Historia y Evolución de la Perforación Petrolera en Argentina
El 13 de diciembre se celebra el Día del Petróleo en Argentina, conmemorando el descubrimiento de hidrocarburos en Comodoro Rivadavia en 1907, a una profundidad de 539 metros. Sin embargo, existían antecedentes de afloramientos en el siglo XIX en Mendoza, Neuquén, Salta y Jujuy.
Primeros Emprendimientos
- El Código de Minería de 1886 estableció que los hidrocarburos pertenecían a las provincias o a la nación, según la ubicación del yacimiento.
- La explotación inicial se realizaba por particulares con permisos de exploración de 2000 hectáreas, con la obligación de perforar en un plazo de 290 días.
- Los pagos por regalías e impuestos a las ganancias se implementaron en la década de 1930.
- El desarrollo se vio obstaculizado por la falta de capital, tecnología, transporte y descubrimientos significativos.
- La Compañía Mendocina de Petróleo, liderada por Carlos Fader en 1885, fue un protagonista temprano, perforando 30 pozos en Cacheuta, aunque la actividad se abandonó en 1887.
Tecnología de la Perforación
- Inicialmente, la perforación se consideraba una labor artesanal.
- El desarrollo se aceleró en los años 40, integrando diversas ramas de la ingeniería petrolera.
- El objetivo principal es perforar pozos de manera eficiente, segura y económica para la explotación adecuada de hidrocarburos.
Evolución de la Perforación Rotaria
- Periodo de Origen (1888-1928):
- La máquina de vapor era la principal fuente de energía.
- Los equipos eran rudimentarios, con torres de madera.
- Surgió el principio de la perforación rotatoria.
- Se desarrollaron las primeras barrenas de conos por Sharp & Hughes en 1908.
- Se diseñaron las Tuberías de Revestimiento (TR) y la Cementación por circulación (Halliburton, 1904).
- Se utilizaron las primeras bombas de lodos en 1910.
- Se establecieron los fluidos de perforación por National Lead Co. en 1914.
- Periodo de Desarrollo (1928-1948):
- Se utilizaron equipos de perforación con mayor potencia.
- Se desarrollaron barrenas más efectivas.
- En 1935, se fabricaron las primeras barrenas con carburo de tungsteno en Alemania.
- Se mejoraron las prácticas de cementación.
- Se introdujo el uso de bentonita en los fluidos de perforación en 1935.
- Aparecieron fluidos especiales.
- Periodo Científico (1948-1968):
- En EUA, se logró perforar hasta 9500 metros en 1974.
- Se investigó la perforación de pozos.
- Se introdujo la hidráulica de la perforación.
- Se mejoraron las barrenas.
- Apareció la perforación automatizada.
- Se aplicó la tecnología de fluidos de perforación.
- Surgieron las primeras turbinas en las operaciones de perforación.
- Periodo de Automatización (1968-1995):
- Se incrementó la profundidad y velocidad de penetración.
- Se comenzaron a utilizar motores de fondo.
- Se automatizaron los equipos y el manejo de fluidos.
- Se controlaron las variables de perforación.
- La perforación se planificó.
- Se incorporaron polímeros y aditivos a los fluidos de perforación.
- Se introdujeron las computadoras en las operaciones de perforación.
- Periodo de Perforación no Convencional (1995-Actual):
- Perforación con Coiled Tubing.
- Perforación en aguas profundas.
- Perforación multilateral.
- Perforación con casing (Casing Drilling).
- Perforación bajo balance.
Perforación No Convencional
- Perforación con Coiled Tubing: No requiere conexiones, maneja menor volumen de fluidos y acero, evita pegaduras y se utiliza para limpiezas, inducciones y estimulaciones.
- Perforación en aguas profundas: Se realiza en alturas de agua mayores a 400-500 metros, utilizando equipos marinos como barcos perforadores, plataformas semi sumergibles y plataformas de patas tensionadas (TLP).
- Perforación Multilateral: Se perforan varios pozos desde uno, incrementando el área de drenaje del yacimiento, reduciendo costos e impactos ambientales.
- Casing Drilling: Se sustituye la sarta de perforación con casing, ahorrando entre el 7% y el 10% del tiempo de perforación.
Equipos de Perforación
Los equipos de perforación se clasifican según el territorio donde operan: terrestres, barcazas, plataformas autoelevables, plataformas semi sumergibles y barcos de perforación.
Componentes del Equipo de Perforación
- Corona
- Línea de izaje o levante
- Cables de perforación
- Polea viajera
- Sistema de izaje
- Unión hidráulica giratoria
- Manguera o manguerote
- Malacate
- Mesa rotaria
- Conexiones superficiales de control
- Cabezal
- Casing guía
- Tubería de revestimiento
- Sarta de perforación
- Estabilizadores
- Trépano o barrena
- Sistema de almacenamiento de fluidos de control
Sistemas del Equipo de Perforación
Un taladro moderno de perforación rotatoria consta de cinco sistemas principales:
- Sistema de movimiento de la sarta de perforación (rotario e izaje).
- Sistema de trépano y sarta de perforación.
- Sistema de circulación del fluido de perforación.
- Sistema de válvulas preventoras (BOPs).
- Sistema de suministro de energía.
Funcionamiento de los Sistemas
El sistema rotario aplica fuerza de peso y rotación al trépano para cortar la roca. La rotación puede ser aplicada en superficie o por un motor en el fondo. La sarta de perforación conduce el fluido de perforación al trépano. El sistema de izaje mueve la sarta verticalmente. La rotación en superficie se aplica mediante un sistema mecánico de kelly o un sistema hidráulico Top Drive. El fluido de perforación se almacena en tanques y se bombea a través de la sarta hasta el trépano, regresando a la superficie por el espacio anular. Al regresar, el lodo se limpia de recortes y se monitorea para su reutilización. Las formaciones superficiales se aíslan con casing cementado. Las válvulas preventoras (BOPs) se conectan al casing para controlar altas presiones.
Factores en la Selección del Equipo de Perforación
La selección del equipo depende del territorio (terrestre o acuático) y de las condiciones operativas. Para equipos terrestres, los factores condicionantes son:
- Rangos de profundidad y diámetros de pozo.
- Esfuerzos estimados sobre el casing.
- Requerimientos de rotación de la mesa rotaria (RPM).
- Sarta de perforación.
- Sistemas de lodo, tanques y múltiples.
- Servicios auxiliares y energía requerida.
- Alturas de trabajo dentro de la estructura.
- Equipo de control de surgencia de pozo (Preventor).
- Controles durante la construcción del pozo.
- Varios (transporte, herramientas, logística).
Sistema de Izaje de la Sarta de Perforación
El sistema de movimiento de tubería soporta el peso de la sarta, la lleva hacia adentro y hacia afuera del pozo, y mantiene el peso aplicado sobre el trépano. El tamaño y capacidad del equipo limitan el peso de la tubería y la profundidad de perforación. La altura de la torre determina el tamaño de las paradas de tubería almacenadas. Durante la perforación, la sarta y la Kelly o el Top Drive son soportados por el bloque viajero, sostenido por el malacate y la línea de perforación.
Equipo de Elevación
El elevador se cierra alrededor del tubo para levantarlo. Las cuñas atrapan el tubo en la mesa rotaria. Las conexiones se sueltan con llaves hidráulicas o neumáticas. La parada se alinea y se coloca en el encuelladero.
Cuñas
Las cuñas sostienen la sarta en la mesa rotaria mientras se sueltan o aprietan las conexiones.
Llaves
Las llaves hidráulicas o neumáticas aprietan o sueltan las conexiones, con un indicador de tensión para aplicar el torque correcto.
El Sistema de Circulación
- Enfría y lubrica la broca y la sarta.
- Remueve los fragmentos de roca perforados.
- Balancea las presiones de fluido.
- Estabiliza el diámetro del pozo.
Trépanos
- Trépanos de arrastre: Tienen cuchillas fijas, perforan formaciones blandas con poco peso y alta velocidad.
- Trépanos Tricónicos: Son los más comunes, con tres conos que se interfieren y limpian entre sí, con cortadores de dientes o insertos de carburo de tungsteno.
- Trépanos de cortadores fijos: Incluyen trépanos de diamante natural y policristalinos (PDC), sin partes móviles, con alta durabilidad y eficiencia en formaciones duras.
Factores que Afectan el Desgaste del Trépano
- Geológicos: Abrasividad y resistencia específica de la roca.
- Operativos: Peso sobre el trépano (WOB), velocidad de rotación (RPM) y limpieza en el fondo del pozo.
Tubulares
Los tubulares se clasifican en rangos de longitud. Las barras de sondeo tienen un tubo y uniones, caracterizadas por diámetro, grado, peso unitario y revestimiento. El grado define la resistencia del acero. El peso se mide en libras/pie o kg/m. La resistencia se especifica en tablas API para tracción, compresión, torsión, colapso y estallido. El hardbanding previene el desgaste exterior de las uniones. El torque de las uniones se controla según tablas API.
Drillcollars (Portamechas)
Los drillcollars son tubos de pared gruesa que proporcionan peso a la broca, resistencia a la compresión, tensión a la tubería de perforación, rigidez y un efecto de péndulo para mantener la dirección del pozo.
Estabilizadores
Los estabilizadores centran los drillcollars, mantienen el pozo derecho y el diámetro correcto, con cuchillas de aluminio, caucho o acero con insertos de carburo de tungsteno.
Rimadores
Los rimadores raspan las paredes del pozo para mantener el diámetro, especialmente en formaciones abrasivas o con problemas de diámetro.