una integración vertical de la industria. En 1879, año en que la Standard Oil Company controlaba el 90% de la capacidad de refinación de Estados Unidos, se construyó el primer gran oleoducto, motivada la empresa por los altos costos que cobraban los carruajes de caballos y los trenes. El desarrollo de la lámpara de filamento de carbón en 1879 y la puesta en operación de una central de generación eléctrica en 1882 amenazaron la demanda de petróleo, pero casi simultáneamente se comenzó a gestar la producción de motores de combustión interna.
Cocina con estufa de carbón. Foto de la revista Lámpara, 1953.
En 1906, el mercado de automóviles de combustión interna se consolidó, con lo que se incrementó la demanda de gasolina, un subproducto de la destilación del queroseno usado para la iluminación. En 1909 el porcentaje de gasolina que se podía extraer del petróleo con el método de destilación atmosférica era de alrededor del 15%, pero pocos años después se desarrolló el método de fraccionamiento térmico o “craqueo”, que logra un rendimiento del 45% de gasolina.
Al desarr ollars e la g eofísic a y otr as t é cni cas de ex plo ración , entre 1912 y 1914, el sitio en donde se debían perforar los pozos comenzó a determinarse a partir de las imágenes del subsuelo. Estas imágenes se construyeron a partir de medidas precisas de la gravedad y del campo magnético de la tierra. Se registraron las ondas de sonido reflejadas por las diferentes capas del subsuelo, en forma de eco, a través de una técnica que fue conocida como sísmica. Aunque los principios básicos del método de reflexión sísmica fueron establecidos en 1846 por Robert Mallet, la técnica fue utilizada por primera vez en 1930 en Oklahoma, y se le atribuye el descubrimiento de varios yacimientos que validaron su utilidad. La tecnología de perforación con percusión fue adecuada mientras los pozos fueron superficiales. En 1901, cuando los pozos petroleros se hicieron más profundos, como los desarrollados en Texas, aparecieron los equipos de perforación rotatorios.
Otro hito tecno lógico se dio con la aparición de las brocas para los equipos de perforación rotatorios. En 1908 se inventó la broca con rodillos en forma de conos; hasta ese momento solamente se tenían disponibles las brocas de cola de pescado, las de punto de diamante y las de dientes circulares, las cuales hacían que se detuviera la perforación cuando se encontraban rocas de alta dureza. El nuevo diseño de broca utilizaba 166 bordes cortantes dispuestos en la superficie de cada uno de los dos conos de metal montados uno frente al otro, lo que permitió que se pudiera perforar en rocas de alta dureza. Así mismo, se solucionó el problema de enfriar y lubricar la broca, para compensar las altas temperaturas generadas por la fricción entre el metal de la broca y la roca. El modelo de negocio planteado por Hughes, propietario de esta tecnología, consistió en arrendar las brocas y cobrar con base en el número de pozos perforados. En 1913 se desarrolló la broca de rodillos cruzados, que permitía que se penetraran las formaciones de alta dureza sin que se desgastaran las superficies de corte de las brocas. Uno de los primeros problemas que se presentaron cuando se perforaba con equipos rotatorios era mantener los pozos rectos, pues estos se desviaban de la vertical a medida que la perforación se profundizaba. Pero frecuentemente el área de interés era tan grande que se alcanzaba el objetivo y el pozo era exitoso; de hecho, la mayoría de los perforadores nunca se dieron cuenta de que sus pozos se desviaban. En 1920, con el auge petrolero de Oklahoma, se presentaron situaciones frecuentes en las cuales dos equipos de perforación se encontraban perforando el mismo pozo; esto conducía a que se disminuyera repentinamente la producción de los pozos o se perdieran dichos pozos de manera intempestiva. Las citadas experiencias llevaron al desarrollo del collar de perforación y al uso de estabilizadores en varios puntos de la sarta de perforación, con el fin de controlar la desviación y proveer rigidez.
Entre 1915 y 1928 los equipos de perforación rotatorios remplazaron a los equipos de perforación con cable. El equipo rotatorio ofrecía beneficios con respecto a los de percusión: estos equipos no destruían la roca, sino que la perforaban, y se eliminaba el proceso de achicar los desechos de roca que dejaba la broca de percusión, actividad que requería mano de obra y tiempo. Con los equipos rotatorios se empezó a utilizar el fluido de perforación. En su recorrido, este fluido transportaba hasta la superficie, de manera continua, los pedazos de roca que eran cortados en el fondo del pozo.
Oleoducto Andian. Recibo de tractores en el puerto, hacia 1938.
A medida que aumentó la profundidad de las perforaciones, se incrementaron las presiones de los fluidos encontrados en las formaciones. Esto obligó a que durante el proceso de perforación se debieran controlar presiones cada vez más altas, que en algunos c asos “escupían” la tubería de perforación. En 1920 se diseñó y se construyó un dispositivo que evitaba los reventones de los p ozos , el cual se denominó la “ preventora ” . Después de 1934 las velocidades de perforación de los equipos rotatorios aumentaron rápidamente. Se empezó a utilizar la máquina de combustión interna como fuente de potencia en vez de la máquina de vapor. Pero cuando se inició la Segunda Guerra Mundial en 1939, se detuvieron los desarrollos de los equipos de perforación, pues los esfuerzos de ingeniería se dedicaron a desarrollar equipo de guerra. Al finalizar la guerra, en 1945, el crecimiento en la dem anda de gasolina llevó a que se iniciaran grandes cam pañas de perforación de pozos de petróleo y gas. Los equipos de antes de la guerra se habían vuelto obsoletos o no funcionaban. Se diseñaron y construyeron entonces equipos de perforación con grandes avances tecnológicos que eran comandados por m ot or es elé ct ric os , que a su vez eran alimentados por generadores eléctricos diésel. Cuando se empezó a perforar en el Golfo de México en 1947, las presiones aumentaron; actualmente se tienen “preventoras ” que controlan hasta más de 15 mil psi de presión y diámetros de pozos de más de 26 pulgadas. En los inicios de la industria, el fluido que se usaba con los equipos de perforación de percusión era probablemente agua, la cual era utilizada para suavizar y hacer más flexible la tierra. Con el advenimiento de los equipos de perforación rotatorios y las brocas de cono de rodillos, se introdujeron fluidos más elaborados, denomina dos “lodos”. Estos se inyectaban en el hueco perforado con varios objetivos: enfriar y lubricar la broca, transportar o circular los cortes de roca desde el fondo del pozo hasta la superficie, y equilibrar hidrostáticamente la columna de fluido de perforación, de manera que se contrarrestara la presión ejercida hacia arriba por los fluidos de las formaciones que se perforan. La composición de los lodos era inicialmente “natural”, es decir estaba formada por material extraído de las mismas perforaciones y de material de la zona en que estaba localizado el pozo. Luego, se aumentó la densidad de los lodos agregándole algunos materiales como la barita , para compensar las altas presiones del subsuelo. Con el
tiempo la industria empezó a desarrollar lodos artificiales que se aplicaban a condiciones especiales de los pozos y cuyos costos superan hasta diez veces el precio de un barril de petróleo. Durante la perforación, normalmente se encuentran múltiples capas de sedimentos y de rocas, que contienen agua, gas y petróleo, las cuales se deben aislar unas de otras. Aunque se intentaron diferentes métodos para lograr esta separación, con el uso de dispositivos mecánicos, el uso del cemento en las paredes d e los p ozos llegó a establecerse como la alternativa más efectiva. Desde 1900 se utilizaba el cemento para cubrir las paredes de los pozos, pero este se mezclaba de manera manual y muy rudimentaria. En 1921 Halliburton inventó la máquina de mezcla de cemento que permitió que se realizara esta actividad de manera homogénea, eficaz y segura. El inventor de esta máquina convenció a las siete mayores empresas petroleras del mundo de invertir en esta nueva compañía de servicios, y creó la principal empresa de cementación del mundo, que posteriormente desarrolló otros servicios para la industria petrolera. Los desarrollos de Halliburton se basaron en las experiencias de cementación previas de su antiguo empleador, Perkins, y en las innovaciones de Baker Oil Tools.
Personal técnico de la Troco. De izquierda a derecha, Severiano Cadavid, Máximo Gómez y el médico Domingo Vargas. En primer plano Milo Brisco y atrás de pie, Gonzalo Acosta. El Centro, noviembre de 1943.
Los instrumentos de control tuvieron una evolución paralela a la de las demás tecnologías petroleras. L o s primeros r egistros de pozos estaban relacionados con la necesidad de confirmar que se lograba llegar a las zonas de interés; para ello se utilizaban instrumentos que medían las inclinaciones y que se basaban en recipientes de vidrio que eran manchados con ácidos, y también se realizaron los primeros análisis de las muestras de los cortes que se obtenían en la superficie, los cuales eran transportados por el lodo. Asimismo, los registros de los cambios en la velocidad de penetración eran una indicación de las variables que se presentaban en las formaciones encontradas.
ct ric o d e po zos . En esta época la g eo fís ic a era nueva y el En 1911, en Francia, se había inventado el reg ist ro elé uso de los métodos magnéticos y gravimétricos para explorar la estructura interna de la tierra apenas estaba comenzando. Se extendió la aplicación de las técnicas de la prospección de superficie a los pozos de petróleo, pues se creía que la conductividad de los metales podía ser usada para distinguir las zonas con presencia de metales, de aquellas con menor contenido de conductores. En 1912 se utilizó en Francia un equipo muy básico para trazar el primer mapa de curvas de equipotencial. Esto confirmó la capacidad del método para detectar minerales metálicos y sirvió para revelar las características de la estructura del subsuelo. Esta información permitía localizar estructuras del subsuelo que podrían formar trampas para los hidrocarburos; sin embargo, para corroborar que las medidas realizadas en la superficie coincidían con las
condiciones reales del subsuelo, se debía incorporar información de resistividad de las formaciones más profundas. Esto se logró en 1927 en Franci a, donde se realizó el primer “reg is tr o e lé ct ri co ” de un pozo, a 500 metros de profundidad. En 1931 se descubrió la medida del “ potencial espontáneo” , que se producía naturalmente entre el lodo de perforación del pozo y el agua de formación de los lechos permeables. Cuando se registraban de manera simultánea la curva de resistividad y la curva de “potencial espontáneo”, se podían diferenciar los lechos permeables que producen petróleo, de aquellos lechos impermeables de zonas no productoras. La profundidad de los pozos petroleros era cada vez mayor: en 1938 se pasó de 15 mil pies; en 1949, superó los 20 mil pies; en 1958 se llegó a 25.340 pies; en 1974 se alcanzaron 31.441 pies y en 1998 se obtuvo el récord de 34.967 pies. Las operaciones en mar abierto dieron lugar a otros hitos tecnológicos de la perforación. En 1947 oficialmente se perforó el primer pozo costa afuera, aunque 50 años antes se había perforado un pozo submarino desde un muelle en California. En 1940 se desarrollaron muchos proyectos de perforación cos ta afuera , en el Golfo de México. A principios de 1950 ya la industria petrolera contaba con la suficiente experiencia en operaciones de este tipo, la cual fue aplicada de manera exitosa en el lago de Maracaibo de Venezuela y en las cuencas marítimas de Brasil. En 1954 se presentó otro gran avance tecnológico en el Golfo de México con la introducción de las barcazas de perforaciones móviles y sumergibles. Es de destacar que en todo este tiempo, las grandes innovaciones tecnológicas no las realizaban las grandes operadoras petroleras; estas provenían en muchos casos de empresas externas. Una vez esas empresas encontraban una solución, creaban una empresa de servicios que se dedicaba a mejorar los procesos y reducir los costos para facilitar su comercialización. Algunas tecnologías que ilustr an esta interpretación son la “preventora ” de Cameron, “las b rocas ” de Hughes, “ l a cementación ” de Halliburton, “ l os reg is tro s elé ct ri co s ” de Schlumberger y “ l as barcazas sum ergibles ” de Ocean Drilling.
Tabla 1 - Periodización de la historia del aprendizaje tecnológico y la innovación en Ecopetrol
HACIA EL FUTURO Los métodos, que actualmente tienen bastante importancia y están siendo utilizados ampliamente en el mundo, por las ventajas operativas y de costos reducidos que ofrecen, son:
PERFORACIÓN CON CASING La Perforación con Casing es una tecnología que está cobrando auge debido a la posibilidad que ofrece de perforar y entubar simultáneamente un pozo. En este proceso, la tubería de encamisado (Casing) se usa en reemplazo de la barra de sondeo para transmitir energía mecánica e hidráulica al trépano, convirtiéndola en una tecnología que ofrece, hasta el presente, la perforación de un pozo de calidad, proporcionando seguridad, efectividad y reducción de costos operativos. El concepto de Casing Drilling se basa en perforar el pozo ensanchándolo para mejorar la cementación y la limpieza del mismo y con la posibilidad de poder llevar a cabo las maniobras de cambio de trépano o toma de testigos corona sin la necesidad de sacar la tubería del pozo, manteniendo la circulación del fluido de perforación en todo momento. La manera de perforar se hace básicamente de dos formas diferentes: 1. 2.
Utilizando un conjunto de fondo que es recuperable mediante maniobras con cable que permiten acceder rápidamente al trépano, motor de fondo y demás componentes. Sin conjunto de fondo, con el trépano y accesorios de flotación directamente solidarios al Casing, los cuales quedarán cementados en el fondo con la tubería (Trépano de sacrificio). Dado que la maniobra implica dos acciones simultáneas (perforación y entubación), las ventajas de esta metodología radican en la reducción de costos relacionados con el transporte, el manipuleo, el alojamiento, la inspección, etc. de las barras de sondeo. Pero la importancia fundamental o más significativa es la posibilidad de reducir los problemas de la perforación relacionados con pérdidas de circulación, inestabilidad de paredes, tiempos muertos sin circular el pozo, etc.
En la actualidad, existe una tecnología desarrollada para aplicar la perforación con Casing constituida por todas las herramientas del conjunto de fondo hasta el equipo de perforación; de tal modo, que se perfore el pozo completo, en todas sus etapas; todo ello hace el proceso mucho más eficiente y controlado. Sin embargo, al mismo tiempo, esto se constituye en una limitante para utilizarla en países como Bolivia, los cuales no cuentan con los fondos económicos necesarios para cubrir tal inversión.
Ventajas del Casing Drilling Elimina una importante fracción del costo total del pozo mediante la utilización de un sistema que permite entubar el mismo a medida que está siendo perforado.
Elimina tiempo de bajada de cañería. Elimina costos relacionados con la compra, manipuleo, inspección, transporte y maniobras con el sondeo y de los tiempos perdidos por problemas adjudicables a estos ítems, disminuyendo las inversiones de capital en equipos y los costos operativos. Desde el punto de vista de las herramientas de fondo a utilizar, tales como trépanos, motores de fondo, MWD, etc., no hay mayores cambios o requerimientos especiales respecto a los mismos. La cementación se realiza en forma no muy distinta a la convencional. Se utiliza en tramos cortos. Principalmente utilizado en tramos problemáticos. Mejora la limpieza de recortes.
Requiere equipo especial.
PERFORACIÓN CON COILED TUBING El Coiled-Tubing, como su nombre lo indica, consiste en un tubo metálico continuo construido en una aleación especial que permite que se lo trate como a un tubo de PVC (cloruro de vinilo polimerizado), pero posee las mismas características físicas de una tubería convencional de similar diámetro, con la siguiente ventaja: No es necesario manipularlo, ni estibarlo tramo por tramo para bajarlo o retirarlo del pozo, ya que se lo desenrolla o enrolla en un carretel accionado mecánicamente como si fuera una manguera. Esta última característica permite un mejor y más rápido manejo y almacenaje; por lo cual, este tubo tiene múltiples aplicaciones tanto en la perforación de pozos dirigidos como en la terminación y reparación de los mismos; además, permite la continua inyección de fluidos mientras la tubería flexible continúa moviéndose. La unidad de Coiled Tubing es una unidad autónoma de reparación workover, fácilmente transportable e hidráulica, que inyecta y recupera una tubería flexible y continúa dentro de una línea más grande de Tubing o Casing. Con este sistema, es posible penetrar con tubería continua o barras de sondeo; ello permite perforar el primer tramo del pozo de manera convencional para luego cambiar rápidamente a tubería continua.
Ventajas del Coiled Tubing Operativas
Este sistema logra alcanzar grandes profundidades y tiempos mayores de operación, ya que permite perforar en continuo. Elimina tiempos de armado y desarmado de sondeo. Trabajos sin necesidad de ahogo del pozo, con permanente control de surgencia. Reduce los tiempos de subida y bajada de herramienta. Reduce el ROP al no poder rotar. Versatilidad para una amplia gama de trabajos. Permanente desarrollo de nuevas tecnologías (Servicio en plena expansión). Posibilidad de realización de soluciones globales (Servicios integrados). Principalmente utilizado para pozos con gas superficial.
Económicas
Rapidez operativa y de movilización Bajo costo de locación Medio Ambiente y Seguridad Disminución del impacto audio-visual Bajo impacto sobre el terreno Posibilidad de comando a distancia (Seguridad personal) Requerimientos Personal capacitado Equipo especial Presenta limitaciones en diámetro máximo de agujero y profundidad
PERFORACIÓN CON TERMINACIÓN TUBINGLESS Un pozo con terminación Tubingless es similar a un pozo tradicional en la forma de perforación de cada uno de los tramos, aunque se ve reducido en un diámetro desde el inicio del pozo; llega así a la zona de interés con tubería de producción, la cual hace a su vez de cañería de producción, evitando así el uso de accesorios en la terminación (packer, camisa, válvula subsuperficial, etc.) como también el fluido de empaque. Los pozos con terminación Tubingless se pueden aplicar en campos en los cuales se cuenta con bastante información sobre los topes de formaciones y el contacto agua-hidrocarburo, donde no existan riesgos geológicos,
campos de bajo riesgo. Algunas compañías también usan este tipo de terminación en pozos exploratorios o delimitadores, cuando los problemas de corrosión no son críticos y cuando se tiene un alto índice de éxito en las cimentaciones primarias. Normalmente, se aplica este tipo de terminación en campos con producción baja o media, debido a la dificultad existente en la recompletación y aplicación de métodos de extracción secundaria.
Ventajas de la Perforación con Terminación Tubingless Operativas
Reduce volumen de acero utilizado. Reduce volumen de lodo necesario. La limpieza del pozo es más rápida y eficiente; se elimina el uso de empacadores, equipo de terminación de líneas de acero y fallas mecánicas asociadas. Elimina la necesidad de utilizar accesorios de terminación. Requiere amplio conocimiento geológico del campo. No exige equipo especial.
Económicas
Reducción de costos por menores volúmenes de lodo, cemento, acero, barrenas de menor diámetro y del volumen de arena a utilizar en tapones para aislar intervalos. Reducción del tiempo necesario para empezar la producción.
Medio ambientales
Reduce volumen de recortes generados. Reduce el volumen de lodos a tratar. Requiere de un estricto control de calidad en la cementación primaria y las reparaciones mayores resultan más complicadas.
CONCLUSIONES Algunos de los factores que influyen en la toma de decisiones del día a día de la industria del petróleo y gas son, entre otros: la eficiencia, la flexibilidad y la operación o funcionamiento de un pozo, pero se considera que el factor más crítico es el económico. La necesidad de bajar costos en zonas de pozos de baja productividad llevó a utilizar en forma creciente técnicas y/o materiales, que redujeron tiempos de manejo y costos de equipamiento en el mundo entero. De acuerdo a la información obtenida en el presente trabajo, sobre las diferentes tecnologías que se han estado desarrollando en el mundo entero para la perforación de pozos, se ve que muchos de ellos presentan ventajas que no se pueden pasar de largo, sino que deben ser analizadas para aplicarlas en nuestro país. En Bolivia, es también de suma importancia la búsqueda de minimizar los costos de equipamiento y perforación de pozos, para el desarrollo de nuestra industria del Gas y Petróleo. Esto lleva a pensar seriamente en la importancia de realizar estudios de acondicionamiento de la geometría de los pozos a la producción esperada, perforar pozos de poco diámetro y analizar la factibilidad técnico económico de aplicar otros métodos de perforación. Una de esas opciones que permitiría la recuperación de pozos de baja producción, es la implementación de la Perforación con Terminación Tubingless, ya que estos pozos cumplen con un amplio conocimiento geológico y brindan excelentes ventajas operativas, económicas y medio ambientales. Actualmente, muchas de las empresas operadoras en nuestro paí s están realizando estudios y análisis varios para determinar las ventajas y aplicabilidad de estos nuevos sistemas de perforación. El objetivo último a alcanzar será la utilización de estas nuevas tecnologías para reducir los costos de perforación de los pozos en un rango variable entre un 30% y un 70%, que actualmente se da en muchos países, reduciendo a su vez, costos y preocupaciones
