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Timestamp: 2019-04-24 06:01:03
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Matched Legal Cases: ['Artículo 32', 'artículo 28', 'Artículo 38', 'Artículo 39', 'Artículo 42', 'Artículo 33', 'Artículo 43', 'Artículo 45', 'Artículo 46', 'Artículo 47', 'Artículo 51']

Abandono de Pozos - Free Download PDF
September 15, 2017 | Author: jpsi6 | Category: Petroleum, Corrosion, Water, Science, Geology
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Tecnologia y Metodologias Abandono de Pozos...
EVALUACIÓN DE TECNOLOGÍAS Y METODOLOGÍAS UTILIZADAS PARA EL ABANDONO DE POZOS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO.
JHON JAIRO ACEVEDO RINCÓN RICARDO TORRES ARENAS
UNIVERSIDAD INDUSTRIAL DE SANTANDER FACULTAD DE INGENIERÍAS FISICO-QUÍMICAS ESCUELA DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS CAMPO ESCUELA COLORADO BUCARAMANGA 2008
ING. CÉSAR AUGUSTO PINEDA GÓMEZ DIRECTOR MS. c. FERNANDO CALVETE CO-DIRECTOR ING. JAIRO ARRIETA CO-DIRECTOR
A Dios por brindarme el regalo de la vida, y haberme querido y consentido tanto a lo largo de mi vida como estudiante.
A mis padres Celina y José, por brindarme todo su cariño amor, apoyo y comprensión, no seria quien soy hoy, si no fuese por ustedes. Seguiré en busca de mis sueños siempre…
A mis dos tesoritos Nelly Patricia y Diana Paola, quienes siempre me han acompañado y brindado todo su apoyo.
A Lina Marcela Liñán y ASOCOCO, quien me brindo su apoyo y amor en una gran parte de mi carrera, para seguir adelante, siempre serás una personita muy especial…
A mis amigos Diego Hernández, Ricardo Torres, Carlos Duarte, Ferney
Guardón, Javier Quintana, el club de los 20100, y todos aquellos que me ofrecieron su amistad y de los cuales aprendí muchas cosas valiosas, mis mejores deseos y nos vemos en el camino.
ATT: JHON JAIRO ACEVEDO RINCÓN
A DIOS, DIOS por mostrarme el camino y llenarme de bendiciones A MIS PADRES, PADRES Cristóbal y Rosa por su sacrificio y fortaleza A Mis hermanos José Alberto, Cristóbal y Mislanis por su confianza y el inmenso apoyo; A Mi Amigos, Amigos Leandro Galván, Jhon Jairo Acevedo, a mis compañeros de universidad que de todo aprendí algo. RICARDO TORRES ARENAS
EXPRESAMOS NUESTROS MÁS SINCEROS AGRADECIMIENTOS A: Al Ingeniero Cesar Augusto Pineda G. por depositar su confianza en nosotros para la realización de este trabajo. Al Ingeniero Clímaco Ortega Chacón, por compartir su sabiduría y conocimientos con nosotros. A los ingenieros Fernando Calvete y Jairo Arrieta, quienes Colaboraron incondicionalmente con la realización de esta tesis. A la Ing. Laura Amaya, Yamile Saenz y toda la familia del Campo Escuela Colorado quienes nos acogieron en estos meses de trabajo. A la Escuela de ingeniería de petróleos, por formarnos como profesionales íntegros, y hacernos dar lo mejor de nosotros.
1. DESCRIPCIÓN CAMPO ESCUELA COLORADO 1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO ESCUELA COLORADO
1.2 MARCO GEOLÓGICO REGIONAL 1.3 ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA 1.3.1 Pre-Cretáceo Formación Girón (Jurásico) 1.3.2 Cretáceo 1.3.2.1 Formaciones Los Santos–Tambor (Valanginiano – Hauteriviano) 1.3.2.2 Formación Rosablanca (Hauteriviano) 1.3.2.3 Formación Paja (Barremiano - Aptiano Temprano) 1.3.2.4 Formación Tablazo (Aptiano Tardío – Albino) 1.3.2.5 Formación Simití (Albiano Temprano - Albiano Medio) 1.3.2.6 Formación La Luna (Cenomaniano – Santoniano) 1.3.2.7 Formación Umir (Campaniano A Maestrichtiano – Daniano) 1.3.3 Terciario. 1.3.3.1 Formación Lisama (Paleoceno) 1.3.3.2 Formación La Paz (Eoceno Medio) 1.3.3.3 Formación Esmeraldas (Eoceno Tardío) 1.3.3.4 Formación Mugrosa (Oligoceno – Mioceno Inferior) 1.3.3.5 Formación Colorado (Mioceno Inferior a Mioceno Medio) 1.3.3.6 Formación Real (Mioceno Medio – Mioceno Superior) 1.4 HISTORIA COLORADO
1.5 PARÁMETROS BÁSICOS DEL CAMPO ESCUELA COLORADO 1.6 PROBLEMAS MÁS FRECUENTES DEL CAMPO ESCUELA COLORADO 2. CAUSAS DE ABANDONO
20 21 21 22 22 23 23 24 24 24 25 25 26 27 27 27 28 28 30 31 35 36 37
2.1 ABANDONO DEBIDO A ZONAS AGOTADAS 2.1.1 Alta relación agua aceite WOR 2.1.2 Alta relación gas aceite GOR 2.1.3 Procedimiento de medición del WOR y GOR 2.2 ABANDONO OCASIONADO POR DAÑOS EN EL CASING PRODUCTO DE LA CORROSIÓN 2.2.1 Corrosión en el Casing por CO2 2.2.2 Corrosión por H2S 2.3 ABANDONO DEBIDO AL COLAPSO DEL CASING2 2.3.1 Daño debido al deslizamiento de la formación 2.3.2 Mecánica de la roca y formación de ruptura “cizallamiento”
38 39 39 40 41 44 46 47 48 51
3. POLÍTICAS DE ABANDONO
3.1 Decretos
3.2 FORMATOS LEGALES
4. ABANDONO DE POZOS DE PETRÓLEO
4.1 CONCEPTOS Y PROCEDIMIENTOS
59 60 63 64
4.1.1 Técnicas comunes de taponamiento de pozos 4.1.2 Método de tapón balanceado o BRADENHEAD 4.1.3 Método de cuchara vertedora DUMP BAILER 4.1.4 Método de dos tapones 4.1.5 Volumen y características de los cementos utilizados para taponar
4.2 TIPO DE CEMENTOS
4.3 ADITIVOS PARA CEMENTO
4.3.1 Aceleradores 4.3.2 Retardantes
4.4 PROCEDIMIENTOS DE ABANDONO DE POZOS DE PETRÓLEO
4.4.1 Procedimiento convencional para abandono de pozos de petróleo 4.4.1.1 Preliminares. 4.4.1.2 Ejecución de los trabajos. 4.4.1.3 Primera etapa: Tapón de fondo. 4.4.1.4 Segunda etapa: Prueba hidrostática. 4.4.1.5 Bombeo de inhibidor de corrosión. 4.4.1.6 Tercera etapa: Tapón intermedio. 4.4.1.7 Cuarta etapa: tapón de superficie. 4.4.1.8 Quinta etapa: construcción e instalación del monumento. 4.4.1.9 Sexta etapa: restauración ambiental se la zona de trabajo.
73 74 75 75 76 77 77 77 78 79
4.5 REQUISITOS Y NORMAS DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE.
4.5.1 Materiales. 4.5.2 Equipos. 4.5.3 Personal técnico. 4.5.4 Orden y aseo. 4.5.5 Disponibilidad de mano de obra. 4.5.6 Medidas de seguridad industrial. 4.5.7 Riesgos previsibles. 4.5.8 Medidas de prevención. 4.5.9 Elementos de seguridad. 4.5.10 Protección del medio ambiente.
81 81 82 83 83 84 85 86 86 87
4.6 FLUJOGRAMA ABANDONO DE POZOS MÉTODO CONVENCIONAL.
4.7 NUEVAS TECNOLOGÍAS.
4.7.1 Jet Grouting para abandono de pozos de petróleo. 4.7.2 Material alternativo para tapones utilizados en abandono de pozos de petróleo. 4.7.3 Nuevos aditivos.
5. ANÁLISIS DE POZOS EN EL CAMPO COLORADO. 5.1 SELECCIÓN DE POZOS A ABANDONAR.
5.2 CARACTERÍSTICAS Y ESTADOS MECÁNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS.
COLORADO 2 COLORADO 5 COLORADO 6 COLORADO 7 COLORADO 8 COLORADO 13 COLORADO 14 COLORADO 15 COLORADO 18 COLORADO 19 COLORADO 20 COLORADO 22 COLORADO 26 COLORADO 29 COLORADO 32 COLORADO 40 COLORADO 41 COLORADO 46 COLORADO 48 COLORADO 54 COLORADO 57 COLORADO 61 COLORADO 68 COLORADO 71 COLORADO 72 COLORADO 77
101 102 104 106 108 110 112 114 116 118 120 122 124 126 128 130 132 134 136 138 140 142 144 146 148 150
5.3 PROCEDIMIENTOS RECOMENDADOS PARA ABANDONAR LOS POZOS SELECCIONADOS
5.3.1 Pozos no encontrados
COLORADO 1 COLORADO 4 COLORADO 9 COLORADO 47
5.3.2 Pozos secos 5.3.2.1 Programa de abandono recomendado para pozos secos
COLORADO 5 COLORADO 14
COLORADO 15 COLORADO 18 COLORADO 26 COLORADO 29 COLORADO 32 COLORADO 41 COLORADO 46 COLORADO 54 COLORADO 61 COLORADO 68 COLORADO 71 COLORADO 77
162 164 166 168 169 171 173 175 177 179 181 183
5.3.3 Pozos con tecnología coiled tubing, cementados con tubería de trabajo en forma de spaguetti o tecnología jet grouting
5.3.3.1 Programa de abandono
COLORADO 2 COLORADO 7 COLORADO 8
5.3.4 Abandono de pozos que presentaron producción de hidrocarburos
5.3.4.1 Programa de abandono
COLORADO 6 COLORADO 13 COLORADO 19 COLORADO 20 COLORADO 22 COLORADO 40 COLORADO 48 COLORADO 57
197 199 201 203 205 207 209 211
Pág. Figura 1. Ubicación Campo Colorado.
Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada
Figura 3. Distribución de los pozos para el Campo Colorado
Figura 4. Procedimiento para la medición del GOR / WOR
Figura 5. Picadura por corrosión de CO2
Figura 6. Grieta por corrosión
Figura 7. Picadura por corrosión
Figura 8. Colapso del casing debido al cizallamiento de la formación
Figura 9. Ruptura del casing por esfuerzos de la formación
Figura 10. Método de Tapón Balanceado
Figura 11. Método de cuchara vertedora “DUMP BAILER”
Figura 12. Método de los dos tapones
Figura 13. Tecnología Jet Grouting
Figura 14. Ubicación de pozos en el campo colorado
Pág. Tabla 1. OOIP y Reservas Campo Colorado
Tabla 2. Datos Básicos de Yacimiento (formación Mugrosa)
Tabla 3. Presión Parcial del CO2
Tabla 4. Características de los cementos API
Tabla 5. Variación del tiempo de fraguado de acuerdo a la cantidad de CaCl2.
Tabla 6. Propiedades del cemento común y la bentonita de sodio
Tabla 7. Características de expansión del nuevo material flexible
Tabla 8. Pozos seleccionados para abandono
Pág. ANEXO A. EQUIPOS BÁSICOS QUE COMPONEN LAS OPERACIONES DE ABANDONO FÍSICO DE LOS POZOS.
TITULO* EVALUACIÓN
ABANDONO DE POZOS. APLICACIÓN CAMPO COLORADO. AUTORES** JHON JAIRO ACEVEDO RINCÓN RICARDO TORRES ARENAS PALABRAS CLAVES Abandono de pozos, Campo Colorado, estados mecánicos. DESCRIPCIÓN
El Campo escuela Colorado, es un campo maduro, el cual fue desarrollado entre las décadas de los treinta y cincuenta, contando con un gran numero de pozos perforados sin presencia de hidrocarburos y otros más cuya producción no alcanzo a ser mayor a un año, debido a esto se procedió abandonar definitivamente estos pozos, en la década de los cincuenta aun no existía ninguna política ni reglamentación para el abandono de pozos, y no fue sino hasta los setenta cuando empezó a regir una legislación con las pautas y condiciones para realizar esta operación y así tratar de darle mayor importancia al impacto ambiental que causaban los pozos abandonados irregularmente. Para realizar un procedimiento optimo de abandono es necesario tener en cuenta la historia de perforación y producción así como el estado mecánico actual de cada pozo que se desee abandonar, para así tener una optima información que sirva de base para tomar la mejor decisión en cuanto los sitios donde se van a sentar los respectivos tapones de cemento dentro del pozo. Las operaciones de abandono varían de un pozo a otro y dependen de factores como la profundidad, litología y estado mecánico de los pozos, el propósito de este trabajo es dar a conocer el procedimiento legal empleado en Colombia y la metodología operacional para el correcto abandono de pozos de petróleo, dirigidos principalmente a los pozos del Campo Colorado. 1
* TRABAJO DE GRADO ** FACULTAD DE INGENIERIAS FISICO-QUIMICAS. ESCUELA DE INGENIERIA DE PETROLEOS, DIRECTOR: INGENIERO CESAR AUGUSTO PINEDA GOMEZ
SUMMARY TITLE*
EVALUATION OF TECHNOLOGY AND METHODOLOGIES USED FOR ABANDONMENT OF WELLS. COLORADO FIELD APPLICATION. AUTHORS** JHON JAIRO ACEVEDO RINCÓN RICARDO TORRES ARENAS KEY WOERDS Abandonment wells, Colorado Field, mechanical states. ABSTRACT The Field school Colorado, it is a mature field, which was developed between the decades of the thirty and fifties, being provided with a big number of wells perforated without presence of hydrocarbons and others which production did not manage to be bigger than one year, due to this it was proceeded to abandon definitively these wells. In the decade of the fifties even neither any politics nor rules existed for the abandonment of wells, and it was not but until the seventies when it started governing a legislation with the rules and conditions to realize this operation and this way trying to give him major importance to the environmental impact that were causing the wells abandonment irregularly. To realize an ideal procedure of abandonment it is necessary to know the history of perforation and production as well as the mechanical current state of every well that should be desirable to abandon, this way to have an ideal information that serves as base to take the best decision for the places for the respective plugs of cement inside the well. The operations of abandonment change from one well to other and depend on factors as the depth, lithology and mechanical state of the wells, the intention of this work is to announce the legal procedure used in Colombia and the operational methodology for the correct abandonment of wells of oil, principally to the wells of the Field Colorado.
INTRODUCIÓN El ciclo normal de un pozo productor de petróleo consta de las siguientes etapas: exploración, perforación, completamiento, producción, desarrollo y abandono; esta última etapa suele incluir una serie de inconvenientes a la compañía, ya que en ésta el pozo no genera ninguna utilidad y caso contrario, en muchas ocasiones demanda costos excesivos. Normalmente, en un campo de petróleo se suele abandonar los pozos por dos causas principales: la primera es debida a los problemas que se presentan en las etapas de perforación o completamiento, en donde los pozos quedan en condiciones irreparables que obligan a que éste sea abandonado. La segunda causa y la más común es cuando el pozo ha superado la etapa de producción llegando así a su límite económico, en el cual ya no es rentable y se hace necesario
abandono y cierre del pozo. En este punto la compañía debe tener en cuenta los requerimientos legales necesarios para poder proceder con la operación y prever el mínimo impacto ambiental posible principalmente en los pozos que se encuentran cerca de zonas de agua subterránea que pueda correr el riesgo de ser contaminada. El procedimiento a seguir en un proceso de abandono de pozos depende directamente de características como la litología de la formación, el ambiente de depositación, la profundidad, el estado mecánico del pozo, entre otras; estos factores influyen a la hora de definir los costos de la operación y el tiempo previsto para la misma. Este tipo de situación se refleja claramente en los pozos ubicados en el Campo Colorado, el cual se encuentra en la actualidad en la reevaluación de potenciales de pozos inactivos y en la identificación de pozos para abandono.
1. DESCRIPCIÓN CAMPO ESCUELA COLORADO Actualmente, el Campo Colorado es una unidad académico administrativa de carácter científico, tecnológico y de operación de hidrocarburos, creada para poner en funcionamiento el convenio de cooperación empresarial con fines científicos y tecnológicos suscrito entre la Universidad Industrial de Santander y ECOPETROL S.A. El principal objetivo de este convenio es que la universidad incorpore un componente práctico a su oferta académica, y que la industria petrolera nacional disponga de un laboratorio para la experimentación y desarrollo de nuevas tecnologías orientadas a aumentar la producción del país.
1.1 UBICACIÓN GEOGRÁFICA CAMPO ESCUELA COLORADO Figura 1. Ubicación Campo Colorado.
Fuente: Informe Colorado 2003.Diagnóstico y Estrategias de Recobro
El campo colorado está situado en la parte central de la Concesión de Mares, en el departamento de Santander (Colombia), en jurisdicción del municipio de San Vicente de Chucurí, en la Cuenca del Valle Medio del Magdalena (VMM). En la Provincia Estructural del Piedemonte Occidental de la Cordillera Oriental, al sureste del municipio de Barrancabermeja (Santander) y al sur del Campo La Cira - Infantas, entre coordenadas X= 1’036.000 1’040.500 Este y Y =1’238.000 – 1’.247.500 Norte con origen Bogotá, en el área de la antigua Concesión de Mares. Se desarrolló completamente entre los años de 1953 y 1964 en donde se perforaron la mayoría de los pozos, alrededor de unos 60, con lo cual se aumentó a 75 el total de pozos perforados en la estructura.
1.2 MARCO GEOLÓGICO REGIONAL La evolución tectónica del VMM has sido caracterizada por eventos tectónicos distensivos que tuvieron lugar en Triásico tardío y el Cretácico tardío
supracontinental limitado por paleofallas normales, cuya MARCO subsidencia causada por
tectónica de bloques (Fabre, 1983) está ligada a la
depositación de los sedimentos pre-Cretáceos de las formaciones Bocas, Jordán, Girón y Los Santos. A comienzos del Cretáceo la distensión desencadena una regresión general que hasta principios del Terciario, la cual está marcada por la depositación de la Formación Lisama3 La fase tectónica en la misma época en que ocurre vulcanismo en la Cordillera Central, compresiva de la depresión del VMM habría comenzado a 3
Estudio de ECOPETROL “diagnóstico y estrategias de recobro para ocho áreas de la gerencia centro oriente”. 2003.
formarse a finales del Cretáceo e inicios del Paleoceno y se extiende hasta el Reciente, adquiriendo su forma actual en el Mioceno (Morales, 1985). Durante el Paleoceno medio ocurre el levantamiento del Macizo de Santander–Floresta y desde el Eoceno hasta el Mioceno se depositaron las Formaciones La Paz, Esmeraldas, Mugrosa y Colorado en ambientes continentales. Una fase de compresión mayor ocurrida durante el Mioceno medio a tardío debido al levantamiento orogénico de la Cordillera Oriental provoca la deformación de los sedimentos hasta entonces depositados, formando una cadena plegada y fallada cabalgante con vergencia al occidente. Las paleofallas normales de basamento formadas en la fase distensiva (Triásico-Cretáceo tardío), son reactivadas como fallas inversas durante el Mioceno y Plioceno. Durante el Mioceno Tardío - Plio-Pleistoceno se depositó la ultima secuencia molásica representada por el Grupo Real, el Grupo Mesa y depósitos recientes, los cuales están poco o nada deformados (Fabre, 1983).
1.3 ESTRATIGRAFÍA DE LA CUENCA VALLE MEDIO DEL MAGDALENA La secuencia estratigráfica del VMM fue inicialmente descrita por Morales et al. (1958) y modificada por Etayo et al. (1958). Abarca edades desde el Jurásico tardío hasta el Reciente. Los alcances de este estudio son específicamente las unidades productoras correspondientes a la sección del Terciario.
1.3.1 Pre-Cretáceo Formación Girón (Jurásico)
La Formación Girón está constituida por una serie de cuarzoarenitas limpias de
conglomeráticas
conglomerados finos con guijos de cuarzo lechoso y ocasionalmente con presencia de chert negro. Las areniscas presentan estratificación cruzada y capas lenticulares medias a gruesas, la selección es pobre, con granos subredondeados, matriz es arcillosa y cemento silíceo. El espesor de esta formación oscila entre unos 0 a 4.500 metros, con un reporte de 2.600 metros en la sección del Río Lebrija. Se ha definido como una de las facies características de la "Molasa del Jurásico", con algunas intercalaciones más finas de capas rojas.
1.3.2 Cretáceo 1.3.2.1 Formaciones Los Santos–Tambor (Valanginiano – Hauteriviano) La secuencia comprendida por las Formaciones Los Santos – Tambor en algunas zonas reposa de manera discordante sobre rocas del Jurásico. En esta área se conocen afloramientos donde el tope de la Formación Girón corresponde a un conglomerado de 80 metros de espesor y está suprayacido discordantemente por la Formación Los Santos. En otros lugares como el Río Chucurí, el tope de la Formación Girón está conformado por unas arcillas rojas que presentan principalmente intercalaciones delgadas de areniscas hacia su base y donde el contacto con la Formación Tambor es concordante. Hacia la base de la Formación Tambor se encuentra un conjunto rudítico, suprayacido por un intervalo lutítico arenoso seguido por un conjunto arenoso. Los ambientes de depositación corresponden a abanicos aluviales, ambientes estuarinos a mareales y ríos de baja sinuosidad en llanuras aluviales. Los análisis petrográficos y petrofísicos en muestras de superficie reportan porosidad del orden de 2,0% y permeabilidad de 0,08 md.
El espesor medido en el área de estudio alcanza los 620 metros, sin determinar su contacto a la base. 1.3.2.2 Formación Rosablanca (Hauteriviano) Está constituida por micritas y esparitas, algunos niveles lumaquélicos, lodolitas calcáreas, algunas arenitas lodosas calcáreas con gradación a niveles micríticos y niveles concrecionales. Fue depositada en una cuenca subsidente que originó transgresión hacia el Este. El contacto inferior con la Formación Santos–Tambor
es concordante. El ambiente de depósito es
inframareal a supramareal con alguna influencia de tormentas y algunas facies evaporíticas. El espesor promedio en el área de estudio es de 690 metros.
1.3.2.3 Formación Paja (Barremiano - Aptiano Temprano) La base de la Formación Paja presenta intercalaciones de micritas, calizas lumaquélicas y lodolitas carbonosas. Hacia la parte media presenta intercalaciones de capas medias a gruesas de calizas arenosas a arenitas calcáreas de grano fino, ocasionales niveles muy gruesos y macizos de calizas lumaquélicas. Hacia el tope presenta lodolitas carbonosas levemente limosas, algo calcáreas, silíceas, intercalaciones de micritas compactas macizas en capas gruesas a muy gruesas. Esta litología corresponde a ambientes marinos someros, intermareales a supramareales. Se encuentra reposando en contacto concordante sobre la Formación Rosablanca. espesor en el área varía entre 230 a 560 metros.
1.3.2.4 Formación Tablazo (Aptiano Tardío – Albino) La Formación Tablazo está en contacto gradacional con la Formación Paja hacia la base, donde está constituida por micritas lodosas, en la parte media por calizas arenosas intercaladas con niveles muy gruesos de calizas lumaquélicas. Hacia el tope se presentan intercalaciones de niveles macizos de micritas y shales negros calcáreos. En la parte media del área de estudio la sección es mas calcárea y hacia el Sur se torna más arenosa.
secuencia fue depositada en un ambiente marino somero submareal a supramareal con oscilaciones intermareales bastante amplias. Presenta un espesor que varía entre 225 y 540 metros en el área de estudio.
1.3.2.5 Formación Simití (Albiano Temprano - Albiano Medio) La Formación Simití está caracterizada por una serie de shales negros carbonosos, lodolitas calcáreas ricas en materia orgánica, generalmente con concreciones las cuales son más abundantes hacia el tope; dentro de estas, algunas veces se presentan manifestaciones de hidrocarburo líquido. Se depositó en un ambiente marino somero. Se encuentra en contacto gradacional con la Formación Tablazo. El espesor puede variar entre 550 y 650 metros.
1.3.2.6 Formación La Luna (Cenomaniano – Santoniano) La formación La Luna está conformada por micritas, niveles concrecionales y de chert negro a marrón, en capas macizas, tabulares con laminación fina y contactos netos.
La alternancia de facies laminadas y bioturbadas
demuestra la existencia de condiciones anóxicas intermitentes. El contacto
infrayacente con la Formación Simití es gradacional. El espesor en el área de estudio varía entre 450 y 595 metros, presentando mayor espesor hacia la parte media. 1.3.2.7 Formación Umir (Campaniano A Maestrichtiano – Daniano) La Formación Umir presenta de base a techo cuarzoarenitas de grano fino de color grises, lodolitas limoarenosas de colores grises, mantos de carbón bituminoso a sub-bituminoso. Adicionalmente, se presentan intercalaciones de cuarzoarenitas de grano medio a grueso y lodolitas carbonosas. Esta formación descansa discordantemente sobre la Formación La Luna, aunque en otros sitios del Valle Medio del Magdalena se ha descrito el contacto como gradacional.
Se considera que esta unidad fue depositada en un
ambiente litoral–deltaico. Esta unidad puede alcanzar unos 1.300 metros de espesor en el área de estudio
1.3.3 Terciario La secuencia sedimentaria del Terciario en el Campo Colorado corresponde al
Paleoceno–Reciente.
predominantemente de origen continental y fueron depositadas en una cuenca de antepaís. Posteriormente y hasta el Reciente la depositación se dio en una cuenca intermontana como parte de un cinturón deformado, producto del levantamiento de las Cordilleras Central y Oriental, como respuesta a las colisiones de la Cordillera Occidental y el Arco de Panamá con el Occidente y Noroccidente de Colombia (Barrero, 1979, Colleta et al., 1990; Dengo & Covey, 1993; Cooper et al., 1995).
La secuencia terciaria del VMM ha sido subdividida desde el punto de vista regional y de producción en la unidades operacionales A, B, C, D y E, utiliza un esquema crono–estratigráfico en el cual las unidades deposicionales se encuentran limitadas por discordancias y son denominadas informalmente por dicho autor como Tectonosecuencias, debido a su relación con eventos tectónicos ocurridos durante esta época en la Cuenca del VMM. La estratigrafía de base a techo corresponde a las formaciones Lisama, La Paz (Zona E), Esmeraldas (Zona D), Mugrosa (Zonas B y C), Colorado (Zona A), además del Grupo Real y el Grupo Mesa. Las Zonas D y E corresponden a la Tectonosecuencia 1 del Eoceno Superior, la cual representa la primera depositación netamente continental en la cuenca posterior al predominio marino
Tectonosecuencia 2 y la Zona A la Tectonosecuencia 3. Las formaciones Colorado, Mugrosa y Esmeraldas constituyen las principales unidades almacenadoras de hidrocarburos en el VMM, las cuales han sido probadas en diferentes campos a través de la cuenca. 1.3.3.1 Formación Lisama (Paleoceno) Las rocas del Paleoceno en el VMM están representadas por la denominada Formación Lisama, la cual se depositó en respuesta al cambio desde condiciones marinas (Formación Umir) a deltaicas, generando una secuencia regresiva de lodolitas y areniscas de grano fino a medio. Para Barrero (1979) los sedimentos clásticos finogranulares del Cretáceo tardío al Paleoceno, representados en el VMM por las Formaciones La Luna, Lisama y Umir, fueron acumulados durante un ciclo transgresivo–regresivo en una cuenca sometida a subsidencia térmica y levantada posteriormente por la acreción de la Cordillera Occidental. El límite superior de la Formación Lisama está
marcado por la discordancia angular del Eoceno medio. Las unidades que descansan sobre esta discordancia son variables a través de todo el VMM. 1.3.3.2 Formación La Paz (Eoceno Medio) La Formación La Paz está constituida por areniscas de grano grueso a conglomeráticas depositadas en sistemas fluviales trenzados a meándricos de baja sinuosidad. La edad de esta formación se estima Eoceno tardío y su espesor puede alcanzar hasta los 2.000 pies. Las áreas fuente de sedimentos para la Formación La Paz fueron la Cordillera Central, el Paleomacizo de Santander y el Paleo-alto de Sogamoso.
1.3.3.3 Formación Esmeraldas (Eoceno Tardío) La Formación Esmeraldas se encuentra suprayaciendo la Formación La Paz y abarca la mayor parte del Eoceno tardío, con un espesor que puede alcanzar unos 1.500 pies. Litológicamente está compuesta de espesos intervalos de lodolitas y limolitas oscuras con delgados mantos de carbón depositados en ríos meándricos, el límite de la Formación Esmeraldas está dado por un nivel rico en moluscos de agua dulce y palinomorfos denominado “Horizonte Fosilífero Los Corros”.
1.3.3.4 Formación Mugrosa (Oligoceno – Mioceno Inferior) La Formación Mugrosa tiene un espesor que varía desde 1.900 a 2.400 pies y está compuesta por intercalaciones de areniscas de grano fino y lodolitas varicoloreadas, acumuladas dentro de un ambiente de sistemas de ríos meándricos
(Rubiano,
corresponde a la denominada tectonosecuencia 2 cuyo tope está marcado
por un nivel arcilloso rico en fósiles de agua dulce, restos de reptiles, peces y mamíferos que se conoce como el “Horizonte fosilífero de Mugrosa”. 1.3.3.5 Formación Colorado (Mioceno Inferior a Mioceno Medio) La Formación Colorado presenta un espesor de hasta 3.200 pies en el sector de los pozos Sogamoso–1 y El Dorado–1 (Campo Sogamoso hacia el norte del Campo Colorado). Está conformada por una serie de lodolitas masivas con intercalaciones de areniscas de grano fino a grueso de origen aparentemente fluvial, con presencia de barras puntuales y longitudinales (De La Cruz, 1988). En esta secuencia el tope está marcado por la aparición de un nivel de lutitas carbonáceas y fosilíferas de edad Mioceno medio, conocido como “La Cira Shale”.
1.3.3.6 Formación Real (Mioceno Medio – Mioceno Superior) La Formación Real está constituida principalmente por conglomerados y areniscas de grano grueso con intercalaciones de arcillolitas varicoloreadas depositadas en ambientes continentales. La secuencia estratigráfica del VMM “Valle Medio Del Magdalena” fue inicialmente descrita por Morales et al. (1958) y modificada por Etayo et al. (1958). Abarca edades desde el Jurásico tardío hasta el Reciente (figura 2). Los alcances del estudio estratigráfico son específicamente las unidades productoras correspondientes a la sección del Terciario. Las formaciones Colorado, Mugrosa y Esmeraldas constituyen las principales unidades almacenadoras de hidrocarburos en el VMM, las cuales han sido probadas
en diferentes campos a través de la cuenca. La secuencia sedimentaria del Terciario en el Campo Colorado corresponde al intervalo Paleoceno Reciente. Las rocas sedimentarias son predominantemente de origen continental. Figura 2. Columna Estratigráfica Generalizada
Fuente: Columna Modificada de INGEOMINAS, Mapa Geológico de Colombia. Primera Edición 2006.
La estructura del Campo Colorado esta conformada por un anticlinal asimétrico en el cual se presenta un gran número de fallas que dividen al Campo en 6 bloques, por lo cual se ha manejado la hipótesis de que el Campo es compartímentalizado. 1.4 HISTORIA DE PERFORACIÓN DEL CAMPO ESCUELA COLORADO La exploración se realizó entre los años de 1923 a 1932 cuando se perforaron 7 pozos, de los cuales todos, excepto el N°7, fueron abandonados por problemas mecánicos. En Febrero 11 de 1932 y con el abandono del pozo C-6 se finalizó la primera fase exploratoria. Posteriormente se realizaron estudios superficiales; se hicieron levantamientos gravimétricos. El 3 de Septiembre de 1945 se empezó a perforar el pozo C-9 al cual se le realizaron pruebas adecuadas que trajeron resultados satisfactorios, estos alentaron a la Troco a programar perforaciones para el lapso (1945-1946) perforando un total de 8 pozos. Entre los años de 1953 a 1964 Ecopetrol desarrolló completamente el campo, mediante la perforación de 60 pozos para un total de 75 pozos perforados en la estructura. En el año 1961 alcanzó la máxima producción, con un caudal de 1771 BOPD, declinando rápidamente, hasta llegar a un valor de 467 BOPD en 1966/04, caracterizándose este periodo por la pérdida de pozos productores debido a diferentes problemas mecánicos como el taponamiento de las líneas por parafinas. En máximo número de pozos activos se alcanzó en 1963 con un total de 44 pozos. A partir de 1966 y hasta el año 1976 se mantuvo con una producción promedia de 670 BOPD. Desde 1976 se empezó a notar un aumento en la declinación, pasando de 692 BOPD en 1976/06 a 47 BOPD en 1989/06. Se
han realizado campañas de "Workover" mejorando la producción del área, pero la declinación es igualmente fuerte perdiéndose rápidamente los resultados de los trabajos realizados4
1.5 PARÁMETROS BÁSICOS DEL CAMPO ESCUELA COLORADO El petróleo del Campo Colorado se extrae principalmente de la Formación Mugrosa (Zonas B y C) y Esmeraldas (Zona D) de edad Oligoceno – Mioceno inferior, depositada en un sistema fluvial meándrico. La trampa está conformada por un anticlinal elongado en dirección norte-sur limitado por una falla inversa al oeste en sentido N-S y que buza hacia el este y dividido en siete bloques por fallas satélites SW-NE. Las areniscas de la Formación Mugrosa se dividen en cuatro unidades operacionales en el Campo Colorado con una porosidad promedio de 12.9 % para la Zona B1, 13.5% para B2, 15.7% para C1 y 19.6% para C2, con un espesor promedio de arena neta petrolífera de 21.8, 23.2, 24.9 y 42.3 pies, respectivamente. Las acumulaciones son de aceite liviano y gas con gravedad de 36 a 42 ºAPI. Se tiene reportada una presión inicial de 506 psi en la Zona B @1900 pies MD y 2208 psi en la Zona C. La máxima producción fue de 1765 BOPD @ noviembre de 1961 hasta llegar a un valor de 430 BOPD @ junio de 1966. El yacimiento presenta poca continuidad lateral en los cuerpos arenosos, que unido a la baja energía del yacimiento y sus arenas delgadas (por debajo de 4
Estudio de ECOPETROL “diagnostico y estrategias de recobro para ocho áreas de la gerencia centro oriente”. 2003.
los 20 pies de espesor) hace que la producción acumulada de los pozos esté muy por debajo de los 300.000 Bls. A diciembre de 2003 se han extraído 8.57 MBO con un corte de agua mínimo. El mecanismo de producción predominante es empuje por gas en solución. El aceite original estimado de acuerdo al último reporte conocido por parte de ECOPETROL es de 59 MMbls y las reservas primarias producidas son de 8.582 MMbls con un factor de recobro actual del 15%. (Tabla 1-1) Tabla 1. OOIP y Reservas Campo Colorado.
Fuente: Presentación Campo escuela colorado, Geología y Yacimientos 2007.
El campo cuenta con 75 pozos perforados, actualmente tiene 5 pozos activos en con una producción entre 20 BOPD y 30 BOPD y una declinación actual de 15% efectivo anual. Históricamente el campo ha presentado problemas de taponamiento por parafinas tanto en las líneas como en la tubería de producción en el pozo. Actualmente, existen cinco pozos en producción, Col – 38 que produce entre 14-18 bopd, y recientemente tras labores del equipo de trabajo del Campo Escuela Colorado se ha logrado poner en funcionamiento el pozo Col – 37, Col -70, Col-75 y Col-25 con una producción total de 28 bopd. El sistema de
producción actual es de levantamiento artificial por Bombeo Mecánico, por lo cual se cuenta con una infraestructura de tuberías, varillas de producción, bombas de subsuelo y unidades de bombeo para la extracción del crudo. De los 75 pozos perforados, 33 están abandonados, 34 están inactivos y 7 son activos. Actualmente solo dos pozos registran producción (Col 38 y Col 70). Los 5 restantes se encuentran en cierre temporal y en espera de nuevas decisiones de operación. En el Campo Colorado se ha realizado una serie estudios básicos para su desarrollo (ver Tabla 2),
éste tiene una gran deficiencia en cuanto a
información de fluidos, lo cual hace más difícil la decisión para procesos de reactivación. Tabla 2. Datos Básicos de Yacimiento (formación Mugrosa)
Fuente: Estudio de ECOPETROL “diagnóstico y estrategias de recobro para ocho áreas de la gerencia centro oriente”. 200
Fuente: Presentación Geología y Yacimientos UIS 2007.
1.6 PROBLEMAS COLORADO
Por las características Parafínicas del crudo del campo COLORADO, uno de los mayores problemas operativos desde los inicios de su vida productiva ha sido la precipitación de Parafina en los sistemas de producción, lo cual se presenta básicamente por la reducción de temperatura y presión de los fluidos en los procesos de extracción y recolección. Este problema se ha manejado inyectando aceite caliente en las líneas de Superficie y baches de químicos por el anular del pozo recirculados a través del equipo de subsuelo. Las oportunidades de desarrollo adicional rentables son pocas, debido al bajo potencial de aceite incremental esperado y a los continuos trabajos de control de parafinas a realizar. No obstante, es factible realizar los análisis económicos con métodos alternativos de levantamiento artificial que impidan la precipitación de las parafinas, y se puedan disminuir los costos de recuperar los pozos abandonados.
2. CAUSAS DE ABANDONO
Las causas más comunes que conllevan a tomar la decisión de abandonar un pozo de petróleo varían desde la operación de perforación, hasta la etapa de agotamiento de la formación. En las formaciones profundas y poco consolidadas suelen presentarse varios problemas, en la etapa de perforación, ocasionados por pegas de tubería y pescados en ocasiones imposibles de recuperar, lo cual genera el cese de operaciones y el abandono del pozo. En otro escenario, una vez concluidas las etapas de perforación y completamiento con éxito, las causas de abandono se deben a la baja o nula producción de petróleo. Ya en los campos maduros, los cuales llevan una cantidad considerables de años produciendo, las causas de abandono se deben a las bajas producciones de crudo debido al aumento considerable del GOR y/o WOR, dependiendo el caso, acompañado muchas veces de problemas de deterioro y ruptura del casing, debido a la corrosión o colapsos provocados por los esfuerzos de cizallamiento en la formación provocados por la depleción de la formación.
2.1 ABANDONO DEBIDO A ZONAS AGOTADAS Cuando el pozo de petróleo llega a su etapa final de desarrollo se presenta el llamado límite económico, donde el petróleo producido no es suficiente para cubrir los costos de operación y mantenimiento, asimismo deja de dar utilidades; de esta manera, el pozo pasa a ser económicamente improductivo. En el anterior caso, es común encontrar aumento considerable
en la cantidad de agua o gas que se produce, lo cual pasa a ser factores fundamentales para tomar la decisión de realizar un abandono temporal o definitivo del pozo.
2.1.1 Alta relación agua aceite WOR La relación agua aceite e
WOR (Water Oil Relation)
adimensional y se define como el flujo de agua sobre el flujo de aceite que se obtienen en el pozo productor:
qWATER STB qOIL STB
A medida que el campo de petróleo se desarrolla, supera su punto de producción máximo y la cantidad de crudo producido empieza a declinar; al mismo tiempo la cantidad de agua tiende aumentar dependiendo de las características del yacimiento. De acuerdo con la relación agua aceite (WOR), al costo de operación, mantenimiento del campo y al precio del barril de crudo en ese instante, se realiza el análisis económico para así tomar la decisión de abandonar el pozo.
PRECIO DE BARRILES DE PETRÓLEO
COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO 37
Los factores que influyen en el aumento de la producción de agua en un yacimiento de petróleo son los siguientes:  Yacimientos profundos generalmente mayores a 3000 ft.  Yacimientos que posean acuíferos activos limitando con la zona productora.  Yacimientos sometidos a operaciones de recobro secundario como la inyección de agua.  Yacimientos situados en ambientes meándricos cerca de ríos, lagunas o fuentes de agua subterráneas. 2.1.2 Alta relación gas aceite GOR
La relación gas aceite GOR (Gas Oil Relation) se define como la cantidad de pies cúbicos a condiciones estándar de gas que es producido en superficie por cada barril de petróleo a condiciones estándar.
qGAS SCF qOIL STB
Ecuación 2.0
La relación gas petróleo suele cambiar dependiendo del tipo de crudo que se encuentre en el yacimiento; por lo general, en los crudos pesados esta relación es muy baja y tiende a aumentar a medida que este se torna mas liviano. No siempre que se obtiene un valor de relación gas petróleo alto “GOR” es un indicio para evaluar la factibilidad de abandono, este dato se analiza de
acuerdo a otras relaciones, tales como el WOR y la cantidad de aceite producido. Por lo general el valor del GOR que es representativo para analizar una situación de abandono del campo se da cuando la cantidad de petróleo producido disminuye y la cantidad de gas permanece constante o aumenta. Aquí, se vuelve a realizar el análisis económico con le cual se toma la decisión de realizar el abandono de la formación productora o del pozo según sea el caso.
2.1.3 Procedimiento de medición del WOR y GOR
El procedimiento que se lleva acabo para determinar los valores del WOR y el GOR, es relativamente sencillo. Por lo general en un yacimiento se divide por pozos productores y se determina que la producción acumulada de cada uno de ellos llegue hasta un separador trifásico general. En el momento de realizar la prueba de un determinado pozo seleccionado, se cierra la válvula del flujo de éste hacia el separador principal y se desvía el flujo hacia un separador trifásico de prueba en el cual se realizan las mediciones de los fluidos de producción en el pozo seleccionado, petróleo, agua y gas.
Separador Principal Fuente: Presentación Geología y Yacimientos UIS 2007.
2.2 ABANDONO OCASIONADO POR DAÑOS EN EL CASING PRODUCTO DE LA CORROSIÓN. La rotura de casing provocada por el proceso de corrosión externa constituye uno de los problemas de mayor magnitud que pueden presentarse en los pozos de producción de hidrocarburos y en pozos inyectores. Dichas roturas originan inconvenientes que provocan pérdidas económicas directas e indirectas y que en algunos casos provocan la inutilización del pozo, obligando a realizar operaciones de abandono del mismo.
Una de las funciones de la cementación es proteger el casing de la corrosión externa para así prolongar la vida útil del pozo. La lechada (mezcla de cemento agua y aditivos) utilizada para la cementación de pozos otorga al casing un medio protector en el cual el acero adquiere un estado pasivo de corrosión. Asimismo, la cementación actúa como barrera física separando el metal del medio corrosivo, retardando el acceso de agentes agresivos como (CO2, H2S, Cl-, etc.) presentes en las distintas formaciones que este atraviesa. La interacción del cemento hidratado con estos agentes agresivos altera con el tiempo el estado pasivo del acero y provoca la corrosión del casing. Los procesos de corrosión del acero pueden variar en forma significativa dependiendo de su mecanismo de iniciación, de las características del medio y de la composición química del acero. En las condiciones de fondo de pozos cementados, la corrosión del acero generalmente ocurre debido a la acción de iones cloruro y/o a la disminución del pH como consecuencia de la reacción química entre el Ca(OH)2, y otros álcalis, o con el CO2 y el H2S o presentes en zonas productoras. El mecanismo de corrosión que resulta de este proceso suele ser de tipo localizado, siendo frecuentes las fallas por picado, recalque o por corrosión bajo tensión.5
2.2.1 Corrosión en el Casing por CO2 El dióxido de carbono se disuelve en agua para formar ácido carbónico (H2CO3), reduciendo el pH. Por este motivo se considera generalmente como
DENNY A.Jones. Principles and prevention of CORROSION, Pretince Hall, Second Edición, Nevada U.S.A.
un “gas ácido”. El dióxido de carbono causará la corrosión (como otros ácidos) por desprendimiento de hidrógeno. El dióxido de carbono/ácido carbónico ataca el hierro directamente formando carbonato de hierro en el ánodo de la celda de corrosión. El hidrógeno polarizará el cátodo en este proceso, y si hay oxígeno presente éste despolarizará el cátodo. Cuando el ácido carbónico está reaccionando con el hierro en el ánodo y el oxígeno está despolarizando el cátodo, el ataque combinado de los dos gases será mayor que la suma de los daños causados por cada gas individualmente. Los tipos de corrosión producidos por la presencia de CO2 son: corrosión uniforme, picaduras de corrosión, corrosión por erosión y corrosión por fatiga. El CO2 ocasiona corrosión de la siguiente manera:
→ OH 2 CO 3 ←
→ 2H + + CO3 − 2 ← → 2 H + + 2 e− H2 ←
→ +2 Fe + 2 e − ←
Fe + 2 + CO 3− 2
→ FeCO 3 ←
H 2 CO 3− 2 + Fe
→ FeCO 3 + H 2 ←
Para que se presente corrosión por CO2 se necesita la presencia de agua; además depende de la presión parcial de CO2 de la siguiente manera.
PpCO2 = PTx%CO2
Donde la presión parcial del CO2 incide en el grado de corrosión así: Tabla 3. Presión Parcial del CO2 Grado de PpCO2 (LPC)
10a- 30
Fuente: National Association of Corrosion Engineers.
En algunos casos la corrosión por CO2 puede convertirse en problemas serios; por ejemplo, en pozos de gas profundos en los cuales hay producción de CO2, la corrosión se puede presentar en la cabeza del pozo donde el tubing esta sometido a un mayor esfuerzo, además la turbulencia hace que las posibles películas protectoras que se formen sean removidas. La corrosión se presenta porque el vapor de H2O se condensa y se presentan la serie de reacciones que conllevan a la ecuación (2.0). La corrosión es severa porque
los fluidos llegan a la superficie con presión alta lo cual hace muy probable que la presión parcial (Pp) de CO2 sea mayor de 30 LPC.6
2.2.2 Corrosión por H2S
La máxima concentración de H2S presente en el agua es de 400 ppm, y los pozos con sólo 10 ppm o superiores presentan problemas de deterioro en el casing por corrosión. El principal problema que presenta la presencia de H2S es la fragilización del metal, causada por la penetración del H2S en el mismo; las formas de corrosión que suelen presentarse por efecto de este ácido son: corrección continua, corrosión por picaduras, erosión por fatigas y grietas.
National Association of Corrosion Engineers. Corrosion Control In Petroleum Production. Houston Texas: TPC Publicacion 5,1994.
El H2S es un gas ácido reactivo y corrosivo, este gas se disuelve en la fase acuosa para formar ácido hidrosulfúrico. Este ácido es menos corrosivo que el ácido carbónico pero es muy destructivo y puede causar la fisuración por acción del sulfuro de hidrógeno bajo tensión de los aceros vulnerables. La corrosión por H2S se conoce como corrosión agria, ésta también requiere de la presencia de agua para que se pueda efectuar. Las reacciones son las siguientes: H 2 S + H 2O Fe
→ 2 H + + S 2− + H 2 O ←
2H + + 2 e
→ 2 H ←
Fe + 2 + S − 2
→ FeS ←
El sulfuro de hierro formado por esta reacción se adhiere fuertemente a las superficies de acero en forma de incrustación negra. Picaduras también pueden formarse por debajo de la incrustación y reducir la vida útil de la tubería de perforación, formando la base para la fisuración inicial y la posterior rotura. Los iones hidrógeno producidos por la reacción anterior pueden causar la rotura por fragilidad del metal resultante de la fisuración bajo tensión o de la ruptura por absorción de hidrógeno. El sulfuro de hidrógeno es un catalizador o acelerador para el ataque del oxígeno sobre el acero. Los iones hidrógeno (protones) liberados del H2S o HS- en el proceso de corrosión por sulfuro son tan pequeños que pueden ser fácilmente absorbidos por el acero. Estos iones pueden adquirir un electrón y formar hidrógeno atómico o reaccionar con carburos en el acero para formar acetileno. Cualquiera de estos gases
quedará entrampado en los vacíos a lo largo de los contornos del grano. La presión aumenta a medida que el gas se acumula, cuando esta presión y la carga sobre la tubería exceden la resistencia a la tensión de la tubería, ésta se rompe. El FeS es una sustancia porosa y catódica con relación al acero, por tanto no importa donde se deposite, la corrosión continua. Como no hay presencia de oxígeno no hay posibilidades de que se formen capas de oxígeno que protejan el casing y paren la corrosión.7 Figura 6. Grieta por corrosión
2.3 ABANDONO DEBIDO AL COLAPSO DEL CASING Al llevar a cabo operaciones sencillas de producción, o aun más complejas como procedimientos de recobro por medio de inyección de agua o de vapor en un campo de petróleo, se producen cambios considerables en los esfuerzos naturales de la roca del yacimiento. 7
National Association of Corrosion Engineers. Corrosion Control In Petroleum Production, TPC Publication 5, Houston Texas, 1994.
Estas alteraciones en la roca conllevan a desarrollar fenómenos como la compactación, la subsidencia, y deslizamiento por cizallamiento. Los cuales producen cambios leves en las formaciones del yacimiento, que tienden a afectar directamente la integridad del casing, causando interrupción de la producción, aumentando los costos de la misma y en algunos casos provocando el abandono del pozo. 2.3.1 Daño debido al deslizamiento de la formación Normalmente cuando un campo se encuentra en su etapa de producción tiende a sufrir compactación de los estratos, la cual ayuda a la producción natural del mismo campo pero que en algunas ocasiones cuando ésta es muy severa provoca ciertas reacciones en los esfuerzos normales de la roca causando daños en el casing por compresión, ocasionando deslizamiento en las formaciones
y provocando averías en el casing por cortes de
cizallamiento de la formación. Estos deslizamiento se presentan cuando la formación productora limita con una formación menos consolidada “shale, diatomita, carbonatos”, la cual por efecto de la carga de overburden ocasionan un aumento de los esfuerzos horizontales en la formación, provocando deformación y colapso del casing en el pozo.
Figura 8. Colapso del casing debido al cizallamiento de la formación.
Fuente: Casing Shear: Causes, Cases and Cures”. Paper SPE 72060
horizontales se localizan en las interfaces
litológicas débiles dentro del overburden durante la compactación o cerca al tope de un intervalo productor causado rotura del casing.8
2.3.2 Mecánica de la roca y formación de ruptura “cizallamiento”. Ya que la geometría de la formación no es homogénea e isotrópica y debido a que los esfuerzos de tensión que debilitan la roca y causan los cortes de cizallamiento en la formación tienden a ser concentrados en planos que suelen ocurrir como una distorsión de corte uniforme. Los
frecuentemente a través de un plano característico semejante a un plano acostado, unión o falla. Si no hay características obvias de planos 8
Dusseault M.B. “Casing Shear: Causes, Cases and Cures”. Paper SPE 72060, Terralog technologies, 27 March, 2001.
preexistentes grandes esfuerzos de corte pueden inducir deslizamientos a lo largo de planos específicos como fallas en respuesta a los grandes esfuerzos inducidos. Terremotos, deslizamientos y movimientos que inducen tensiones bastante grandes para vencer los esfuerzos naturales. El deslizamiento de planos tiende a desarrollarse a lo largo de la interface entre materiales de diferente dureza o rigidez y discontinuidades existentes a planos débiles. Un estrato particularmente débil puede ser una zona de alta porosidad “arcilla esméctita”, un plano acostado o la superficie que antes se ha deslizado y ahora es precortada. En una roca homogénea intacta sujeta a grandes esfuerzos de cizallamiento el deslizamiento puede ocurrir en planos simples, casi siempre cerca de la interface entre 2 materiales de diferente rigidez ya que las tensiones responsables del corte y deslizamiento tiende a concentrase donde hay un contraste en las propiedades de deformación. En una secuencia de arcillas y arenas, el deslizamiento por cizallamiento ocurrirá en la arcilla porque es más frágil que la arenisca, pero cerca a la interface con la arenisca donde los esfuerzos de corte son enfocados por deformación. Excepcionalmente una particularidad
de un plano de
deslizamiento débil en una zona de secuencias de arcilla, será cortada antes en la interface debido al menor esfuerzo.9
Bell, J.S. In situ Stresses in Sedimentary Rocks (part 1): Measurement techniques, Geoscience Canada (1997) 23, No 2, 85.
Figura 9. Ruptura del casing por esfuerzos de la formación.
Fuente: In situ Stresses in Sedimentary Rocks (part 1): Measurement techniques.
En este diagrama el desplazamiento del corte es dibujado como una dislocación que se expande fuera del límite más alto pero en geomateriales es más común tener todos los deslizamientos relativos que ocurren en un solo plano delgado. Tres formas críticas de daño de pozos que incluyen el cizallamiento han sido observadas:  Un esfuerzo horizontal localizado en las interfaces litológicas débiles dentro del overburden durante la compactación o el pandeo.  Un esfuerzo horizontal localizado cerca al tope de un intervalo productor o inyector causado por cambios de volumen en el intervalo producto de cambios de presión y temperatura.  Pandeo del casing y cizallamiento dentro del intervalo productor, principalmente junto a las perforaciones
3. POLITICAS DE ABANDONO 10 Al tomar la decisión de abandonar un pozo de petróleo se deben cumplir con unas series de requisitos legales y procedimiento necesarios para proceder con esta operación, los cuales varían dependiendo de las políticas locales de cada país. En Colombia las compañías deben tener en cuenta los requerimientos que exige el Ministerio de Minas y Petróleo. El objetivo de este procedimiento es realizar una efectiva operación de sellado y taponamiento de los pozos, para así prevenir la posible migración de fluidos de hidrocarburos que pueden causar un considerable impacto negativo en el medio ambiente que se encuentra alrededor de dichos pozos; principalmente, en aquellos cercanos a zonas de agua
subterránea o
fuentes hídricas, los cuales pueden correr el riesgo de ser contaminados.
DECRETO 1895 DE 1973 (Septiembre 15)
CAPÍTULO IV Perforación de pozos de petróleo y gas en concesiones, en aportes y áreas de propiedad privada. 10
ANH: Agencia Nacional de Hidrocarburos.
Artículo 32. Decreto 1895 de 1973. Cuando un pozo durante su perforación tenga que ser abandonado por fallas mecánicas, sin haber alcanzado su objetivo principal y el operador quiera iniciar inmediatamente un nuevo pozo que lo reemplace, podrá hacerlo sin necesidad de cumplir lo estipulado en cuanto al plazo de treinta (30) días a que se refiere el artículo 28, dando previo aviso al Ingeniero de Zona. Artículo 38. Decreto 1895 de 1973. Si el programa de tubería de revestimiento (casing program), resultare inadecuado o las tuberías estuvieren corroídas, o la cementación defectuosa, e indujere a filtraciones subterráneas de los fluidos entre los estratos petrolíferos o gasíferos, el explotador deberá corregir inmediatamente estos defectos. Si agotados todos los recursos el pozo no pudiere repararse ni usarse para otro fin útil, éste deberá taponarse convenientemente y abandonarse. Artículo 39. Decreto 1895 de 1973. Si como resultado de la perforación a bala o por otro método, o por tratamiento químico de los intervalos productores, éstos o las tuberías de revestimiento resultaren deteriorados, impidiendo la producción de petróleo o gas, el operador deberá remediar con prontitud tal situación. Si la reparación del pozo resultare imposible y éste no pudiere ser utilizado para otros fines prácticos, el pozo deberá ser convenientemente taponado y abandonado. Artículo 42. Decreto 1895 de 1973. Todo explorador o explotador que haya perforado un pozo que resultare seco, o que por problemas mecánicos haya de abandonarse, deberá taponarlo y abandonarlo en un plazo de tres (3) meses, siguiendo el procedimiento que se indica a continuación: 1. Permiso para abandonar un pozo.
Antes de comenzar los trabajos de taponamiento y abandono de un pozo de petróleo o gas en explotación, el explotador deberá solicitar permiso por escrito a la Oficina de Zona respectiva. Si el abandono y taponamiento fueren autorizados por el Ingeniero de Zona, éste supervigilará la operación de taponamiento del pozo en la fecha indicada en el aviso. El Ingeniero de Zona tendrá treinta (30) días para decidir sobre el permiso solicitado. 2. Métodos de taponamiento y procedimiento. a) El pozo deberá llenarse de lodo desde el fondo hasta el tope de cada formación productiva, o colocarse un tapón puente en el tope de cada formación productiva y, en todo caso, deberá colocarse un tapón de cemento no menor de quince (15) pies de longitud, inmediato a cada una de las formaciones productivas. b)
Deberá colocarse un tapón de cemento de una longitud aproximada de
50 pies por debajo de los intervalos que contengan agua dulce. c)
Deberá colocarse un tapón en la boca de todo pozo taponado y una placa
metálica en la cual se indique el nombre del operador, la concesión, aporte o propiedad privada, el número del pozo, sus coordenadas, la profundidad del mismo y la fecha de abandono. d)
Los intervalos entre tapones deberán llenarse con un lodo cuyo peso no
sea menor de 12 libras por galón, y e)
El explorador o explotador escogerá la forma de colocar el cemento en el
pozo. Conc: Artículo 33 del Código de Petróleos.
Artículo 43. Decreto 1895 de 1973. Cuando un pozo no cumpla los fines para los cuales fue perforado y se desee retirar el revestimiento de producción, el operador deberá solicitar permiso al Ministerio de Minas y Petróleos. Artículo 45. Decreto 1895 de 1973. Cuando un pozo haya encontrado mantos de agua dulce utilizables, y haya de abandonarse el operador efectuará los trabajos de abandono en condiciones tales que permitan su completamiento futuro como pozo de agua, si el Ministerio así lo exigiere. Artículo 46. Decreto 1895 de 1973. Cuando el operador no desee abandonar un pozo que ha dejado de producir porque pueda ser utilizado como pozo de observación, deberá obtener para ello permiso del Ministerio. Los demás pozos productores deberán ser reparados o taponados en un plazo máximo de tres (3) meses, contados a partir de la fecha del último cierre. Artículo 47. Decreto 1895 de 1973. Para aquellos pozos suspendidos durante la perforación, el operador deberá presentar un informe técnico con las razones por las cuales dichos pozos fueron suspendidos y deberá definir la situación de los mismos en un plazo no mayor de tres (3) meses.
CAPÍTULO V Informes sobre perforación, terminación oficial y abandono de pozos exploratorios y de desarrollo. Artículo 51. Decreto 1895 de 1973. Para cambiar la forma de terminación de un pozo o para realizar cualquier alteración de las condiciones actuales del mismo, o para abandonarlo, el operador deberá solicitar permiso al Ministerio por medio del formulario 7-CR, "Permiso sobre Trabajos Posteriores a la
Terminación Oficial". Quince (15) días después de terminado el trabajo, el operador deberá informar sobre los resultados del mismo, por medio del formulario 10-CR, "Informe sobre Trabajos Posteriores a la Terminación Oficial". En los casos de abandono de pozos, el informe se rendirá en el formulario 10A-CR, "Informe sobre Taponamiento y Abandono".
3.2 FORMATOS LEGALES Los formatos legales exigidos por la agencia nacional de hidrocarburos ANH, para llevar acabo operaciones de abandono de pozo, son tres:  Formato 10 A –CR  Formato 10 – CR  Formato 7 – CR
DIVISION DE PETROLEOS CONSERVACION Y RESERVAS
Forma N 10A CR R e visa da Ma yo 63
INFORME DE TAPONAMIENTO Y ABANDONO POZO:
Compa ñia Ca mpo Bloque
Contra to Estructura Ya cimie nto
Cla sifica ción Forma ción
(La he e )
Loca liza ción de l pozo:(coorde na da s ga uss) Supe rficie
N (Y) E(X) Ele va ción de la me sa rota ria T e rre no pie s. D e a cue rdo con El "a viso sobre tra ba jos poste riore s a la te rmina ción ",forma N o. 7 cr,pre se nta da e l día : y a proba da e l día los siguie nte s tra ba jos fue ron re a liza dos los día s: e n cumplimie nto de la s disposicione s le ga le s vige nte s,con e l obje to de ta pona r a a ba ndona r e l pozo:
Inte rva lo a bie rto
N úme ro de D ispa ros
Sa cos De ce me nto Fondo T ope de ce me nto Sa cos de ce me nto Inye cta dos a pre sion de l ce me nto e n e l ta pón
Se re tiró tube ría de re ve stimie nto e n e l inte rva lo Pie s. Entre los ta pone s se de jó un lodo con la s siguie nte s propie da de s: Pe so pe rdida de a gua por pulga da cua dra da ,e n 30 minutos.Porce nta je de sólidos Ba se (Fre sco,Emulsion,Ace ite ).En la supe rficie se colocó un ta pón de ce me nto de sde pie s,ha sta ha bié ndose usa do sa cos. Se e rigió un monume nto de concre to,soste nido por un tubo y se colocó una pla ca con la siguie nte inscripción Compa ñía Contra to Pozo Come nza do e l de T e rmina do e l de Aba ndona do e l Profundida d tota l Ele va ción de l te rre no pie s. Adjunta r un e sque ma e n que se mue stre la condición fina l de l pozo,de la s tube ría s,de la s pe rfora cione s y ta pone s.
Pre se nta do por R e pre se nta nte a utoriza do de l Ope ra dor Fe cha : R e vida so por, R e pre se nta nte a utoriza do de l Ministe rio
Fuente: Agencia Nacional de Hidrocarburos (ANH)
cc a 100 # pie s,
MINISTERIO DE MINAS Y ENERGIA DIRECCION GENERAL DE HIDROCARBUROS SUBDIRECCION DE HIDROCARBUROS
Forma No. 10 CR Revisada: Octubre de 1973
INFORME SOBRE TRABAJOS POSTERIORES A LA TERMINACION OFICIAL Pozo: Compañia: Campo: Bloque: Elevación de la Mesa Rotaria:________ pies snm
Contrato: Estructura: Yacimiento: Elevación del Terreno:
Clasificación (Lahee): Formación: pies.
1. Trabajo ejecutado (profundización, fracturamiento, acidificación, cementación, perforación de nuevos intervalos productivos, etc.) : El permiso sobre trabajos posteriores a la terminación, forma No. 7 CR, fue aprobado por ________________ el dia _______de______ Se inició el trabajo el
de ______ y se terminó el __________ de
Nota: Adjuntar un esquema completo en que se muestre el estado en que quedó el pozo y se indique el diámetro y longitudes de todas las tuberías, herramientas, empaques, tapones, perforaciones hechas, etc 3. Resultados obtenidos con el trabajo : Prueba
Producción de GAS - MPCD
Producción de Petróleo - Bls
Producción de Agua - Bls
R.G.A Pies3/Bl
Potencial de po zos de gas
Antes del trabajo Después del trabajo Nota : Cuando esta forma se presente después de quince (15) días a la finalización del trabajo autorizado por la "forma 7CR", se deberá adjuntar la autorización dada por el Ministerio concediendo la prórroga.
Presentado por: Representante Autorizado del Operador (Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula) Fecha: Revisado por : Representante Autorizado del Ministerio (Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula) Fecha: ORIGINAL: Conservación y Reservas c.c.: Oficina Zona y Concesionario.
Forma No. 7 CR Revisada: Octubre de 1973
PERMISO PARA TRABAJOS POSTERIORES A LA TERMINACION OFICIAL Pozo: Compañia: Campo: Formación: Perforación Iniciada el: Elevación de la Mesa Rotaria: Profundidad Total Inicial:
Clasificación (Lahee): Estructura:
Bloque: de 199 pies. pies.
terminado el: Elevación del Terreno: Bajo NIvel Mesa Rotaria:
Yacimiento: de 199_____ pies. pies.
1. CONDICIONES INICIALES DEL POZO Intervalos Abiertos Numero de Disparos por pie.
Producción RGA
BPD. Pies/barril
Presión Estática de Fondo Gravedad
Lbs/pulg 2 ° API
2. CONDICIONES ACTUALES DEL POZO Intervalos abiertos Número de disparos por pie
Producción Acumulada hasta la fecha: Petróleo: Bls. Gas: MPC Fecha en que se iniciarán las operaciones: Resultados última prueba de producción: Fecha: Petróleo:
Agua: de 199 BPP
3, INFORMACION ADICIONAL a) Descripción y esquema de la terminación actual de pozo, que muestre las tuberías, herramientas, tapones e intervalos productores. b) Historia del pozo: Citar todas las operaciones de reacondicionamiento y sus resultados c) Para pozos que se proyectan abandonar, se deben indicar los intervalos de agua dulce, tapones que se colocarán, sus localizaciones y espesores y las propiedades de los fluidos que se dejarán en los tapones. JUSTIFICACION Y DISCUSION DEL TRABAJO PROPUESTO:
PROGRAMA DETALLADO DEL TRABAJO A REALIZARSE:
Presentado por: Representante Autorizado del Operador (Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula) Fecha: Autorizado por: Representante Autorizado del Ministerio (Nombre Ing. Petróleos, No. Matrícula) Fecha: ORIGINAL: Conservación y Reservas c.c.: Oficina Zona y Concesionario.
4.1 CONCEPTOS Y PROCEDIMIENTOS Al momento de abandonar un pozo de petróleos se tienen en cuenta muchos factores entre ellos están los métodos utilizados para sentar los tapones a lo largo del trayecto del pozo, el tipo de cemento utilizado según la profundidad del mismo, la clase y cantidad de aditivos utilizados para lograr el cometido de resistencia y tiempo de fraguado. A continuación, se especificaran las técnicas más conocidas para el sentamiento de tapones de cemento, los tipos de cemento de estándar API utilizados en la industria y los aditivos químicos más comunes para modificar las propiedades de la lechada de cemento. 4.1.1 Técnicas comunes de taponamiento de pozos.
Cuando se desea sellar un pozo en el cual se va a llevar a cabo una operación de abandono, es útil colocar un tapón de cemento a la profundidad requerida para evitar una zona de comunicación en la cual, cualquier migración de fluidos pueda infiltrarse a fuentes subterráneas de agua cristalina o causar condiciones indeseables en la superficie. En el reglamento de abandono de pozos de petróleo utilizado en Colombia, el método por medio del cual son asentados los tapones de cemento en el pozo se deja a elección del encargado de la operación de abandono; los métodos mas comunes son el de tapón balanceado o BRADENHEAD, cuchara vertedora o DUMP BAILER y el método de los dos tapones industriales.
4.1.2 Método de tapón balanceado o BRADENHEAD:
Al desarrollar esta operación se baja tubería sin ningún aislamiento mecánico, la parte inferior de la tubería es puesta por debajo del intervalo a aislar y el cemento se va apilando de abajo hacia arriba, con el anular generalmente abierto. La clave del proceso es la de eliminar o minimizar la contaminación del cemento que ocurre a medida que el cemento de mayor densidad cae a través de los fluidos del pozo. En esta técnica el cemento es puesto de abajo hacia arriba, permitiendo al cemento más pesado siempre estar en el fondo. Esta técnica es también eficiente para volúmenes moderados de “rat hole” ya que simplemente el cemento se coloca cinco o diez
cañoneados,
efectivamente todos los fluidos de fondo. Previamente se debió haber calculado los topes estimados de cemento para poder desplazarlo hasta la altura que se requiera en el pozo, permitiendo que salga todo el cemento de la tubería. Una vez hecho esto, se levanta la tubería de trabajo permitiendo que el cemento que aún esté dentro de ella salga y busque el equilibrio con el cemento que se encuentra en el anular. Finalmente, se ejerce una presión que indique que los perforados han sido empacados con cemento deshidratado.
presión de forzamiento
necesita ser capaz de soportar la presión que se ejerce cuando se reversa el cemento remanente sin dañar el trabajo. Si la presión de forzamiento fue pequeña o no se pudo alcanzar, entonces se deja el tapón de cemento para luego ser perforado.11
Herndon, Joe and Smith, “Plugging Wells for Abandonment, a state of Art Study and Recommendend Plugging Procedures” Oak Ridge, Tennessee: Union Carbide Corporation, 1983.
Ventajas: Este método es simple y no requiere ningún equipo especial fuera de la unidad especial de servicio de cementación. Consideraciones:
Cuando es difícil establecer el extremo superior de un Tapón de cemento, podría ser necesario que el encargado de la operación del pozo tenga que correr cemento en exceso, luego retirar la sarta de penetración hasta el extremo deseado del tapón y finalmente sacar el exceso de cemento por encima de ese punto. Una pérdida de fluido a la formación por debajo de este punto podría causar movimiento en el tapón.
Es factible la contaminación del cemento por lodo, especialmente cuando se trabaja con pequeños volúmenes de cemento.
Fuente: Figura realizada por los autores
4.1.3 Método de cuchara vertedora DUMP BAILER
Esta técnica se emplea por lo general a profundidades pequeñas, sin embargo mediante el uso de retardadores de cemento esta técnica se ha utilizado a profundidades mayores a los 12000 pies. La cuchara vertedora, con una cantidad medida de cemento, se baja por una guaya “Wire Line”. Por lo general se coloca por debajo del punto de taponamiento deseado un cesto de cemento, un tapón puente tipo permanente o gravel pack, paso seguido
se vierte la cuchara y se sube para colocar el cemento sobre el tapón o cesto.12 Ventajas:  Debido a que el instrumento corre por wire line, se puede controlar fácilmente la profundidad del tapón.  El costo de un trabajo con cuchara vertedora es, por lo general bajo. Consideraciones:  Su adaptación no es muy rápida para la colocación de tapones profundos.  Puede ocurrir una contaminación del cemento a menos que, el operador circule el pozo antes de la operación de vaciado.  Tiene limitaciones en cuanto a la cantidad de lechada que puede colocarse por corrida y, el asentamiento inicial debe lograrse antes que se efectué la próxima corrida y vaciado de la cuchara.
Herndon, Joe and Smith, “Plugging Wells for Abandonment, a state of Art Study and Recommendend Plugging Procedures” Oak Ridge. Tennessee: Union Carbide Corporation, 1983.
Fuente: Figura realizado por los autores
4.1.4 Método de dos tapones.
Este método consiste en colocar un tapón en el extremo superior y otro en el inferior, para aislar el cemento del pozo y fluidos de desplazamiento (similar a las prácticas de cementación primaria). Por lo general, se corre un tapón puente a la profundidad de taponamiento, se corre un instrumento especial llamado plug cátcher o “agarrador de tapones” en el extremo inferior de la sarta y se coloca en la profundidad deseada para el fondo del tapón de
cemento. Este instrumento “plug cátcher” permite que el tapón de cementación del fondo lo atraviese y salga afuera de la tubería de perforación o producción. Luego se bombea el cemento fuera de la sarta, a la profundidad de taponamiento y se comienza a llenar el anular. El tapón superior y después el cemento es recogido mediante el plug cátcher, lo que origina un aumento brusco en la presión de superficie que indica la recepción del mismo. El tapón y el cátcher ayudan a compensar los posibles errores de desplazamiento, también ofrecen un buen método para la localización del extremo superior de tapones de cemento. Debido a que el tapón esta equilibrado de forma adecuada, no existe movimiento alguno de los fluidos del pozo al retirar la tubería del tapón, se produce un indicación de presión en la superficie una ves el tapón llegue al cátcher. Una presión adicional, una vez sacada la tubería del tapón, corta los pasadores en el cátcher, permitiendo la circulación o circulación inversa alrededor del tapón, el cual permanece bloqueado en la parte inferior del cátcher, no obstante, el procedimiento inicial es salir del pozo sin tener que circular o invertir la circulación. Para asegurarse que el procedimiento de asentamiento de un tapón de cemento por este método es exitoso, se deben tener en cuenta las siguientes consideraciones:13 1. Colocar el tapón en una formación competente. 2. Colocar un tapón que tenga suficiente longitud. 3. Utilizar un “Slick Joint” en un intervalo de taponamiento. 13
4. Utilizar raspadores en el “Slick Joint” donde el tamaño del pozo no haya sufrido un arrastre excesivo. 5. Utilizar los tapones de fondo, el superior y el cátcher. 6. Circular suficientemente el pozo antes de comenzar la operación. Figura 12. Método de los dos tapones
Fuente: Figura realizado por los autores de la tesis.
4.1.5 Volumen y características de los cementos utilizados para taponar. El volumen de cemento requerido para taponar debe ser en exceso para garantizar un buen sellado. Cementos densificados clase A, G, o H son generalmente preferidos cuando se requiere un tapón con alta resistencia. Cementos conteniendo dispersantes serán fluidos y tendrán bajo porcentaje de mezcla de agua resultando también de alta resistencia con propiedades de filtrado de controlado; siempre es mezclado el cemento con agua limpia para conseguir lechadas de 16 libras/galón, o mas pesadas.
El volumen de cemento, de agua de mezcla y de fluido de desplazamiento debe ser cuidadosamente calculado, utilizando un exceso para reducir así las posibilidades de contaminación. La cantidad de cemento utilizado para una operación de taponamiento depende principalmente de:  El tipo de cemento y los aditivos utilizados.  El tamaño revestimiento o hueco abierto según sea el caso.  La pérdida de cemento debido a las características de la formación.
4.2 TIPO DE CEMENTOS. La
conformidad con la clasificación establecida por los estándares API. Estos estándares se han venido publicando anualmente por el Instituto Americano del Petróleo desde 1953, fecha en la cual se realizó la primera emisión. Estas especificaciones son revisadas anualmente y modificadas de acuerdo a las necesidades de la industria. La selección del tipo de cemento utilizado para llevar a cabo la operación de taponamiento del pozo depende principalmente de los siguientes factores:  Presión en el lugar que se desea colocar el tapón de cemento.  Temperatura en el lugar que se desea colocar el tapón de cemento.  Tiempo de fraguado del cemento.  Duración del cemento.  Costo del cemento.
En las operaciones de abandono de pozos de petróleo usualmente se utilizan cementos API clasificados con las letras A, B, C, G y H. A continuación se hace una breve descripción por tipo de cemento. Clase A: Se utiliza desde superficie hasta una profundidad de 6.000 pies, cuando propiedades especiales no son requeridas. Disponibles solo en tipo ordinario. Clase B: Se utiliza desde superficie hasta 6,000 pies de profundidad, cuando las condiciones requieren resistencia moderada a los sulfatos. Disponible en dos tipos, media y alta resistencia a los sulfatos. Clase C: Se usa desde superficie hasta 6,000 pies de profundidad, cuando las condiciones requieren alta fuerza compresiva en poco tiempo. Disponible en tres tipos: ordinaria, media y alta resistencia a los sulfatos. Clase D: Se utiliza para profundidades de 6,000 a 10,000 pies, bajo condiciones de temperaturas y presiones moderadamente altas. Disponible en dos tipos media y alta resistencia a los sulfatos. Clase G: Usado para profundidades desde superficie a 8,000 pies. Puede ser usado con aceleradores y retardadores para cubrir un amplio rango de profundidades de pozo y temperaturas. Este tipo de cemento solo permite adiciones de sulfato de calcio, agua o ambas. Disponible en dos tipos, media y alta resistencia a los sulfatos. Clase H: Se utiliza para profundidades que van desde superficie hasta los 8,000 pies y puede ser usado con aceleradores y retardantes para poder cubrir un rango amplio de profundidades y temperaturas. Este tipo de cemento solo
permite adiciones de sulfato de calcio, agua o ambas.
Disponible en dos tipos, media y alta resistencia a los sulfatos. La tabla 4.1, lista las clases API de cementos e indica las profundidades a la cual debe ser aplicado.
Tabla 4. Características de los cementos API CARACTERÍSTICAS DE CEMENTOS API API Clasificación A B C D G H
MEZCLA DE AGUA (gal/saco) 5,5 5,2 6,3 4,3 5 4,3
DENSIDAD PROF. POZO LECHADA (lbm/gal) (ft) 15,6 0 - 6,000 15,6 0 - 6,000 14,8 0 - 6,000 16,4 6,000 - 12,000 15,8 0 - 8,000 16,4 0 - 8,000
TEMP. ESTATICA (°F) 80 - 170 80 - 170 80 -170 170 - 260 80 - 200 80 - 200
Fuente: Manual de cementación Halliburton Company
Para la mayoría de las operaciones de asentamiento de tapones de cemento, se utilizan los cementos tipo A, G o H, debido a que estos son fabricados para condiciones presentes a profundidades de 6,000 pies; donde las temperaturas estáticas del pozo no exceden los 170 ºF. Para pozos más profundos, los cementos clase G o H pueden ser adecuados según las características requeridas. 4.3 ADITIVOS PARA CEMENTO 14. Al momento de utilizar cualquier clase de cemento tipo API, para asentar tapones de cemento en operaciones de abandono de pozos de petróleo se presentan algunos cambios en las propiedades de la lechada de cemento dependiendo de las condiciones de presión y temperatura. Estas variaciones se pueden controlar por medio de la implementación de aditivos químicos para cemento, los cuales bajo cantidades apropiadas alteran las propiedades de densidad, peso, volumen y tiempo de fraguado de la lechada; con el fin de obtener una mejor adherencia entre el cemento el casing y la formación.
SCHLUMBERGER EDUCATIONAL SERVICES. Well Cementing, 300 Schlumberger Drive, Sugar Land Texas, 1990.
Existen múltiples clases de aditivos, pero para el caso de operaciones de tapones de cemento para abandono de pozos de petróleo resaltan en importancia los aditivos aceleradores y retardantes, los cuales alteran significativamente el tiempo de fraguado de la lechada, de pendiendo de las condiciones de temperatura y profundidad de los pozos de petróleo que se pretendan abandonar.
4.3.1 Aceleradores Los aceleradores son químicos, los cuales reducen el tiempo de fraguado de la lechada e incrementan la tasa de aumento a la compresión; hay varios acelerantes en la industria entre ellos se destacan los cloruros, no obstante esta acción aceleradora también se logran utilizando otras sales incluidos los carbonatos, silicatos (especialmente el silicato de sodio), aluminatos, nitratos, sulfatos, bases alcalinas como el sodio, potasio e hidróxido de amonio. El cloruro de calcio es el mas eficiente y económico acelerador, el cual es normalmente agregado en concentraciones entre un 2% a 4% en porcentaje en peso de cemento. A continuación se muestra la variación del tiempo de fraguado de la lechada de acuerdo a la cantidad de cloruro de sodio agregado.
Tabla 5. Variación del tiempo de fraguado de acuerdo a al cantidad de CaCl2
variacion del tiempo de fraguado de acuerdo a la cantidad de cloruro de calcio agregado (CaCl2) el tiempo esta dado en horas: minutos CaCl2 (% en peso) 0 2 4
91 ⁰F 04:00 01:17 01:15
103 ⁰F 03:30 01:11 01:02
113 ⁰F 02:32 01:01 00:59
Fuente: SCHLUMBERGER EDUCATIONAL SERVICES. Well Cementing.
4.3.2 Retardantes Son químicos que aumentan el tiempo de fraguado de la lechada de cemento, al igual que los aceleradores, este tipo de aditivo altera las características de la lechada dependiendo del tipo de cemento API seleccionado y las propiedades de presión y temperatura en el lugar donde se va a verter la lechada. Los aditivos retardantes mas utilizados son el sodio y sales acidas de lignosulfunatos, los cuales son polímeros obtenidos de las cortezas de algunos arboles. Estos aditivos son generalmente agregados en un rango de concentraciones de 0,1% a 1,5% en porcentaje en peso de cemento, dependiendo del contenido de carbohidratos y propiedades químicas del cemento, estos son efectivos en un rango de temperaturas que van desde la temperatura ambiente hasta los 600ºF.
Grafica. Tiempo de fraguado .VS. Concentración de retardante
4.4 PROCEDIMIENTOS DE ABANDONO DE POZOS DE PETRÓLEO. El procedimiento contiene las pautas, recomendaciones y requisitos a tener en cuenta para realizar satisfactoriamente una operación de abandono y cierre de pozos de petróleo, desde el momento que la compañía le hace entrega de los pozos al contratista, hasta el retiro total de los equipos utilizados y entrega de los pozos una vez culminada la operación. Incluyendo las normas de seguridad industrial y requisitos ambientales necesarios de acuerdo a la legislación actual.
Hasta el año 2007en Colombia se implementaban dos procedimientos básicos para realizar operaciones de abandono de pozos de petróleo, estos se definían como método convencional y no convencional. Estos métodos se regían bajo las mismas reglas de seguridad industrial y requisitos ambientales, la diferencia radicaba los equipos utilizados para realizar las operaciones de asentamiento de tapones de cemento. El método no convencional se caracterizaba por la utilización de un equipo “winche” con el cual se sacaba las varillas de los pozos y así dejarlo listo para la operación de asentamiento de los tapones de cemento. Este procedimiento se realizaba mezclando cemento y grava, esta mezcla era empacada en bolsas plásticas y seguidamente se dejaban caer en el pozo; el numero de bolsas dependía del tamaño del tapón deseado. Este procedimiento convertía el abandono de pozos de petróleo en una operación muy económica, pero al mismo tiempo la calidad de los tapones era muy pobre y estos no proporcionaban un sellado adecuado a largo plazo, por lo cual este método quedo abolido y únicamente se dejo como método aprobado el convencional, el cual utiliza un equipo especial de cementación para realizar las operaciones de asentamiento de tapones de cemento.
4.4.1 Procedimiento convencional para abandono de pozos de petróleo.
El método convencional se caracteriza por la utilización de un equipo especial de cementación para el asentamiento de los respectivos tapones de cemento, y el método a utilizar para dicho procedimiento se deja a libre opción del encargado de la operación. Para la descripción del siguiente procedimiento se presentaran dos palabras claves, las cuales son usadas comúnmente en la industria para el contrato y la ejecución de obras, estas son:
Interventoría: la universidad industrial de Santander es actualmente administra el campo colorado, lo cual hace que esta nombre un representante (interventor), para que fiscalice las operaciones de abandono a realizar, así que el término interventoría se refiere a la universidad en calidad de responsable por el campo. Contratista: se refiere a contratista a la compañía que sea contratada para efectuar las obras y operaciones necesarias para abandonar los campos de petróleo a satisfacción de las normas y leyes vigentes.
4.4.1.1 Preliminares Rocería: Esta especificación se refiere a la limpieza de las áreas que ocuparán las obras del proyecto, las zonas o fajas laterales reservadas para la
INTERVENTORÍA. El trabajo consiste en la limpieza del terreno y al desmonte necesario, de las áreas cubiertas de rastrojo, bosque-pasto y cultivos; la remoción de tocones y raíces y la demolición o retiro de estructuras, existentes encima del nivel del terreno y que obstaculicen la ejecución de las obras. El trabajo incluye también la disposición o eliminación de los materiales provenientes de las operaciones de desmonte y limpieza. Los trabajos de desmonte y limpieza deberán efectuarse en todas las zonas o indicadas por el Interventor y de acuerdo con procedimientos aprobados por éste. Los árboles que señale LA INTERVENTORÍA se dejarán en pie y se evitará que sean dañados.
Los trabajos se deberán ejecutar de tal modo que no causen daños a estructuras, servicios públicos, cultivos o propiedades cuya destrucción o menoscabo no están previstos en los planos ni sean necesarios para la construcción de las obras. El contratista será responsable por todo perjuicio resultante de contravención a estos preceptos y LA INTERVENTORÍA por esta causa podrá ordenar la modificación de procedimientos o la suspensión de los trabajos respectivos. EL CONTRATISTA deberá incluir todos los costos ocasionados por concepto de materiales, equipo, transporte, salarios de personal, imprevistos y todos los demás costos directos e indirectos que sean necesarios para ejecutar correctamente los trabajos. 4.4.1.2 Ejecución de los trabajos Con el fin de hacer didáctico y simple la aplicación del procedimiento de abandono de pozos de petróleo, se ha decidido clasificarlo en 5 etapas principales: 1. Cementación sobre perforaciones 2. Prueba hidrostática 3. Tapón de superficie 4. Construcción e instalación del monumento 5. Restauración ambiental de la zona de trabajo
4.4.1.3 Primera etapa: Tapón de fondo Estando el pozo libre de varillas y tubería, en superficie el contratista debe medir hasta la profundidad donde debe quedar el Tapón, definir el tipo de cemento a utilizar y calcular la cantidad de lechada para el tapón que se requiera, dependiendo de la cantidad de intervalos perforados que se
encuentren en cada pozo; une ves terminada esta operación se dejara fraguar el cemento, y se mide el tope del cemento, este es el establecido por el programa de cementación planeado inicialmente, , el Contratista estará autorizado a continuar con la siguiente etapa (Prueba Hidrostática); en caso de que el tope de cemento este por debajo de la profundidad deseada; el contratista deberá agregar mas cantidad de lechada, se dejara fraguar y se volverá a medir el tope del cemento; esta operación se realizará hasta que la se tenga plena seguridad de estar por encima de las perforaciones y con un tapón no menor a los 30 pies de longitud.
4.4.1.4 Segunda etapa: Prueba hidrostática El pozo se debe llenar con agua hasta superficie adicionando dos (2) galones de inhibidor de corrosión por pozo; Para el llenado se utilizará un equipo de cementación móvil provisto de bomba(s) triplex y el agua se tomará del sitio donde indique la interventoría de la compañía, con la ayuda de una bomba triplex se debe aplicar una presión de 500 libras, la presión debe mantenerse de 5 a 10 minutos; Si la presión se mantiene el tapón de cemento esta ejerciendo el adecuado sello, si la presión no se mantiene, el contratista deberá repetir el procedimiento anterior agregando mas cemento y volviendo a realizar la prueba., terminada esta actividad se procede a esperar el fragüe para realizar una nueva prueba hidrostática, si el pozo mantiene la presión se podrá continuar con la siguiente etapa, de lo contrario se seguirá agregando mezcla de cemento hasta que el pozo mantenga la presión de la prueba hidrostática. EL CONTRATISTA deberá incluir todos los costos ocasionados por concepto de materiales, equipo, transporte, salarios de personal, imprevistos y todos
los demás costos directos e indirectos que sean necesarios para ejecutar correctamente los trabajos.
4.4.1.5 Bombeo de inhibidor de corrosión Después de realizado el primer tapón o en su defecto el más profundo, el Contratista preparará una mezcla de inhibidor de corrosión y agua dulce, utilizando dos (2) galones de inhibidor por pozo, esto se hará con el fin de proteger el revestimiento de la corrosión. El tipo de inhibidor a utilizar lo determinará LA INTERVENTORÍA. 4.4.1.6 Tercera etapa: Tapón intermedio: Una vez aceptado el tapón anterior el Contratista realizara el tapón requerido para aislar zonas acuíferas, repitiendo los pasos para elaborar le tapón de fondo.
4.4.1.7 Cuarta etapa: tapón de superficie Con el tope del tapón de cemento y la prueba hidrostática aceptada por la interventoría y con el pozo lleno de agua hasta unos 50 pies de la superficie; el contratista debe asentar tapón de cemento de 50 pies de longitud, que de forma tal que se garantice un sellado en superficie. La interventoría será la encargada de aceptar la ejecución del trabajo para proceder a la ejecución de la siguiente etapa. EL CONTRATISTA deberá incluir todos los costos ocasionados por concepto de materiales, equipo, transporte, salarios de personal, imprevistos y todos
los demás costos directos e indirectos que sean necesarios para ejecutar correctamente los trabajos. 4.4.1.8 Quinta etapa: construcción e instalación del monumento El contratista deberá construir e instalar el monumento de abandono con su respectiva placa; el monumento debe tener las siguientes especificaciones:
El monumento debe ser construido en concreto simple con resistencia de 2500 psi y fundirse sobre el revestimiento, de tal forma que el concreto quede agarrado a él. La Placa debe estar hecha de hierro fundido, las letras allí impresas deben ser legibles y resaltadas pintándolas de Negro y Oro, la calidad de la pintura será la indicada por LA INTERVENTORÍA.
La Placa será anclada al
concreto en 6 puntos y tener las siguientes dimensiones: 60 centímetros de ancho X 40 centímetros de alto. Y debe contener la siguiente información:
POZO: XXXX COORDENADAS N: XXXX E: XXXX PROFUNDIDAD TOTAL: XXXXXX pies FECHA DE PERFORACIÓN: XXXXXX FECHA DE ABANDONO: XXXXXX PRODUCCIÓN ACUMULADA: XXXXX MOTIVO DE ABANDONO: XXXXXXXXX
La interventoría será la encargada de aceptar la ejecución del trabajo para proceder a la ejecución de la siguiente etapa. EL CONTRATISTA deberá incluir todos los costos ocasionados por concepto de materiales, equipo, transporte, salarios de personal, imprevistos y todos los demás costos directos e indirectos que sean necesarios para ejecutar correctamente los trabajos.
4.4.1.9 Sexta etapa: restauración ambiental se la zona de trabajo Las áreas en las que se han realizado los trabajos de abandono de pozos deben quedar completamente libre de todo tipo de desechos; por lo tanto el contratista deberá retirar las tuberías de superficie, válvulas uniones etc. que pertenecían al pozo abandonado, así mismo el contrapozo deberá ser destruido y sus residuos deberán ser transportados al lugar que indique la interventoría o enterrados dentro de la trampa la cual debe estar libre de lodos y aguas aceitosas, la trampa deberá ser destruida y llenada con tierra. El relleno se realizará por capas de 20 centímetros y se compactará con
pisón hasta lograr una compactación del 90%, se instalaran tantas capas como sean necesarias para rellenar completamente el contrapozo. El contratista deberá sembrar en el área del plano que contiene el pozo abandonado 5 árboles de mínimo un (1) metro de altura y debe venir en una bolsa (raíz) de mínimo 40 centímetros de diámetro y 30 centímetros de alto, en cualquiera de la(s) siguientes especies maderables: Guarumo, Guayacán, Roble, frijolito, caoba y/o Cedro, con espaciamiento de 4 metros, siguiendo las especificaciones dadas por la interventora de ECOPETROL S.A. El área en donde el contratista ha trabajado debe quedar libre de cualquier tipo de residuos, y La interventoría será la encargada de aceptar la ejecución de las obras para proceder al recibo a satisfacción del trabajo realizado. EL CONTRATISTA deberá incluir todos los costos ocasionados por concepto de materiales, equipo, transporte, salarios de personal, imprevistos y todos los demás costos directos e indirectos que sean necesarios para ejecutar correctamente los trabajos.
REQUISITOS Y NORMAS DE SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE
Al momento de realizar cualquier operación de campo en la industria del petróleo es necesario seguir un debido procedimiento de seguridad industrial y medio ambiente, lo cual asegura la integridad física de los profesionales a cargo de la operación así como la conservación y posterior mejoramiento de las zonas verdes cercanas al lugar de la operación.
EL CONTRATISTA suministrará todos los materiales necesarios para la realización de los trabajos EL CONTRATISTA deberá disponer de una bodega en un sitio próximo para el almacenamiento de materiales propios y/o de propiedad de otros. y pondrá en conocimiento de la Interventoría y de las autoridades competentes la localización de este sitio. EL CONTRATISTA guardará y cuidará en la bodega, el material retirado de los pozos intervenidos durante el programa de abandono. EL CONTRATISTA entregara un listado proyectado de los materiales necesarios para la ejecución en cada área de la obra. Los materiales utilizados por EL CONTRATISTA deben ser aprobados por LA INTERVENTORÍA, previa solicitud, de acuerdo con las normas y especificaciones exigidas. Las normas y especificaciones técnicas se considerarán parte integrante de la presente solicitud de oferta.
4.5.2 Equipos
EL CONTRATISTA deberá poner al servicio de los trabajos los equipos requeridos para la correcta ejecución de sus actividades durante todo el tiempo establecido para su uso. EL CONTRATISTA debe mantener en buen estado de funcionamiento toda su maquinaria con el fin de evitar escapes de lubricantes o combustibles que
puedan afectar los suelos, cursos de agua, aire, animales y plantas. Todo equipo deberá operarse de tal manera que cause el mínimo daño a los suelos, vegetación y cursos de agua en el sitio de la obra. EL CONTRATISTA deberá tener obligatoriamente como mínimo, el siguiente equipo disponible en los frentes de trabajo:  Una camioneta en buen estado mecánico modelo 2000 en adelante.  Herramientas manuales.  Equipo de Workover “Frank #”  Bomba triplex  Extintor  Llaves 24, 36 y 48 Los equipos deben contar con el Visto Bueno de LA INTERVENTORÍA para iniciar los trabajos. 4.5.3 Personal técnico EL CONTRATISTA deberá tener disponible, para el desarrollo del contrato en forma permanente, como mínimo: El personal de trabajo con sus respectivos equipos, herramientas. Antes de iniciar labores EL CONTRATISTA, deberá notificar por escrito a la dirección del campo y a las autoridades competentes (Ejército y Policía), el listado de personal a laborar en los frentes de trabajo respectivo. Es recomendable en pro del buen desarrollo del contrato, que el personal no calificado sea escogido dentro del personal disponible de la región.
4.5.4 Orden y aseo
Durante el desarrollo del contrato, EL CONTRATISTA deberá mantener aseado y ordenado el frente de trabajo. Una vez terminados los trabajos, EL CONTRATISTA deberá recoger todos los materiales sobrantes y desechos, transportándolos
INTERVENTORÍA para tal fin. EL CONTRATISTA deberá reparar los daños que hayan podido dejar los vehículos y equipos que utilice durante la realización de los trabajos.
4.5.5 Disponibilidad de mano de obra
EL CONTRATISTA deberá tener disponible, para el desarrollo del contrato en forma permanente, como mínimo 2 cuadrillas compuestas por: El personal contratado por el contratista debe tener como mínimo un Supervisor con experiencia en workover de pozos y 4 personas que se encargarán de realizar los trabajos no calificados. Antes de iniciar labores EL CONTRATISTA, deberá notificar por escrito a la dirección del Campo Colorado y a las autoridades competentes (Ejército y Policía), el listado de personal a laborar en los frentes de trabajo respectivo. El personal no calificado para las labores que requiera este contrato, preferiblemente debe ser de la región.
4.5.6 Medidas de seguridad industrial
EL CONTRATISTA debe tener en cuenta en el desarrollo de las actividades incluidas en el alcance de esta contratación, como también incluirla dentro de las especificaciones que realice, los siguientes aspectos de seguridad industrial. EL CONTRATISTA debe cumplir en todo momento con las normas consignadas en el Manual de Seguridad Industrial. Asimismo, tomará las precauciones necesarias para la seguridad de las instalaciones, de terceros y del personal empleado en la ejecución de la obra, observando todas las normas que a este respecto tengan las entidades oficiales y los códigos correspondientes. EL CONTRATISTA está obligado a suministrar a todo su personal los mismos implementos de seguridad. a sus trabajadores. LA INTERVENTORÍA podrá retirar del sitio de la obra al operario que no porte sus implementos de seguridad durante el trabajo. Como mínimo EL CONTRATISTA suministrará a sus trabajadores cascos, monógafas, guantes gruesos para el manejo de materiales con filos cortantes y botas de caucho tipo pantanera con puntera de seguridad necesaria para el desarrollo de las labores en zonas pantanosas. EL CONTRATISTA tomará las medidas necesarias para evitar los accidentes que pueda sufrir su personal, los Interventores, visitantes autorizados, o que afecten equipos, instalaciones de ECOPETROL S.A. o de terceros. Cualquier indemnización por este concepto estará a cargo de EL CONTRATISTA. EL CONTRATISTA se comprometerá a realizar una charla sobre seguridad en el trabajo, la cual se hará en el sitio de los trabajos antes de iniciar cada jornada laboral y labor especializada, será dirigida por EL CONTRATISTA y
asistirá todo el personal que labore dejando constancia firmada de su asistencia. EL CONTRATISTA elaborará y presentará un panorama de riesgos, indicando el análisis de los posibles riesgos físicos, eléctricos, mecánicos, biológicos y psicosociales; las medidas preventivas que se deben tomar y elementos de seguridad que se deben usar. LA INTERVENTORÍA participará en forma activa en la charla y solicitará al CONTRATISTA constancia escrita de estas actividades, cada vez que se realicen. Semanalmente el CONTRATISTA deber entregar un informe a la INTERVENTORIA de los días laborados, acumulado de días laborados, numero de horas hombre por día y acumulados,
días sin accidentes,
accidentes, numero de días perdidos por accidentes, índice de frecuencia, índice de severidad, además de los temas tratados a diario en las charlas de seguridad.
4.5.7 Riesgos previsibles
 Presencia de productos combustibles que pueden generar incendio, explosión, asfixia y/o intoxicación.  Deshidratación provocada por el calor y el sol.  Accidentes cuando se movilice en vehículos.  Lesiones ocasionadas por caídas o resbalones.  Golpes en la cabeza y otras partes del cuerpo.  Lesiones en los ojos por efectos de material particulado (arena, cemento).  Caídas de altura.
4.5.8 Medidas de prevención  Diligenciar los permisos respectivos antes de iniciar labores.  No fumar ni utilizar fósforos o encendedores en el sitio de trabajo y sus alrededores.  Revisar cuidadosamente las herramientas de trabajo.  Dotar al personal de elementos de seguridad.  Usar herramienta adecuada y en buen estado.  Coordinar procedimientos de cada labor a realizar, dando alto grado de importancia a la seguridad personal, instalaciones y equipos.  Emplear personal con experiencia adecuada.  Leer y acatar las normas sobre Seguridad Industrial, la movilización del personal y uso de equipos.  Mantener aseado los sitios de trabajo.  Colocar señales preventivas.  Solicitar pruebas de trabajos en caliente, cuando así lo requiera.  Mantener distancias adecuadas entre trabajadores, cuando laboren en excavaciones.  Charla de seguridad semanal con presencia de INTERVENTORÍA.  Inspecciones semanales.  Los elementos de protección personal deben ser aprobados por la INTERVENTORÍA.
4.5.9 Elementos de seguridad
 Overol, casco, botas con punteras de acero, guantes, monógafas, protectores auditivos.  Botiquín de primeros auxilios.  Un extintor de 20 libras por cada frente de trabajo.
 Avisos de información sobre peligros a peatones.  Cinturones de seguridad. LA INTERVENTORÍA autorizará la iniciación de las labores después de emitir el permiso escrito para trabajos en caliente, cuando esta se requiera. La dirección del campo reserva el derecho de suspender el trabajo cuando las condiciones lo hagan necesario. Además cuando sea necesario se realizará prueba de gas antes de iniciar trabajo con herramientas que generen chispa o utilicen llama. EL CONTRATISTA se compromete a tener un vehículo, en buenas condiciones mecánicas, en el sitio de trabajo en forma permanente, como medida preventiva, en el evento de ocurrir algún accidente, con el objeto de que se pueda facilitar en forma inmediata la ayuda de transporte necesaria. Así mismo, deberá disponer de un botiquín de primeros auxilios y dos extintores de incendios de polvo químico seco de 20 libras de capacidad, en buenas condiciones de funcionamiento, en cada frente de trabajo. No se podrá transportar pasajeros y carga simultáneamente en el mismo vehículo.
4.5.10 Protección del medio ambiente
EL CONTRATISTA debe informar en el menor tiempo posible a la Dirección del Campo las fugas, espesores críticos, derrumbes, derrames de crudo y cualquier otra condición insegura que pueda poner en peligro la integridad de los trabajadores, población y el medio ambiente.
INTERVENTORÍA. Para la ejecución de los trabajos con el fin de conocer las actividades que se están realizando en la jornada laboral. EL CONTRATISTA será el único responsable por los daños y perjuicios que se generen. El INTERVENTOR podrá suspender los trabajos objeto del contrato, hasta tanto no corrija los daños causados por la contaminación, sin que esto implique mayores costos para la Dirección del Campo. Ni prórrogas en los plazos inicialmente pactados. EL CONTRATISTA se hará responsable de
los daños o perjuicios que sus empleados causen en los sitios o
propiedades ajenas. EL CONTRATISTA deberá proteger el aire, el suelo, la vida animal y vegetal de cualquier efecto adverso que pueda surgir de las labores objeto del contrato. Evitará igualmente, cualquier molestia que dichas labores puedan ocasionar a la comunidad. EL CONTRATISTA declara que conoce la legislación laboral colombiana sobre protección a la salud humana, a los recursos naturales y al medio ambiente y se obliga a cumplirla, en especial el decreto 22811 de 1974, la Ley 9ª de 1979, el decreto 03 de 1984, el decreto 2104 de 1983, el decreto 614 de 1984, el decreto 1594 de 1984, la resolución 02309 de 1986 del Ministerio de Salud y demás normas concordantes y complementarias. Cuando se presenten contravenciones o acciones de personas, que trabajen en el desarrollo de los trabajos y que originen daño ambiental, será responsabilidad del CONTRATISTA efectuar la acción correctiva apropiada a su costa. EL CONTRATISTA se responsabilizará ante La dirección del campo del pago de sanciones decretadas por el Gobierno por violación de
las leyes y disposiciones ambientales durante el periodo de ejecución del contrato. Los daños a terceros causados por el incumplimiento de las normas son responsabilidad del CONTRATISTA, quién deberá remediarlos a su costa. Las cercas que sean dañadas durante la ejecución de la obra deben ser reparadas por EL CONTRATISTA, a satisfacción de LA INTERVENTORÍA. El equipo móvil, incluyendo maquinaria pesada, deberá operarse de tal manera que no cause deterioro a los suelos, vegetación y cursos de agua en los sitios influenciados por los trabajos a desarrollar. Los desechos sólidos deberán ser dispuestos en un sitio adecuado, indicado y aprobado por
LA INTERVENTORÍA y cumpliendo con las normas
establecidas por el Ministerio de Salud en el Decreto 2104 de Julio de 1983. Los aceites, los residuos de limpieza y mantenimiento deberán ser retenidos y tratados conforme a las instrucciones escritas que se impartan y a instrucciones de LA INTERVENTORÍA. En ningún caso podrá tener como receptor final los cursos de agua. EL CONTRATISTA no podrá recurrir a incinerar contaminaciones de hidrocarburos
descontaminaciones, de trabajos de rocería, corte de maleza, etc.
de Si lo
hace, responderá por todos los daños ecológicos que estos causen. En caso que se produzcan incendios por falta de prevención de EL CONTRATISTA, este debe indemnizar al propietario de la finca. EL CONTRATISTA no podrá depositar los desechos aceitosos producto del trabajo en cualquier parte, porque responderá por los daños ecológicos que
estos causen, incluyendo las sanciones impuestas por las autoridades competentes. Antes de la entrega de la obra, se hará un recorrido final por los sitios de trabajo, a la cual debe asistir EL CONTRATISTA, o su representante legal autorizado en compañía de LA INTERVENTORÍA. Todas las imperfecciones encontradas en este recorrido serán corregidas por EL CONTRATISTA a satisfacción de LA INTERVENTORÍA. Una vez terminada la obra, EL CONTRATISTA deberá limpiar el área adyacente que utilizó durante la ejecución del trabajo, recoger los materiales y escombros que llegasen a sobrar, transportarlos y depositarlos en el sitio que indique LA INTERVENTORÍA. EL CONTRATISTA informará a LA COMPAÑIA sobre los siguientes aspectos:  Medidas tomadas para evitar la contaminación o el daño al medio ambiente.  Tipos y volúmenes de sustancias químicas utilizadas en desarrollo de sus labores.  Accidentes con daños o contaminación de medio ambiente que llegare a registrarse durante la ejecución de las labores.  Se deben dejar limpias las zonas aledañas a la zona de trabajo, los prados y/o zonas verdes que se vean afectadas durante la ejecución de estos trabajos
4.6 FLUJOGRAMA ABANDONO DE POZOS MÉTODO CONVENCIONAL
Fuente: Diseño por los autores de la tesis.
4.7.1 Jet Grouting para abandono de pozos de petróleo
Cuando los pozos de petróleo presentan una buena cementación primaria entre el casing y el anular en el lugar donde se desea asentar el tapón de cemento de abandono, es suficiente con situarlo en el interior del casing, logrando así un buen sellado. Esta situación ideal para las operaciones de abandono, no se presenta en todos los pozos, algunos no poseen el anular cementado, lo cual hace que situar un tapón de cemento solo en el interior del casing sea inútil; en este caso de procede a realizar un tapón de cemento tanto en el casing como en el anular, por medio de la herramienta llamada Jet Grouting. Este método es usado frecuentemente en casing que han sufrido daños por colapso, o en casing que han sido removidos o recuperado parte de ellos. El procedimiento se lleva acabo por medio de una herramienta que es bajada hasta la zona de interés con la función de cortar el casing, para así dar paso a la lechada de cemento que tiene que quedar situada en el anular, una ves realizado e conducto para el ingreso de la lechada, se baja la herramienta encargada de la distribución de la lechada entre el interior del casing, la cual requiere de poca presión de inyección para formar un tapón de cemento de calidad. La mayor ventaja de esta técnica es la excelente unión entre el cemento, la formación y el casing, provocando así un mejor sellado y aislamiento, controlando efectivamente la migración de fluidos. 15
HANDBOOK ON WELL PLUGGING AND ABANDONMENT, university of Texas at Austing, 1991.
Fuente: HANDBOOK ON WELL PLUGGING AND ABANDONMENT.
4.7.2 Material alternativo para tapones utilizados en abandono de pozos de petróleo
Según investigaciones y nuevos estudios publicados el material ideal para reemplazar los tapones de cemento realizados para las operaciones de abandono de pozos de petróleo es la bentonita de sodio comprimida, la cual posee gran facilidad de moldeamiento y una densidad especifica mayor a 2. Este material debido a sus propiedades puede llegar hasta la profundidad de asentamiento deseada, pasando a través del aceite y del agua, sin sufrir alteraciones en su composición, debido a su densidad e impermeabilidad, adicionalmente las características de hidratación y su comportamiento plástico se puede amoldar a la forma del casing y sus propiedades no van a variar con los cambios de presión y temperatura.
Las pruebas de laboratorio realizadas a este material bajo condiciones variables de presión temperatura y ambientes en presencia de gases dulces y ácidos proporcionando excelentes respuestas y alteraciones pequeñas en su composición. La bentonita comercial es una mezcla de sodio y bentonita de calcio (montmorillonita); este nombre de bentonita de sodio se le da a las arcillas que contienen al redero del 90% de sodio, uno de los diversos materiales encontrados dentro del grupo de la esméctica, los cuales exhiben cierta tendencia a hincharse. La siguiente tabla muestra una comparación de las propiedades del cemento común y la bentonita de sodio.16 Tabla 6.
Propiedades del cemento común y la bentonita de sodio
Composición Química Propiedades físicas Gravedad especifica Área superficial (cm2 /g) Densidad (g/cm3) Permeabilidad (md) Expansión (%) Propiedades mecánicas Presión de expansión (psi) Esfuerzo compresivo (psi)
CEMENTO 65% CaO 22% SiO2 13% otros
BENTONITA DE SODIO 63% SiO2 21% Al2O3 16% otros
3,14 – 3,16 2500 – 4000 1,506 10-5 – 10-3 0,05 – 0,30
2,5 – 2,8 80000 2,05 – 2,2 (1,75 cuando esta hidratado) 10-2 – 10-7 10 a 25 veces
174 – 369
Fuente: SPE, Paper 66496.
John Englehardt, Chevron Enviromental Manangement Company, New Abandonment Tecnology New Materials and Placement Techniques. Paper SPE 66496, 2001.
4.7.3 Nuevos aditivos El artículo presentado por el instituto para el desarrollo del petróleo de Oman`s, se ha centrado en la investigación de nuevas tecnología aplicadas a el mejoramiento de las prácticas de abandono de pozos de petróleo, con el fin de encontrar un balance entre la reducción del impacto ambiental y la inversión económica que conlleva dicha operación. Esto ha sido posible mediante la realización de pruebas en pozos pilotos, utilizando nuevas combinaciones de cemento y haciendo algunos cambios a las técnicas de asentamiento de tapones convencionales, llegando así a obtener una mejor calidad y durabilidad del aislamiento. Este instituto ha desarrollado un aditivo con propiedades flexibles y expandibles, el cual se utiliza con mayor eficiencia cuando es aplicado por medio de una unidad de Coiled Tubing, la cual reduce los costos y el tiempo de operación. Este nuevo sellante posee propiedades elásticas y de expansión y al mismo tiempo disminuye la permeabilidad y compresibilidad de la lechada, las cuales son necesarias para una larga durabilidad del sellado en las zonas que se decidan aislar. Esta investigación fue iniciada con el fin de mejorar la calidad de los cementos usados comúnmente, ya que estos con el paso del tiempo y en condiciones diversas de presión, temperatura y algunos gases tienden a agrietarse o formar micro poros por donde los fluidos de la formación tienden a migrar, haciendo poco efectivo el tapón de cemento. El objetivo de estos nuevos aditivos es incrementar la elasticidad y el volumen de la lechada del cemento, haciendo que cuando frague posea una mayor resistencia y durabilidad. Estos aditivos son hechos a bases de mezcla de sulfato de sodio, calcio y/o yeso, los cuales se utilizan dependiendo de la cantidad y clase de cemento API seleccionado; este proceso de mejoramiento de las
propiedades suele ocurrir en el punto en el cual la cantidad de esfuerzos son mínimos en los poros o espacios vacios, en los cuales los aditivos actúan, evitando el agrietamiento. El nivel de expansión fue probado en pruebas de laboratorio y las especificaciones se encuentran descritas a continuación:17
Densida d dela Porosidad lechada (ppg) 15,8 15,8 15,8
Aditivo flexible (% volumen de la lechada)
Aditivo expandible (% volumen de la lechada)
37,2 37,2 37,2
Expansión lineal 2 1 semanas mes 0,09 0,16 0,25
0,1 0,18 0,35
Fuente: Paper SPE 89622, 2004
Ian S.Barclay. Petroleum Development Oman. Utilizing Innovate Flexible Sealant Tecnology in Rigless Plug and Abandonment. Paper SPE 89622, 2004.
5. ANÁLISIS DE POZOS EN EL CAMPO COLORADO
5.1 SELECCIÓN DE POZOS A ABANDONAR De acuerdo a los reportes históricos de cada uno de los campos, se ha encontrado que gran parte de los pozos del campo colorado fueron abandonados desde
los años de 1930, debido a que después de ser
cañoneados y analizados el resultado era nulo para la presencia de hidrocarburos, o
presentaban una cantidad de agua y gas muy alta en
relación al petróleo. A continuación se muestra una relación de los pozos del campo colorado a los cuales se les tiene que aplicar operaciones de abandono. Figura 14. Ubicación de pozos en el Campo Colorado
Tabla 8. Pozos seleccionados para abandono.
COL – 1
A-RGA
ALTA RELACCIÓN GAS - ACEITE
COL – 5
SECO + HWP
COL – 6
PROBLEMAS MACÁNICOS
COL – 7
COL – 8
COL – 9
ALTA RELACCION GAS - ACEITE
A-HWP
ALTA PRODUCCIÓN DE AGUA
COL – 14
COL – 18
CUACRADO
COL – 20
COL – 22
COL – 26
COL – 29
COL – 32
COL – 40
COL – 41
SECO +HWP
COL – 46
SECO+HWP
COL – 47
COL – 48
COL – 54
COL – 57
A-RGA+ FPM
COL – 59
A- RGA
COL – 61
COL – 62
A-HWP+ BP
COL – 65
ALTA PRODUCCÓN DE AGUA
COL – 68
COL – 71
COL – 77
PROF (ft)
1292 3640 3440 5377 6162 4550 5925 4680 2701 4660 4317 4681 4130 4319 5000 4550 4500 6300 6223 11482 6106 6655 7039 6598 6118 6325 6695 5293 3290 3699 3460 4460 5696
Fuente: Estudio realizado por los ingenieros del campo escuela Colorado de acuerdo a archivos históricos del campo.
5.2 CARACTERÍSTICAS Y ESTADOS MECÁNICOS DE LOS POZOS SELECCIONADOS
Para realizar un procedimiento óptimo de abandono es necesario conocer los estados mecánicos de los pozos, para así poder tomar decisiones respecto al método y tecnologías utilizadas, estimando las profundidades óptimas de sentamiento de los tapones de cemento reglamentarios para evitar así migración de hidrocarburos a ambientes naturales que pueden ser contaminados o degradados. A continuación se brinda un esquema detallado del estado actual de cada pozo de petróleo que se desea abandonar, estos esquemas fueron realizados mediante el software OFM “OIL FIELD MANAGER” con la información suministrada de los archivos históricos de perforación, completamiento y producción de los mismos. Como anexo se ha agregado información sobre las condiciones del terreno del cabezal del pozo, para estimar las condiciones de acceso y de transporte del equipo necesario para llevar a cabo la operación de abandono.
Fotografía del cabezal del pozo
 El pozo no tiene plataforma, se encuentra al costado de la vía, sobre un talud con procesos erosivos.  El pozo presenta fuga de gas y rastros de hidrocarburo POZO COLORADO - 2 Localización
N 1'243.936,38
3.640 pies
E 1'038.440,88
26/Ene/1.924
05/Mar/1.925
Destapada, en regurar estado
1032 '
2903 '
Casing 4 Top 836 ' Bottom Estado del Pozo : Abandonado por Alta RGA,
3605 '
8 1/4 ''
 Por su localización, en invierno el pozo queda bajo las aguas del río La Llana; según los habitantes de la zona el pozo presenta fugas de hidrocarburo en ciertas épocas del año, aunque en el momento de la visita se encontraba limpia su área esto se confirma al revisar el estado del cabezal.
POZO COLORADO - 5 Localización
N 1'244.009,13 E 1'038.999,75
5.377 pies
Taponado a
Vìa de Acceso
13/Ago/1.925
20/Feb/1.928
Se debe atravesar el río para llegar al pozo
2788'
2050'
2215'
4410'
Bottom 1198' COLORADO
Cemento Top 4600' Bottom 5000' Estado del Pozo : Abandonado Alta Producción de Agua ( A-HWP), Se perforo hasta 5377', donde existio fuerte flujo de gas y aceite. Se estimulo por succión recuperando inicialmente aceite y al final agua salada 100 %. Se Sacaron 2235' de
revestimiento de 8 1/4" y se decidio abandonar el pozo. Llenando el pozo con lodo y se colocó tapón de 5 Barriles en el tope de revestimiento de 11" y se abandono el pozo.
 El pozo presenta el cabezal incompleto, no se observan rastros de hidrocarburo en su alrededor.
POZO COLORADO - 6 Localización
COLORADO N 1'241.593,13 E 1'038.835,13 7
6.162 pies
1868' Tope de cemento
14/Feb/1.928
31/Mar/1.931
Destapada, en regular estado
3647'
Casing 4 Top 3532' Bottom 5517' OD 5 3/4" Estado del Pozo : Abandonado por problemas mecánicos; A 6162' se pegó la tubería, quedando como pescado barril corazonador y collares de perforación. Se bajó cuchara de desviación, pegándose también. Se bajó tubería de perforación, pegándose y quedando en el pozo como
pescado 8 paradas, MILLING y sustituto. Sé encontró tope de cemento a 1868' . Se desvío el pozo desde 1855' hasta 2141' . El pozo fue cerrado temporalmente.
 El pozo no tiene plataforma, la ladera localizada al costado oeste del pozo
POZO COLORADO - 7 Localización
N 1'243.842 E 1'038.456,81
5.224 pies
10/Ago/1.927
Abandonado 7/Ago/1.930
COLORADO Bottom 96'8
Casing 2 Cemento
3414'
2422'
Casing 5 Top 3894' Bottom 4968' OD Estado del Pozo : Abandonado por Alta Relación Gas Aceite (A-RGA);
Posteriormente el pozo fue cerrado y en este estado permaneció hasta septiembre /59, Fecha en la cual se abrió después de acondicionarlo como inyector de gas.
El pozo no tiene plataforma, se encontraba localizado a la margen derecha del río La Llana, la cual ha sido y esta siendo socavada por el río.
POZO COLORADO - 8 Localización
N 1'244.148,88 E 1'038.997,81
COLORADO 9 5.925 pies
Profundidad total Taponado a Vìa de Acceso
9/Mar/1.928
Abandonado 16/Abr/1.930
Superficie Destapada, en regular estado
3228'
4391'
3468'
13 78' COLORADO Bottom 3228'
Cemento Top 4650' Bottom 5208' Estado del Pozo : Abandonado por problemas mecánicos que obligaron a realizar desviaciones que no fueron exitosas; Se coloco tapón puente en el revestimiento de 15 1/2" a 140' y se bombeó 35 barriles de cemento y se abandono el pozo.
 La plataforma del pozo es un potrero con pasto brachiaria y árboles de moncoro.
POZO COLORADO - 13 Localización
N 1'240.183,13 E 1'038.536,88
2.701 pies
Taponado a Vìa de Acceso
18/Mar/1.954
Abandonado 22/Sep/1.954
Sin tapón No tiene, el acceso es a través de potreros y debe realizarse a pie.
2694'
Cemento Top 0 Bottom 2694' Estado del Pozo : Abandonado por Alta Producción de Agua ( A-HWP). La producción inicial era 50 BPD con 69.2 % agua y RGA de 2382 PC/D, posteriormente se bajó la producción a 10 BPD y 93.6 % agua.Cerrado por HWP.
 La plataforma del pozo se utiliza como potrero.
POZO COLORADO - 14 Localización
N 1'241.632 E 1'039.167
17/Jul/1.946
4.660 pies
25/Oct/1.946
Vìa de Acceso Casing 1
Cemento Casing 2
La erosión ha acabado con la vía , se debe caminar para llegar al pozo. 0
4555'
Cemento Top 1907' Bottom Estado del Pozo : Abandonado por Seco;
Los intervalos cañoneados se aislaron con tapón de cemento entre 4498' y 3718' con 115 sacos, 2973' y 2721' con 60 sacos, 2721' y 2496' 50 sacos, 285' y 69' con 120 sacos y se abandonó el pozo.
 En la plataforma del pozo se encuentran cultivos de maíz y árboles de moncoro.
POZO COLORADO - 15 Localización
N 1'241.075
E 1'039.219
4.315 pies
24/Ago/1.946
17/Feb/1.947
El acceso al área del pozo se realiza por un camino de herradura.
4306'
Cemento Top 1410' Bottom Estado del Pozo : Abandonado por Seco;
Los intervalos cañoneados se aislaron colocando tapón de cemento entre 4247' y 4015' con 49 sacos, 3996' y 3688' con 50 sacos, 2805' y 1894' con 145 sacos, 291' y 175' con 75 sacos y se abandonó el pozo.
 Potrero con brachiaria y árboles de moncoro, mural, malagano y palmas de iraca.
POZO COLORADO - 18 Localización
N 1'238.503,88 E 1'039.269,63 4.681 pies
14/Jun/1.954
16/Oct/1.959
1670' Destapada, en regular estado.
Cemento Top 0 Bottom 2694' Estado del Pozo : Abandonado por Alta Producción de Agua ( A-HWP); Los intervalos cañoneados se aislaron con tapón Cavins asentado a 1708' ( 5 sacos de cemento Nare, tope a 1670')
 Potrero con mata-ratón y maleza, la cuenca del caño aferente con platanillo e iraca.
POZO COLORADO - 19 Localización
N 1'240.097,25 E 1'038.859,69
4.130 pies
Taponado Vía de Acceso
Perforado Abandonado
Junio de 1.994
01/Ago/1.954
9 5/8 ''
6 5/8 ''
3656' Destapada, en regular estado.
3930'
Tubing 2 Top 1333' Bottom 2697' Estado del Pozo : Abandonado por problemas mecánicos;
Existe tapón de cemento entre los intervalos 3656'- 3930'. Se encontró la sarta de producción pegada, tratando de despegar sin éxito tocando tope de pescado
2916', Se repitió pesca recuperando la bomba. se bajo tubería de producción abierta (44 tubos de 2 7/8” y 43 de 3 1/2” ) y se empaco en pozo.
COLORADO 20 Fotografía del cabezal del pozo
 El área del pozo es un potrero con árboles y palmas.
POZO COLORADO - 20 Localización
N 1'241.613 E 1'038.642
4.319 pies
17/May/1.946
Abandonado Octubre de 1967
Destapada, en regular estado.
4297'
13 3/8 ''
Cemento Top 1700' Bottom 4297' Estado del Pozo : Abandonado por problemas mecánicos; Se aislaron los intervalos cañoneados , sentando tapón Caving a 3200' y se vaciaron 4 sacos de cementos Nare (tope de cemento a 3184'), se bajó otro tapón a 2170' y se vaciaron 2 sacos de
cemento Hercules ( tope de cemento a 2152', 18 de tapón), tapón Cavins a 2000' y se vaciaron 6.5 sacos de cemento Nare(tope a 1974').
 Planicie con rastrojo alto y árboles de yuco, resbalamono, moncoro y moral entre otros.
POZO COLORADO - 22 Localización
N 1'239.622 E 1'038.425,81
02/Jul/1.954
Abandonado Febrero de 1.955
2250' Destapada, en regular estado.
3155'
Cemento Top 0 Bottom 3155' Estado del Pozo : Abandonado por Alta Producción de Agua ( A-HWP). Los intervalos cañoneados se evaluaron recuperando agua y aceite se aislaron los acuíferos, sentando retenedor de hierro fundido a 2550'. El pozo se inactivo en Febrero de 1955 HWP.
COLORADOP 26
 El área del pozo es un potrero.
POZO COLORADO - 26 Localización
N 1'239.139,38 E 1'039.171,19
4.550 pies
18/Ene/1.954
22/Jun/1.956
Sin tapón El acceso se debe realizar a pie (aprox. 200m)
4208'
Cemento Top 0 Bottom 4208' Estado del Pozo : Inactivo por Seco mas Alta Producción de Agua ( A-HWP); Los intervalos cañoneados dieron como resultados que son arenas acuíferas de baja permeabilidad y se debe considerar definitivamente como productor de agua.
 Potrero con algunos árboles.
POZO COLORADO - 29 Localización
N 1'241.645,5 E 1'038.985
4.500 pies
Vía de Acceso Casing 1
06/Mar/1.955
13/Abr/1.955
No hay, acceso a pie a través de potreros. 0
Cemento Top 0 Bottom 670 COLORADO 32 Estado del Pozo : Abandonado como Seco; Los análisis de los registros eléctricos no mostraron arenas petrolíferas comerciales, no se bajó revestimiento de producción y se colocaron 2 tapones de cemento entre 750'- 600' con 50 sacos y 4480'- 3870' con 200 sacos de cemento Nare.
 El área donde se localiza el pozo esta cubierto por rastrojo bajo y alto.
POZO COLORADO - 32 Localización
N 1'243.755,55 E 1'039.151,69
6.300 pies
22/Sep/1.956
18/Nov/1.956
3970'- 4000' No hay, el acceso al área del pozo se hace por un camino de herradura.
5385'
Cemento Top 3780' Bottom Estado del Pozo : Abandonado como Seco;
Se cañonearon a 6" de seaparación y se realizaron pruebas, debido a los resultados obtenidos se decidió abandonar el pozo. Se coloco tapón de cemento vaciando 5 sacos Nare a 4000'.
 Potrero con rastrojo bajo.  El pozo presenta conexión y fuga de gas. La trampa de grasas no tiene tapa.
POZO COLORADO - 40 Localización
N 1'243.500,88 E 1'038.602,31
6.223 pies
17/Dic/1.957
Abril de 1.987
9 5/8'' 6 5/8"
Sin tapón Destapada, en regular estado
3518'
6216'
6215' OD
Tubing Top 0 Bottom 5323' Estado del Pozo : Inactivo por Alta Relación Gas Aceite (RGA);
 Potrero con presencia de maleza.
POZO COLORADO - 41 Localización
N 1'242.711 E 1'036.977
11.482 pies
Destapada, en mal estado.
Cemento Top 0 Bottom Estado del Pozo : Abandonado como Seco;
10/Mar/1.958
02/Nov/1.958
Las posibles arenas de petróleos están poco desarrolladas, se encontraron varias arenas productoras de gas y en el terceario inferior arenas acuíferas. En vista de lo anterior se decidió abandonar el pozo,
se coloco 3 tapones para aislar las arenas gasíferas y acuíferas , (10200'- 9450' ) 300 sacos de cementos Starcor, (4100'- 3350') 260 sacos de cemento Nare, (725'- 525') 80 sacos de cemento Nare.
 El lugar donde se encuentra el pozo presenta rastrojo alto y árboles de resbalamono y rayo.
POZO COLORADO - 46 Localización
N 1'243.478,25
E 1'038.903,38
6.106 pies
02/Dic/1.958
12/May/1.959
4050' No hay, el acceso se hace a través de un camino de herradura.
3984'
5065'
Cemento Top 2400' Bottom Estado del Pozo : Abandonado por Seco;
Se cañoneó y se evaluaron los intervalos, en vista de los resultados obtenidos se a procedió a abandonar el pozo por ser productor de agua, se bajaron y sentaron retenedores de hierro a 4682' y 4098' se vaciaron 6 y 5 sacos de cemento sobre ellos, respectivamente. Quedando tapones así:
(5065'- 5018'),(4682'- 4625'),(4098'- 4050').
 El pozo se localiza en área urbana de Yarima (barrio Gaitán), el lote donde esta el pozo presenta maleza y una zona con árboles al costado este del pozo.
POZO COLORADO - 48 Localización
N 1'247.358,13 E 1'040.224,5
7.039 pies
21/May/1.959
Octubre de 1.959
Sin tapón Destapada, en buen estado.
5973'
6215'
5323'
Estado del Pozo : Inactivo por Alta Relación Gas Aceite (RGA);
debido los intervalos analizados, producían agua, algunos pequeñas cantidades gas, y los demás secos. Los intervalos de la zona C se aislaron sentando retenedor de hierro a 5440’, de magnesio a 5200’ (4 sacos de cemento Nare encima, topón de cemento a 5170).
 El área del pozo presenta suelos fangosos y rastrojo alto.  Se observa mancha de crudo alrededor del pozo, área afectada aprox. 2 m².
POZO COLORADO - 54 Localización
N 1'246.246,63
E 1'038.016,56
6598 pies
Taponado a Vía de Acceso
Sin tapon de superficie
22/Ago/1.960
Enero de 1.975
5913'
4950'
Open hole Top 5913' Bottom 6598' Estado del pozo: Abandonado debido a que resulto un pozo seco, tiene tapones de cemento en los intervalos: 5200'-5203'; 5867-5913.
 Potrero enmalezado.  El pozo presenta conexión y fuga de gas.
POZO COLORADO - 57 Localización
N 1'246.234,88
Profundidad total Taponado a Vía de Acceso
E 1'038.298,19
6118 pies
12/Jun/1.960
20/Mar/1.963
Solo tapón de fondo Destapada, en regular estado.
5950'
4660'
Open hole Top 5950' Bottom 6118' Estado del Pozo : Inactivo por Alta Relación Gas Aceite (RGA); Se dejo el pozo conectado a la estación con tubería, zapato y calado hasta 4950’ El pozo presenta conexión y fuga de gas.
 El cabezal no se ve claramente, debido a que esta en medio de cultivos de palma, y cubierto por rastrojos altos.
POZO COLORADO - 61 Localización
N 1'246.254,88
6695 pies
4480'
E 1'039.308,31
15/Oct/1.960
5/Ene/1.961
Destapada, en regular acceso para vehiculos.
6628'
Open hole Top 6628' Bottom 6695' Estado del pozo: Abandonado. El pozo solo producia agua, tiene tapones de cemento en los intervalos: 6587-6628;6100-6560;4483-4650.
COLORADO 68 Fotografía del cabezal del pozo
 El cabezal del pozo se encuentra en
medio de potreros en rastrojados y enmalezados.
N 1'244.109,38
E 1'038.297,88
5.293 pies
22/Mar/1.961
Dic de 1.986
Sin tapón En mal estado, no hay paso vehicular por la falta de una alcantarilla.
5279'
Open hole Top 6628' Bottom 6695' Estado del Pozo : Inactivo por Alta Producción de Agua ( HWP); El pozo quedo fluyendo a través de reducción de 1/4 de las zonas “CD”, el pozo presenta
medio de potreros y cultivos de maíz.
POZO COLORADO - 71 Localización
N 1'243.273,13
3460 pies
E 1'038.153,31
29/Nov/1.961
07/Abr/1.962
En mal estado, se debe realizar a pie.
3452'
Open hole Top 3452' Bottom 3460' Estado del pozo: Abandonado debido a que todos los intervalos fueron encontrados como acuíferos, al final se abandono el pozo y se coloco tapón de cemento de 23' a 205'.
 El cabezal del pozo se encuentra en medio
de un potrero enmalezado y con sectores de rastrojo.
POZO COLORADO - 72 Localización
N 1'243.856
4460 pies
E 1'038.186,56
15/Feb/1.962
28/Nov/1.962
4450'
Open hole Top 485' Bottom 5730' Estado del pozo: Abandonado debido a que los intervalos analizados solo producían agua y la presencia de hidrocarburos era nula, presenta un tapón de cemento de 79 pies a una profundidad de 3027' pies.
de un Potrero con pasto monte y árboles de moncoro en las inmediaciones.
POZO COLORADO - 77 Localización
N 1'240.658,20
5696 pies
E 1'240.658,20
07/Mar/1.964
08/Abr/1.964
Se hace a pie, a través de potreros. 0
Open hole Top 485' Bottom 5730' OD Estado del pozo: En base ala información suministrada por los registro y por los análisis litológicos litológicos, se decidió no bajar revestimiento de producción y abandonar el pozo , colocando
los siguientes tapones de cemento, (5680'-4900'),(4650'-3800'),(2600'-1900'),(700'-350).
5.3 PROCEDIMEINTOS RECOMENDADOS PARA ABANDONAR LOS POZOS SELECCIONADOS En el presente trabajo, se ha revisado la información histórica de cada uno de los pozos del campo colorado, los cuales requieren operaciones de abandono. A continuación se clasificaran los pozos en tres grupos, cada uno con características similares, para los cuales se especificara un programa de abandono que va de acuerdo con las condiciones mecánicas actuales de cada uno de ellos. El propósito es proporcionar una recomendación del procedimiento mas eficiente de abandono para los pozos seleccionados del campo colorado y así cumplir con las especificaciones técnicas y ambientales vigentes por el ministerio de minas y energía para este tipo de pozos.
5.3.1 Pozos no encontrados Debido a que estos pozos fueron abandonados en la década de los 20 a los 30, su localización no ha sido fácil, debido a los cambios del terreno en los últimos 70 años. Estos pozos se han buscado mediante sistema de localización GPS. Según las coordenadas escritas en los archivos históricos de perforación obteniendo como resultado un área despejada y sin señales de la existencia de un pozo de petróleo. Por lo anterior se clasifican estos pozos en el primer grupo, ya que es innecesario proponer un programa de abandono para pozos de los cuales se desconoce su paradero y se tienes dudas de su existencia. Los pozos incluidos en esta categoría son los siguientes
COLORADO 1 Localización 1.244.070 N 1.038.454
No se encuentra la plataforma del pozo, el área donde por coordenadas se localiza el pozo son laderas (potreros) empastadas. A continuación se muestra una foto del área donde se debería ubicar el pozo.
COLORADO 4 Localización 1.242.096
No se encuentra la plataforma del pozo, el área donde por coordenadas se localiza el pozo es una ladera cubierta por rastrojo bajo y plantas de platanillo, a continuación se muestra una foto del área donde se debería ubicar el pozo.
COLORADO 9 Localización 1.241.332
1.038.016
El área del pozo no se encontró en la zona y las coordenadas suministradas ubican al pozo sobre la margen izquierda del río La Colorada. En los estudios ambientales y archivos del campo Colorado no se tienen información grafica de estas coordenadas.
COLORADO 47 Localización 1.245.570
1.038.996
El área donde se encontraba el pozo es en la actualidad un cultivo de palma, no hay evidencias de la existencia del pozo, a continuación se muestra una foto del área donde se debería ubicar el pozo.
5.3.2 Pozos secos
Algunos de los pozos perforados en el campo colorado, no dieron señas de producir ninguna clase de hidrocarburos “gas o petróleo”, pero si demasiada agua, estos pozos los consideramos como pozos secos. Aquí el procedimiento de abandono se hace un poco mas sencillo, ya que no hay peligro de migración de hidrocarburos hacia formaciones de agua o hacia la superficie, así que los tres tapones de cemento recomendados se sentan en el pozo de acuerdo a la profundidad del mismo.
5.3.2.1 Programa de abandono recomendado para pozos secos 1. Verificar que el pozo tenga la forma 7 CR para abandono de pozos debidamente actualizada y firmada por los representantes tanto del Ministerio como de la Empresa operadora. 2. Verificar estado de la vía y la locación, anclajes para una posible parada del equipo de cementación. 3. Disponer del estado mecánico actual del pozo, números de casing, profundidad de asentamiento e intervalos cementados. 4. Arme unidad de cementación, instalándola más o menos a 50 metros de la cabeza del pozo. Mantenga en la locación los equipos necesarios para mantener una cortina de agua sobre los motores de la unidad de cementación. 5. Verificar que el pozo tenga una presión de cero en cabeza. 6. Si la presión no cae a cero, se debe controlar el pozo circulándolo, con agua salada (si tiene tubería), o inyectarle un fluido más pesado para matar esa presión. Evitar en cuanto sea posible fracturar la formación. 7. Colocar tapón de cemento clase “G” a la profundidad de “definida por el interventor”, completarlo hasta lograr 100 pies de espesor. 8. Llenarlo con agua fresca y echarle inhibidor de corrosión (según especificaciones técnicas del inhibidor a utilizar, se recomienda 1 galón de inhibidor Ped-57 con una relación de 1gal / 200bbls_agua).
9. Realizar prueba hidrostática para verificar buen sello del tapón de cemento. (generalmente se inyecta agua a presión y se debe verificar que sean sostenidas 500 libras en cabeza). 10. Si la presión se sostiene por encima de 10 minutos el tapón y el revestimiento esta OK se prosigue con el siguiente paso. Si no se sostiene puede que el tapón dé paso o el revestimiento tiene alguna fisura que no deje sostener la presión. Si es así se debe dejar por un lapso determinado para que se estabilice el nivel, y se le coloca un nuevo tapón aproximadamente 5 pies por debajo del nivel de fluido. Y se vuelve a realizar la prueba hidrostática. 11. Colocar tapón intermedio de cemento clase “G” a “profundidad elegida por el interventor” y completarlo hasta lograr 100 pies de espesor. 12. Llenarlo con agua fresca y echarle inhibidor de corrosión (según especificaciones técnicas del inhibidor a utilizar, se recomienda 1 galón de inhibidor Ped-57 con una relación de 1gal / 200bbls_agua). 13. Realizar prueba hidrostática para verificar buen sello del tapón de cemento. (generalmente se inyecta agua a presión y se debe verificar que sean sostenidas 500 libras en cabeza). 14. Si la presión se sostiene por encima de 10 minutos el tapón y el revestimiento esta OK se prosigue con el siguiente paso. Si no se sostiene puede que el tapón dé paso o el revestimiento tiene alguna fisura que no deje sostener la presión. Si es así se debe dejar por un lapso determinado para que se estabilice el nivel, y se le coloca un nuevo tapón aproximadamente 5 pies por debajo del nivel de fluido. Y se vuelve a realizar la prueba hidrostática.
15. Colocar tapón de superficie de 50 pies de espesor de cemento clase “A”. 16. Llenar hasta superficie 17. Colocar placa de cemento según las especificaciones dadas. 18. Restaurar la zona.
COLORADO 5 Este pozo mostro trazas de aceite durante su perforación, pero al final de ella no se presento producción de aceite o gas, solo fluyo agua salada, por esto se abandono. Al abandonar el pozo se sentó un tapón de cemento de superficie de 0’ a 25’, por lo tanto para realizar el procedimiento de abandono se hace necesario perforar este tapón y asentar los tapones reglamentarios así: TAPÓN DE
Tapón de superficie
0' - 50
Tapón intermedio
2700' - 3110'
5000' - 5377'
Figura de abandono del pozo Colorado 5
COLORADO 14 Este pozo no mostro rastro de hidrocarburos, todos los intervalos analizados dieron como resultado acuíferos, al revisar los archivos históricos se denota que al momento del abandono asentaron tres tapones de cementos, lo cual puede facilitar la operación de abandono. Recomendación: se recomienda perforar presión en tapón de superficie; si la prueba es exitosa, solo instalar monumento, ya que este pozo no posee riesgo de contaminación por migración de hidrocarburos. Si la prueba de presión no es exitosa, se recomienda perforar todos los tapones existentes y volverlos a sentar así: TAPÓN DE
2721' - 2973'
3725' - 4498'
Figura de abandono del pozo Colorado 14
COLORADO 15 El pozo fue abandonado debido a que no se detecto presencia de hidrocarburos, los intervalos analizados dieron como resultado presencia de agua salada. El pozo fue abandonado con 3 tapones de cemento, lo cual hace más sencilla la operación de abandono, se recomienda probar presión en el tapón de superficie y si esta prueba es exitosa, montar monumento de abandono. Si la prueba no es exitosa, se recomienda perforar los tapones de cemento y sentar nuevos tapones de cemento reglamentarios así:
PROFUNDIDAD TAPÓN DE CEMENTO
1900' - 2805'
3688' - 3996'
Figura de abandono del pozo Colorado 15
COLORADO 18 En este pozo todos los intervalos perforados, resultaron ser productores de agua, por lo tanto se procedió a abandonarlo sentando un tapón de cemento de 1670’ a 1711’. Para poder ubicar los tapones de abandono reglamentarios, se debe perforar el tapón de cemento que se encuentra, y sentar los tres tapones así: PROFUNDIDAD TAPÓN DE CEMENTO
1420' - 2001'
4581' - 4681'
Figura de abandono del pozo Colorado 18
COLORADO 26 Este pozo se caracterizo debido a que las zonas analizadas por medio de perforaciones dieron como resultado acuíferos, debido a esto se decidió abandonar el pozo, sentando un tapón de cemento de 4179 a 4208. Para cumplir con los requerimientos necesarios de abandono se requiere destruir dicho tapo de fondo y sentar los nuevos tapones en los siguientes lugares: TAPÓN DE
3496' - 3602'
3790' - 4208'
Figura de abandono del pozo Colorado 26
COLORADO 29 Este pozo resulto completamente seco, al momento de abandonarse se sentó tapón de cemento de 750’ a 600’ y de 3870 a 4480. Esto hace mas sencillo el procedimiento de abandono. Se recomienda probar con presión el intervalo de tope a 750’, si esta prueba es exitosa, sentar tapón de superficie de 0 a 50’, y montar monumento. Si la prueba no es exitosa, destruir los tapones y volverlos a sentar en los mismos lugares. Figura de abandono del pozo Colorado 29
COLORADO 32 Este pozo no presento presencia de hidrocarburos, todos los intervalos analizados resultaron secos a excepción de 4495’ a 5000’, el cual es un acuífero. Al momento de abandonar se sentó tapones de cemento de 3970’ a 4000 y de 5341 a 5385. Para realizar el procedimiento de abandono se recomienda perforar los tapones de cemento encontrados y centra tapones reglamentarios así: PROFUNDIDAD TAPÓN DE CEMENTO
2000' - 2100'
4770' - 5100'
Figura de abandono del pozo Colorado 32
COLORADO 41 Al perforar y analizar este pozo se determinó que no había presencia de fluidos de en las formaciones, por esto se abandonó asentando tapones de cemento en los intervalos: PROFUNDIDAD TAPÓN DE CEMENTO
525' - 725’
3350' - 4100'
9450' – 10200’
Se recomienda probar el primer tapón con prueba de presión, si esta es exitosa, sentar tapón de superficie de 0’ a 50’, y montar monumento de abandono. Si no lo es, destruir tapones y volver a asentarlos en el mismo lugar.
Figura de abandono del pozo Colorado 41
COLORADO 46 Los intervalos analizados en este pozo fueron todo acuíferos a excepción del intervalo 47626’ – 4728’, el cual presento agua con pequeñas trazas de aceite. Debido a esto se decidió abandonar el pozo, se encontraron tapones de cemento sentados en 4050’ – 4101’ y 4625’- 4685’. Los cuales no cumplen con las reglas actuales de abandono de pozo, por esto se recomienda perforar estos tapones y asentar tapones nuevos así: TAPÓN DE
0' - 50’
3280' - 3496'
4360' – 5065’
Figura de abandono del pozo Colorado 46
COLORADO 54 Este poso tenía muchas expectativas de ser un potencial gasífero, pero al final se concluyó que el pozo nunca produjo, y que las pruebas hechas al principio resultaron deficientes e incompletas, por esta razón se abandonó el pozo. Al abandonar este pozo se sentó un tapón de espesor pequeño a 5870’, el cual debe ser perforado para proceder a asentar los tapones reglamentarios. Se recomienda sentar tapones de cemento en los siguientes intervalos:
TAPÓN DE CEMENTO
3374' - 4398'
4980' – 5913’
Figura de abandono del pozo Colorado 54
COLORADO 61 Los análisis del pozo dieron como resultado intervalos secos y acuíferos, por lo tanto se decidió el abandono, se encontró un tapón de fondo a 6628’6695’. Se recomienda probar y dejar este tapón de fondo, y posteriormente sentar tapón de cemento intermedio y de superficie como se muestra: PROFUNDIDAD TAPÓN DE CEMENTO
3699' - 4650'
Tapón de fondo (ya esta)
6100' - 6560'
Figura de abandono del pozo Colorado 61
COLORADO 68 Este pozo se abandonó a tan sólo dos meses de ser perforado, debido a que todos los intervalos analizados resultaron acuíferos, se encontró un tapón de cemento sentado de 3468- 3699. Se recomienda dejar este tapón, y sentar tapón intermedio y de superficie así: TAPÓN DE
2000' - 2200'
3468' - 3699'
Figura de abandono del pozo Colorado 68
COLORADO 71 En este pozo todos los intervalos analizados resultaron acuíferos, por lo tanto se abandonó sentando tapones de cemento a 23- 205 y 2309- 2335. Se recomienda
reglamentarios así: PROFUNDIDAD TAPÓN DE CEMENTO
820' - 1100'
2300' - 2900'
Figura de abandono del pozo Colorado 71
COLORADO 77 En este pozo todos los intervalos analizados dieron como resultado acuíferos, y las arcillas analizadas son de muy baja permeabilidad, por lo tanto se decidió abandonar. En este pozo se encontraron sentados un tapón de fondo dos intermedios y uno de superficie, de un espesor bastante considerable, por lo cual se considera que este pozo cumple con los requerimientos solicitados, y sólo se debe proceder a instalar placa monumento de abandono.
Figura de abandono del pozo Colorado 77
5.3.3 Pozos con tecnología coiled tubing, cementados con tubería de trabajo en forma de spaguetti o tecnología jet grouting 5.3.3.1 Programa de abandono 1. Verificar que el pozo tenga la forma 7 CR para abandono de pozos debidamente actualizada y firmada por los representantes tanto del Ministerio como de la Empresa operadora. 2. Verificar estado de la vía y la locación, anclajes para una posible parada del equipo de coiled tubing o tecnología jet grouting.
3. Alistar equipo de cementación coiled tubing y tubería de trabajo “tubing espagueti” o tecnología de cementación jet grouting. 4. Descargar el pozo, si tiene gas, cruzar el flujo a través de un separador por el cual se debe conducir el gas a tea para quemarlo, y el fluido liquido recogerlo en recipientes y conducirlo a la estación mas cercana., hasta que el pozo tenga una presión de cero en cabeza. (evitar al máximo cualquier derrame de fluidos contaminantes al ecosistema).
5. Si la presión no cae a cero, se debe controlar el pozo circulándolo, con agua salada (si tiene tubería), o inyectarle un fluido más pesado para matar esa presión. Evitar en cuanto sea posible fracturar la formación. 6. Cementar los anulares indicados con la tubería de trabajo “spaguetti tubing”.
7. Colocar tapón de cemento clase “G”
a la profundidad indicada,
completarlo hasta que se indique en el programa de abandono. 8. Llenarlo con agua fresca y echarle inhibidor de corrosión (según especificaciones técnicas del inhibidor a utilizar, se recomienda 1 galón de inhibidor Ped-57 con una relación de 1gal / 200bbls_agua). 9. Realizar prueba hidrostática para verificar buen sello del tapón de cemento. (generalmente se inyecta agua a presión y se debe verificar que sean sostenidas 500 libras en cabeza).
Si la presión se sostiene por encima de 10 minutos el tapón y el
revestimiento esta OK se prosigue con el siguiente paso. Si no se sostiene puede que el tapón dé paso o el revestimiento tiene alguna fisura que no deje sostener la presión. Si es así se debe dejar por un lapso determinado para que se estabilice el nivel, y se le coloca un nuevo tapón aproximadamente 5 pies por debajo del nivel de fluido. Y se vuelve a realizar la prueba hidrostática. 11. Colocar tapón intermedio de cemento clase “G” a profundidad indicada y completarlo hasta lograr espesor indicado en el programa de abandono.
12. Llenarlo con agua fresca y echarle inhibidor de corrosión (según especificaciones técnicas del inhibidor a utilizar, se recomienda 1 galón de inhibidor Ped-57 con una relación de 1gal / 200bbls_agua).
13. Realizar prueba hidrostática para verificar buen sello del tapón de cemento. (generalmente se inyecta agua a presión y se debe verificar que sean sostenidas 500 libras en cabeza).
14. Si la presión se sostiene por encima de 10 minutos el tapón y el revestimiento esta OK se prosigue con el siguiente paso. Si no se sostiene puede que el tapón dé paso o el revestimiento tiene alguna fisura que no deje sostener la presión. Si es así se debe dejar por un lapso determinado para que se estabilice el nivel, y se le coloca un nuevo tapón aproximadamente 5 pies por debajo del nivel de fluido. Y se vuelve a realizar la prueba hidrostática. 15. Colocar tapón de superficie de 50 pies de cemento clase “A”.
16. Colocar placa de cemento según las especificaciones siguientes. 17. Restaurar la zona
COLORADO 2 El pozo colorado 2, no presenta ningún intervalo cementado en los casing que se encuentran conformando el pozo, y además fue un pozo con un flujo de gas considerable, por esto se recomienda utilizar un equipo de coiled tubing, para utilizar tubería de trabajo “ tubing spagueti”, para cementar los anulares y así aislar la formación productora de gas adecuadamente. Se recomienda el siguiente procedimiento:
 Cementar anular entre el casing de 15 1/2’’ y el hueco abierto de 20’’, de 0’ a 1032’  Cementar anular entre el casing de 11’’ y el hueco abierto de 14’’, de 1032’ a 2093’  Cementar anular entre el casing de 8 ¼’’ y el hueco abierto de 9 5/8’, de 1032’ a 2093’  Cementar anular entre el casing de 8 ¼’’ y casing de 15 1/2’’, de 2500’ a 2093’  Cementar anular entre el casing de 11’’ y casing de15 1/2’’, de 0’ a 1032’
Una vez realizada esta operación de cementación, bajar y asentar los tapones de cemento reglamentarios así:
0' a 50
739' a 839'
3540' a 3640'
Figura de abandono de pozo colorado 2
COLORADO 7 Este pozo fue abandonado debido a una alta relación gas aceite “GOR”, por lo tanto hay que aislar bien los intervalos que contienen el hidrocarburo para evitar la migración a otras zonas. El problema de este pozo consiste en que en la cementación primaria el intervalo de 749’ a 2422’ “anular del casing de 11’’ no fue cementado, y por allí pueden fluir pequeñas cantidades de gas y aceite, por esto se recomienda utilizar una unidad de coiled tubing, con tubería de trajo spaguetti para cementar este anular y así proceder a asentar los tapones reglamentarios de cemento. Intervalo (ft) 1860-1887 3870-3923
PRESENCIA DE FLUIDO Pequeña presencia de gas y aceite Gas
Procedimiento recomendado:  Cementar anular entre el casing de 11’’ y el hueco abierto de 14 5/8’’, de 749’ a 2422’ Asentar tapones de cemento reglamentarios:
1840' a 1890'
3870' a 3930'
Figura abandono de pozo colorado 7
COLORADO 8 Este pozo fue abandonado por múltiples problemas en la perforación. El casing está cementado sólo en algunos intervalos, dejando en contacto con la formación con el anular gran parte de la longitud del mismo, y teniendo en cuenta que durante el proceso de perforación se detecto flujo de aceite y gas a 5224’ y 4707’; es importante aislar completamente las partes que no están cementadas, para así reducir el riesgo de migración de fluidos. El procedimiento recomendado es el siguiente.  Cementar anular entre el casing de 6 1/4’’ y el hueco abierto de 7 5/8’’, de 4390’ a 4650’.  Cementar anular entre el casing de 8 1/4’’ y el hueco abierto de 10’’, de 3220’ a 3468’.  Cementar anular entre el casing de 11’’ y el hueco abierto de 14 3/4’’, de 1190’ a 2240’.  Cementar anular entre el casing de 11’’ y el hueco abierto de 14 5/8’’, de 749’ a 2422’.  Cementar anular entre del casing de 15 1/2’’ de 0’ a 790’.
Después de esto asentar tapones de cemento reglamentarios así:
0' a 72’
1950' a 2000'
5200' a 5300'
Figura de abandono pozo Colorado 8
5.3.4 Abandono de pozos que presentaron producción de hidrocarburos Algunos pozos del campo colorado fueron productores de petróleo por un determinado periodo. Pero debido a las características de la formación, llegaron a su límite económico y se decidió abandonar por altas relaciones agua petróleo WOR, o altas relaciones gas petróleo GOR. El abandono de estos pozos de petróleo se debe realizar con una mayor precaución, ya que se deben aislar y sellar las zonas productoras correctamente para evitar que invadan zonas de agua subterráneas, que puedan desembocar en fuentes hídricas potables.
5.3.4.1 Programa de abandono 1. Verificar que el pozo tenga la forma 7 CR para abandono de pozos debidamente actualizada y firmada por los representantes tanto del Ministerio como de la Compañía operadora. 2. Verificar estado de la vía y la locación, anclajes para una posible parada de la torre o equipo. 3. Alistar equipo de cementación Frank 300 o similar. 4. Descargar el pozo, si tiene gas, cruzar el flujo a través de un separador por el cual se debe conducir el gas a tea para quemarlo, y el fluido liquido recogerlo en recipientes y conducirlo a la estación mas cercana., hasta que el pozo tenga una presión de cero en cabeza. (evitar al máximo cualquier derrame de fluidos contaminantes ecosistema).
5. Si la presión no cae a cero, se debe controlar el pozo circulándolo, con agua salada (si tiene tubería), o inyectarle un fluido más pesado para matar esa presión. Evitar en cuanto sea posible fracturar la formación. 6. Sacar sarta de tubería, varilla y bomba. 7. Colocar tapón de cemento clase “G”
completarlo hasta que se indique en el programa de abandono.. 8. Llenarlo con agua fresca y echarle inhibidor de corrosión (según especificaciones técnicas del inhibidor a utilizar, se recomienda 1 galón de inhibidor Ped-57 con una relación de 1gal / 200bbls_agua) 9. Realizar prueba hidrostática para verificar buen sello del tapón de cemento. (generalmente se inyecta agua a presión y se debe verificar que sean sostenidas 500 libras en cabeza). 10. Si la presión se sostiene por encima de 10 minutos el tapón y el revestimiento esta OK se prosigue con el siguiente paso. Si no se sostiene puede que el tapón dé paso o el revestimiento tiene alguna fisura que no deje sostener la presión. Si es así se debe dejar por un lapso determinado para que se estabilice el nivel, y se le coloca un nuevo tapón aproximadamente 5 pies por debajo del nivel de fluido. Y se vuelve a realizar la prueba hidrostática. 11. Colocar tapón intermedio de cemento clase “G” a profundidad indicada y completarlo hasta lograr espesor indicado en el programa de abandono.. 12. Llenarlo con agua fresca y echarle inhibidor de corrosión (según especificaciones técnicas del inhibidor a utilizar, se recomienda 1 galón de inhibidor Ped-57 con una relación de 1gal / 200bbls_agua) 13. Realizar prueba hidrostática para verificar buen sello del tapón de cemento. (generalmente se inyecta agua a presión y se debe verificar que sean sostenidas 500 libras en cabeza). 14. Si la presión se sostiene por encima de 10 minutos el tapón y el revestimiento esta OK se prosigue con el siguiente paso. Si no se
sostiene puede que el tapón dé paso o el revestimiento tiene alguna fisura que no deje sostener la presión. Si es así se debe dejar por un lapso determinado para que se estabilice el nivel, y se le coloca un nuevo tapón aproximadamente 5 pies por debajo del nivel de fluido. Y se vuelve a realizar la prueba hidrostática. 15. Colocar tapón de superficie de 50 pies de cemento clase “A”. 16. Colocar placa de cemento según las especificaciones siguientes. 17. Restaurar la zona.
COLORADO 6 Este pozo, produjo aceite y agua, peor fue abandonado debido a sus diversos problemas mecánicos, al momento de abandonarse se quedo un pez en el pozo y se sentó tapón de cemento de 1868 a 1935. Al perforar el pozo se encontraron que en los siguientes intervalos hay presencia de gas y aceite.
Intervalo (ft)
PRESENCIA DE FLUIDO
3910'-3983'
4454'-4456'
440'-4497,
El pozo presenta una cementación primaria total en los anulares que comunican el casing con la formación, lo cual facilita la operación de abandono. Se recomienda sentar tapones de cemento reglamentarios para el abandono de en los siguientes intervalos:
0' – 50
1850' - 2150'
5570' - 6162'
Figura de abandono del pozo colorado 6
COLORADO 13 Este pozo fue productor de petróleo y se decidió abandonar debido a su alto corte de agua “93.6%”. Los intervalos cañoneados entre el intervalo de 2008’ a 2302’ y 2602’ a 2612’ produjeron aceite, agua y gas. Se recomienda asentar tapones de abandono reglamentarios así:
1995' - 2311'
2590' - 2701'
Figura de abandono del pozo Colorado 13
COLORADO 19 Este pozo fue abandonado debido a diversos problemas mecánicos, quedándose dentro del pozo un pez a 2977, y al parecer no se saco tubería de producción. Este pozo presenta un tapón de fondo de 3656’ a 4130. Se recomienda poner un tapón de cemento cubriendo el pez, ya así aislar ese intervalo abierto. Los tapones reglamentarios se sentaron como se describe a continuación:
1650' - 1790'
2850' - 3656'
Figura de abandono del pozo Colorado 19
COLORADO 20 Este pozo fue productor de crudo por 21 años, luego fue abandonado debido a baja producción, alto corte de agua y varios problemas mecánicos. Al analizar las formaciones se encontraron varios intervalos que fueron identificados como acuíferos estos son:
2124’-2132’
2194’-2198’
2296’-2302’
2382’-2392’
2626’-2636’
Para proteger estas formaciones que contienen agua de una invasión con fluidos hidrocarburos, se recomienda perforar el tapón que se encuentra instalado, y sentar los tapones de abandono en los siguientes lugares: TAPÓN DE CEMENTO
1955’-2440’
2600' - 2650'
3480' - 3419'
Para este pozo se ha decidido instalar 4 tapones de cemento, con el fin de aislar bien todos los intervalos contenedores de hidrocarburos, y al mismo tiempo ahorrar una cantidad de lechada considerable.
Figura de abandono del pozo Colorado 20
COLORADO 22 Este pozo produjo solo por 4 meses, luego fue abandonado debido a su baja producción de aceite y gran producción de agua, los intervalos más representativos fueron:
2094’-2111’
2402’-2416’
Al momento de abandonar este pozo en el año 1954, se sentó un tapón de cemento
de 2550’ a 2553, y otro de 3125 a 3155. Para realizar el
procedimiento de abandono antes hay que perforar y desaparecer estos tapones para sentar los tapones reglamentarios de abandono. Para este pozo se diseño un sistema de 4 tapones con el fin de aislar satisfactoriamente las zonas productoras de agua de las zonas que contienen hidrocarburos. TAPÓN DE CEMENTO
2062’- 2140’
2350' - 2840'
4900' - 5000'
Figura de abandono del pozo Colorado 22
COLORADO 40 Este pozo fue abandonado debido a su alta relación gas aceite “GOR”, al momento de analizar los intervalos perforados se obtuvo: Intervalo (ft)
2170’-2602’
2770’- 2780’
3290’-3280’
3660’-3666’
4014’-4930’
De acuerdo a esto se recomienda abandonar el pozo con los tapones de cemento situados así: TAPÓN DE CEMENTO
2110’- 2810’
3130' - 4950'
5480’- 5530’
6080' - 6223'
Figura de abandono del pozo Colorado 40
COLORADO 48 Este pozo fue abandonado debido a la alta relación gas aceite “GOR”, y alta producción de agua. Los intervalos analizados dieron como resultado lo siguiente: Intervalo (ft) Intervalos probados entre 5645’-5830’ Intervalos probados entre 5661’-58650’ Intervalos probados entre 5249’-5392
PRESENCIA DE FLUIDO Gas Acuíferos Secos
5220’- 5230’
4095 - 4110
4010 - 4023 Intervalos probados entre 3308’-3873’
Petroleó Acuíferos
Al momento de abandonar el pozo se encontró tapones de cemento sentados en 5200’- 5203’; 5440’- 5443; 5926’- 5973’. Los cuales no cumple con los requerimientos para un óptimo abandono, por esto se recomienda perforar estos tapones y paso seguido instalar los tapones reglamentarios así: TAPÓN DE CEMENTO
3260' - 4050'
5400' - 5973'
Figura de abandono del pozo Colorado 48
COLORADO 57 Este pozo produjo por 3 años de 1963 a 1960, y fue abandonado debido a que redujo su producción de aceite llegando a cero; llegando solo a producir agua. La mayoría de los intervalos analizados producían agua y aceite, por esto se ha hecho un cuidadoso análisis para aislar las zonas perforadas, recomendando la perforación del tapón de cemento existente y sentando de los tapones de cemento así:  Perforar tapones de cemento encontrados en 5682.
3602' - 4700'
5000' - 5210'
5410' - 6118'
Figura de abandono del pozo Colorado 57
 Debido a que algunos pozos se encuentran en aéreas de difícil acceso o incluso no hay vías construidas para el ingreso de equipos especiales de cementación, se recomienda empezar el procedimiento de abandono en los pozos de petróleo, los cuales poseen una infraestructura vial que faciliten el desplazamiento de los equipos.  Realizar una operación de abandono convencional a los pozos de petróleo que se encuentran en islotes en medio del rio (Colorado 5, Colorado 8), es extremadamente complicada y costosa, por lo tanto teniendo en cuenta que estos pozos resultaron secos y no poseen peligro de migración de hidrocarburos hacia el rio, se recomienda realizar una operación de abandono no convencional para cumplir con los requisitos sugeridos por la ley.  Para realizar satisfactoriamente las operaciones de abandono en todos los pozos seleccionados, se deben llevar a cabo obras civiles de infraestructura vial para así, poder tener acceso a los cabezales de pozo con los equipos de cementación móvil que se requieren.  Las nuevas tecnologías mencionadas en este libro para realizar abandono de pozos, fueron la tecnología jet grouting, y la opción de utilizar equipo de coiled tubing. Para este caso específico en el campo colorado se recomienda utilizar tecnología “jet grouting” ya que se puede utilizar con el mismo equipo móvil de cementación “frank 300”, y reduce los costos de operación considerablemente.
 El campo colorado es un campo maduro de petróleo en el cual fueron dos los principales factores que sugirieron la necesidad de abandonar los pozos seleccionados definitivamente, el primero fue la gran cantidad de pozos perforados que no arrojaron presencia de hidrocarburos; algunos solo mostrando formaciones saturadas con agua salada, el segundo factor es debido a los pozos que produjeron muy poco tiempo llegando rápidamente a su limite económico, esto debido a las características de lentejones encontrados en las formaciones productoras del campo.
 Para realizar un procedimiento optimo de abandono es necesario tener en cuenta la historia de perforación y producción así como el estado mecánico actual de cada pozo que se desee abandonar, para así tener una buena información que sirva de base tomar la mejor decisión en cuanto los sitios donde se van a sentar los respectivos tapones de cemento dentro del pozo.  La legislación para abandono de pozos en Colombia es clara en cuanto a las características generales que debe tener un pozo que se requiera abandonar, en cuanto a la cantidad de tapones necesarios dependiendo de las formaciones productoras y el tipo de pozo; dejando a consideración de la compañía operadora el tipo de cemento y el método utilizado para sentar los tapones de cemento.  De acuerdo a las metodologías
estudiadas en este libro, se
recomienda utilizar la metodología de abandono convencional, la cual ofrece un aislamiento óptimo de las zonas que pueden contener
hidrocarburos, ofreciendo un buen sello y evitando así alteraciones ecológicas en los ecosistemas cercanos al pozo.
 De acuerdo a los diferentes métodos para sentar tapones de cemento, el método más utilizado es el de tapones balanceados, ya que esta técnica posee una versatilidad en la construcción de tapones de cemento de distinto grosor, se puede realizar con un equipo de cementación móvil convencional, y el tiempo de instalación de cada tapón es moderado.
1. Estudio de ECOPETROL “diagnóstico y estrategias de recobro para ocho áreas de la gerencia centro oriente”. 2003. 2. Estudio de ECOPETROL “diagnóstico y estrategias de recobro para ocho áreas de la gerencia centro oriente”. 2003 3. DENNY A.Jones. Principles and prevention of CORROSION, Pretince Hall, Second Edicion, Nevada U.S.A. 4. National Association of Corrosion Engineers. Corrosion Control In Petroleum Production, TPC Publicacion 5, Houston Texas, 1994. 5. Dusseault M.B. “Casing Shear: Causes, Cases and Cures”. Paper SPE 72060, Terralog technologies, 27 March, 2001. 6. Agencia Nacional de Hidrocarburos, Decreto 1895 DE 1973 “SEPTIEMBRE 15”, información relacionada al abandono de pozos en Colombia. 7. Herndon, Joe and Smith, “Plugging Wells for Abandonment, a state of Art Study and Recommendend Plugging Procedures” Oak Ridge, Tennessee: Union Carbide Corporation, 1983. 8. SCHLUMBERGER EDUCATIONAL SERVICES. Well Cementing, 300 Schlumberger Drive, Sugar Land Texas, 1990. 9. Ian S.Barclay. Petroleum Development Oman. Utilizing Innovate Flexible Sealant Tecnology in Rigless Plug and Abandonment. Paper SPE 89622, 2004. 10. Coordinación de Ingeniería, Proyecto Campo Escuela ColoradoConvenio Universidad Industrial de Santander- Ecopetrol
EQUIPOS BÁSICOS QUE COMPONEN ABANDONO FÍSICO DE LOS POZOS.
Movilización de equipos En la movilización de equipos se requiere básicamente el desplazamiento desde la base hasta el punto de interés del equipo de servicio a pozos (workover), el carro de cementación y una llave hidráulica como complemento del equipo deservicio a pozos. Los equipos listados son autotransportables y pueden transitar dentro de la infraestructura vial cumpliendo con las normatividad actual vigente dentro de las que se contempla el uso de vehículo escolta con su respectiva señalización. Servicio a pozos Esta actividad hace referencia al desmantelamiento y transporte hasta un sitio de acopio de los equipos y accesorios de subsuelo. La duración de esta actividad que contempla básicamente el retiro de varillas y sarta de producción, depende de su estado mecánico y profundidad, para la cual tiene como referencia los registros de las base de datos que sugieren un rendimiento en el retiro de varillas de 30 por hora y en el retiro de tubería de producción de 20 tubos por hora.
El objetivo de este procedimiento es ubicar e instalar la torre del equipo (Frank 300) en el pozo, para poder dar comienzo a los trabajos programados en el mismo. Para esto se transporta el equipo al la localización, se ubica en el pozo según el Layout establecido y se procede a realizar el izamiento de las dos secciones de la torre, una vez la torre se encuentre instalada, se ancla al piso por medio de unas guayas (vientos), las cuales se aseguran por
un extremo a la torre, y por el otro a unos anclajes especiales (muertos) ubicados en puntos específicos en el piso de la localización. La torre se asegura por medio de cuatro vientos que van a anclajes en el suelo y dos que van a la cabina del equipo, de igual manera el encuelladero de tubería se ancla al piso por medio de dos vientos, estos se aseguran a los anclajes, de tal manera que queden cruzados entre si.
Figura 1 Equipo de Workover (Frank 300- 0165)
Fuente: Ecopetrol " Gerencia Regional del Magdalena Medio
Cementación Con base en los requerimientos y recomendaciones del Decreto de la referencia, se determinó el envío de
tapones de cemento que aísle las
formaciones permeables (acuíferos) y especialmente la formación productora en busca de evitar el aporte de fluidos al pozo, lo cual puede generar sobrepresiones. Generalmente se utiliza un equipo de cementación móviles para poder transportar el equipo al la localización, y ser ubicado en el pozo, estos equipos están diseñados para manejar altas presiones para los pozos más profundos, así mismo dotados de dos bambas triples y dos motores, equipados por dos tanques de desplazamiento de 10 bbl (1.6m3) cada uno y tubos de acero, los que se conectan para formar un conducto de alta presión desde la unidad de bombeo hasta la cabeza de cementación; dispositivo utilizado para contener los tapones hasta que son liberados y conectados dentro del casing durante las operaciones de cementación. Esta unidad despliega hasta 520 caballos de potencia hidráulica (hhp) y soporta una presión de trabajo 15,000 psia El peso total del vehículo, incluyendo el equipamiento convencional, es de 57,000 lbm (25,855 Kg).
Figura 2. Camión cementación móviles
Fuente: Revista Oilfield Review OTOÑO, 2000
Figura 3. Ilustración de la operación de cementación abandono.
Fuente: CAF PROAMBIENTE LTDA
Nombre de archivo: Completo Directorio: C:\Documents and Settings\jhon jairo\Escritorio\AGUACHICA Plantilla: C:\Documents and Settings\jhon jairo\Datos de programa\Microsoft\Plantillas\Normal.dotm Título: 1 Asunto: Autor: RICARDO Palabras clave: Comentarios: Fecha de creación: 24/11/2008 16:07:00 Cambio número: 8 Guardado el: 25/11/2008 6:58:00 Guardado por: jhon jairo Tiempo de edición: 24 minutos Impreso el: 25/11/2008 7:06:00 Última impresión completa Número de páginas: 223 Número de palabras: 23.238 (aprox.) Número de caracteres: 127.815 (aprox.)
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