Impactos ambientales pozo incahuasi X-2

1
FLUIDOS DE PERFORACION 2016
INDICE
CAPITULO 1. GENERALIDADES
1.1 INTRODUCCION…………………………………………………………………..1
1.2. OBJETIVOS…………………………………………………………………………….
1.2.1. Objetivo General………………………………………………………………..
1.2.2. Objetivos específicos……………………………………………………….
CAPITULO 2. MARCO TEORICO………………………………………………………….
2.1. CONCEPTO DE FLUIDO DE PERFORACIÓN ……………………………………..
2.2. COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACIÓN ………………………………
2.3. TIPOS DE FLUIDO DE PERFORACIÓN ……………………………………….
2.3.1. Fluido de perforación base agua …………………………………….
2.3.2. Fluido de perforación base aceite …………………………………..
2.4. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN………………………………
2.4.1. Remoción de los recortes del pozo …………………………………..
2.4.2. Controlar las presiones de la formación. ………………………………
2.4.3. Suspender y descargar los recortes. ……………………………..
2.4.4. Obturar las formaciones permeables. ……………………………….
2.4.5. Mantenimiento de la estabilidad del pozo……………………….
2.4.6. Minimizar los daños al yacimiento………………………………….
2.4.7. Enfriar, lubricar y apoyar la broca y el conjunto de perforación….
2.5. CONTROL DE SOLIDOS………………………………………………….
2.5.1. Tipos de sólidos presentes en el ﬂuido de perforación………
2.5.2. Proceso de Control de Sólidos…………………………
2.5.3. Métodos de Control de Sólidos……………………….
2.5.4. Equipos de Separación mecánica utilizados en la eliminación de…
2.6. PROBLEMAS OPERACIONALES DURANTE LA PERFORACIÓN RELACIONADOS
CON EL FLUIDO DE PERFORACIÓN………………
2.6.1. Pérdidas de circulación…………………………………
2.6.2. Pega de tubería……………………………………..
3. ANTECEDENTES DEL POZO…………………………………………………
4. CASO A RESOLVER…………………………………………………………….
5. CONCLUSIONES…………………………………………………………….
6. RECOMENDACIONES……………………………………………………
7. BIBLIOGRAFIA………………………………………..
8.-ANEXOS………………………………………………………

3
1.1 INTRODUCCION
La industria petrolera boliviana desde hace varias décadas ha sido una prioridad y una oportunidad
de desarrollo tecnológico y económico para el estado boliviano.
Durante los primeros años de la actividad de explotación de Hidrocarburos, no se tomaron en cuenta
los aspectos ambientales y sus impactos durante la operación de perforación.
Durante los últimos veinte años, la actividad de explotación petrolera en Bolivia ha adoptado criterios
y normas de sustentabilidad, así como la ley del medio ambiente 1333 que fue promulgada en abril
de 1992, que presenta lineamientos para el cuidado del medio ambiente en las actividades de la
industria hidrocarburífera.

4
Mapa del Bloque Ipati y Aquio
Después de realizar los respectivos estudios geológicos, prospección sísmica y los que involucran
la exploración de reservorios técnica y económicamente potenciales,
se procede a realizar la perforación de pozos exploratorios y de desarrollo para ello, es necesario
tener disponible las respectivas herramientas y equipos de perforación pertinentes a las actividades
de perforación, así también de insumos y químicos como los fluidos de perforación adecuado por los
cuales tienen, una variedad de funciones: acarrear los recortes de la formación perforados hacia la
superficie.
Los fluidos también llamados lodos son diseñados a partir de la necesidad técnica que se requieran,
pueden ser elaborados a base agua o también base aceite.
El lodo en base aceite OBM también llamados de emulsión inversa, presentan una ventaja técnica
para muchos proyectos donde el uso de lodos base agua hubieran sido técnicamente ineficientes y
hasta contraproducente.
Los recortes que se hayan generado durante la perforación llegan a superficie impregnados de lodo
y estos son separados para recircular el fluido de perforación en el circuito del pozo.
En Bolivia se han desarrollado múltiples proyectos que contribuyeron al crecimiento de la industria
hidrocarburífera, en lo que se refiere a perforación, se han generado considerables volúmenes de
recortes de perforación impregnados con fluidos y aceite, que llegan a ser considerados como
residuos peligrosos, su manejo es de gran interés para la empresa operadora ya que deben ser
tratados según lo estipulado en el reglamento ambiental en el sector hidrocarburífero RASH.

5
Debido a que los proyectos exploratorios son de vital importancia para el estado ya que este debe
cumplir con los compromisos de envío de hidrocarburos según volúmenes acordados a los países
vecinos, es que se realizó el desarrollo del campo Incahuasi, que según estudios previos este campo
presenta un potencial gasífero de con volúmenes considerables para así compensar la declinación
de campos maduros como San Alberto que, actualmente se encuentran en etapa de declinación.
La perforación en este campo ha tomado su debida importancia debido a que los fluidos diseñados
para este campo deben cumplir las normas técnicas API y en cuanto a las normas ambientales
RASH para su tratamiento, manejo, reutilización, y/o disposición final
1.2. OBJETIVOS
1.2.1. OBJETIVO GENERAL
Conocer los procedimientos de los fluidos de Perforación, para la realizar,
determinar sus impactos significativos hacia el medio Ambiente y cuales serian sus
procedimientos para la mitigación de ellos.
Determinar procedimientos de mitigación de impactos ambientales para actividades
que utilicen fluidos de perforación
1.2.2. OBJETIVOS ESPECIFICOS
 Determinar cuáles son las pruebas y los métodos para controlar la calidad de la
Fluidos de perforación
 describir los equipos superficiales y sub superficiales que se utilizan en las
actividades donde se utilicen fluidos de perforación.
 Describir la ubicación y arreglo del pozo estudiado
 Determinar que normas de seguridad y medio ambiente debemos utilizar para
realizar la cementación de pozos petroleros
 Determinar los efectos de los derrames de fluidos en los factores bióticos y
abióticos.

7
CAPITULO 2. MARCO TEORICO
2. MARCO TEORICO
2.1. CONCEPTO DE FLUIDO DE PERFORACION
El fluido de perforación o Iodo como comúnmente se la llama, puede ser cualquier sustancia o
mezcla de sustancias con características físicas y químicas apropiadas, como por ejemplo:
combinaciones de agua y aceite con determinado porcentaje de sólidos.
2.2. COMPOSICIÓN DEL FLUIDO DE PERFORACION
La composición de un fluido depende de las exigencias de cada operación de perforación en
particular. La perforación debe hacerse atravesando diferentes tipos de formaciones, que a la vez,
pueden requerir diferentes tipos de fluidos. Por consiguiente, es lógico que varias mejoras sean
necesarias efectuarle al fluido para enfrentar las distintas condiciones que se encuentran a medida
que avance la perforación.
2.3. TIPOS DE FLUIDO DE PERFORACIÓN
2.3.1. Fluido de perforación base agua
Los fluidos base agua son aquellos cuya fase líquida o continua es agua. Estos sistemas son
muy versátiles y se utilizan por lo general para perforar formaciones no reactivas.
Productoras o no productoras de hidrocarburos.
2.3.2. Fluido de perforación base aceite

8
Los fluidos base aceite son aquellos cuya fase continua, al igual que el filtrado, es puro
aceite. Pueden ser del tipo de emulsión inversa o cien por ciento (100%) aceite.
 Emulsión inversa: Es una mezcla de agua en aceite a la cual se le agrega cierta
concentración de sal para lograr un equilibrio de actividad entre el fluido y la formación. El
agua no se disuelve o mezcla con el aceite, sino que permanece suspendida, actuando
cada gota como una partícula sólida. En una buena emulsión no debe haber tendencia de
separación de fases y su estabilidad se logra por medio de emulsificantes y agentes
adecuados.
 Lodos do aceite: son aquellos que contienen menos del 5% en agua y contiene mezclas
de ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diésel de alto punto de
llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de
contaminación de Ias zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no
pueden afectarlos y tiene gran aplicación en profundidad y altas temperaturas.
El uso de estos dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder
contaminante.
2.4. FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Las funciones de los fluidos de perforación describen Ias tareas que el fluido es capaz de realizar,
aunque algunas de estas no sean esenciales en cada pozo. La remoción de los recortes del pozo y
el control de Ias presiones de la formación son funciones sumamente importantes. Aunque el orden
de importancia esté determinado por Ias condiciones del pozo y las operaciones en curso, las
funciones más comunes de fluidos de perforación son las siguientes:
 Retirar los recortes del pozo.
 Controlar las presiones de la formación.
 Suspender y descargar los recortes.
 Obturar las formaciones permeables.
 Mantener la estabilidad del hueco.
 Minimizar los daños al yacimiento.
 Enfriar, lubricar y apoyar la broca y el conjunto de perforación.
2.4.1. Remoción de los recortes del pozo
Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la
broca. Con este fin, se hace circular un fluido de perforación dentro de la columna de perforación y
a través de la broca, el cual arrastra y transporta los recortes hasta la superficie, subiendo por el
espacio anular.

9
2.4.2. Controlar las presiones de la formación.
Como se mencionó anteriormente. una función básica del fluido de perforación es controlar las
presiones de la formación para garantizar una operación de perforación segura.
Típicamente, a medida que la presión de la formación aumenta, se aumenta la densidad del fluido
de perforación agregando barita para equilibrar las presiones y mantener la estabilidad del hueco.
Esto impide que los fluidos de formación fluyan hacia el pozo y que los fluidos de formación
presurizados causen un reventón. La presión ejercida por la columna de fluido de perforación
mientras está estática (no circulando) se llama presión hidrostática y depende de la densidad (peso
del lodo) y de la Profundidad Vertical Verdadera (TVD) del pozo. Si la presión hidrostática de la
columna de fluido de perforación es igual o superior a la presión de la formación. Los fluidos de la
formación no fluirán dentro del pozo.
2.4.3. Suspender y descargar los recortes.
Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes
y los aditivos bajo una amplia variedad de condiciones, sin embargo deben permitir Ia remoción de
los recortes por el equipo de control de sólidos.
2.4.4. Obturar Ias formaciones permeables.
La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través deformaciones porosas;
Ias formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos. Cuando
Ia presión de la columna de Iodo es más alta que la presión de la formación, el filtrado invade la
formación y un revoque se deposita en la pared del pozo.
En Ias formaciones muy permeables con grandes gargantas de poros, el Iodo entero puede invadir
Ia formación, según el tamaño de los sólidos del Iodo.
2.4.5. Mantenimiento de la estabilidad del pozo.
La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y
esfuerzo) y químicos. La composición química y Ias propiedades del Iodo deben combinarse para
proporcionar un pozo estable hasta que se pueda 'introducir y cementar la tubería de revestimiento.
2.4.6. Minimizar los daños al yacimiento.
La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es muy importante.
Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de unaformación productiva es
considerada como daño a la formación. Estosdaños pueden producirse como resultado de la
obturacióncausada por el lodo o los sólidos de perforación, o de Ias interacciones químicas (lodo) y
mecánicas (conjunto de perforación) con la formación.

10
2.4.7. Enfriar, lubricar y apoyar Ia broca y el conjunto de perforación.
Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una cantidad considerable de calor por fricción en la
broca y en Ias zonas donde la columna de preformación rotatoria roza contra Ia tubería de
revestimiento y el pozo. La circulación del fluido de perforación enfríaIa broca y el conjunto de
perforación, alejando este calor de la fuente y distribuyéndolo en todo el pozo. La circulación del
fluido de perforación enfría Ia columna de perforación hasta temperaturas más bajas que la
temperatura de fondo.
Además de enfriar, el fluido de perforaciónlubricaIa columna de perforación, reduciendo aúnmás el
calor generado por fricción.
3. CONTROL DE SÓLIDOS
Durante el desarrollo de la perforación se producen diferentes sólidos que de no controlarse
podrían contaminar el fluido de perforación y afectar gravemente las operaciones.
3.1.1. Tipos de sólidos presentes en el fluido de perforación
Los sólidos del lodo de Perforación pueden ser separados en dos categorías:
 Sólidos de Baja Gravedad Específica (LGS), con una Gravedad Específica(SG)
comprendida en el rango de 2.3 a 2,8. Los sólidos perforados, las arcillasy la mayoría de
los demás aditivos de lodo están incluidos en la categoría deLGS y son frecuentemente los
únicos sólidos usados para obtener densidadesde hasta 10.0 b/gal (SG<1.2).
 Sólidos de Alta Gravedad Específica (HGS). con una Gravedad Especifica de4.2 o más.
Los materiales densificantes como la barita o la hematita componenla categoría de HGS y
son usados para lograr densidades superiores a 10.0 lb/gal (SG>1.2).
3.2.2. Importancia de la eliminación de Sólidos en los fluidos de perforación
Los tipos y las cantidades de sólidos presentes en los sistemas de lodo determinan la densidad del
fluido, la viscosidad, los esfuerzos de gel, la calidad del revoque y el control de filtración, así como
otras propiedades químicas y mecánicas. Los sólidos y sus volúmenes también afectan los costos
del lodo y del pozo, incluyendo factores como la Velocidad de Penetración (ROP), la hidráulica, las
tasas de dilución, el torque y el arrastre, las presiones de surgencia y suabeo, la pegadura por
presión diferencial, la pérdida de circulación, la estabilidad del pozo, y el embolamiento de la broca

11
y del conjunto de fondo. A su vez, estos factores afectan la vida útil de las brocas. bombas y otros
equipos mecánicos.
La remoción de sólidos es uno de los más importantes aspectos del control del sistema de lodo, ya
que tiene un impacto directo sobre la eficacia de la perforación. El dinero invertido en el control de
sólidos y la solución de problemas relacionados con los sólidos perforados representa una porción
importante de los costos globales de la perforación.
3.2.3. Proceso de Control de Sólidos
El proceso de control de sólidos consiste en bombear fluido a través de la sarta de perforación para
facilitar el desplazamiento de los sólidos mediante los equipos de control de sólidos. donde se
eliminan estos y una vez limpio el fluido comienza el ciclo de bombeo y limpieza del mismo.
3.2.4. Métodos de Control de Sólidos
 Dilución
La dilución reduce la concentración de sólidos perforados adicionando un volumen al Fluido de
perforación.
 Desplazamiento
Es la remoción o descarte de grandes cantidades de Fluido por Fluido nuevo con óptimas
propiedades reológicas.
 Piscinas de asentamiento (gravedad)
Es la separación de partículas sólidas por efecto de la gravedad, debido a la diferencia en la
gravedad específica de los sólidos y el líquido. Depende del tamaño de las partículas, la gravedad
específica y la viscosidad del Fluido.
 Separación mecánica
Es la separación de sólidos mediante equipos mecánicos.
Equipos de Separación mecánica utilizadosen la eliminación de sólidos.
 Zarandas Vibratorias

12
Son los primeros equipos que intervienen en el proceso de eliminación de sólidos. Las cuales
están diseñadas para procesar cualquier tipo de ﬂuido de perforación. La separación de sólidos
está basada en el tamaño físico de las partículas.
En el proceso de selección de las zarandas vibratorias se deben considerar los factores siguientes:
 Densidad del fluido
 Viscosidad del fluido
 Tasa de penetración y cantidad de recortes generados
 Hidrociclones
Los Hidrociclones son recipientes de forma cónica en los cuales la energía de presión es
transformada en fuerza centrífuga.
El fluido se alimenta por una bomba centrífuga. a través de una entrada que lo envía
tangencialmente en la cámara de alimentación. Una corta tubería ¡amada tubería del vórtice forza
a la corriente en forma de remolino a dirigirse hacia abajo en dirección del vórtice (Parte delgada
del cono).
La fuerza centrífuga creada por este movimiento del Fluido en el cono, forza las partículas más
pesadas hacia fuera contra la pared del cono. Las partículas más livianas se dirigen hacia adentro
y arriba como un vórtice espiralado que las lleva hacia el orificio de la descarga o del afluente. La
descarga en el extremo inferior es en forma de spray con una ligera succión en el centro.
 Desarenador
Los desarenadores son usados en Fluidos con poco peso para separar partículas tamaño arena de
74 micrones o más grandes.
En Fluidos pesados no es muy recomendable usar este equipo debido a que la densidad de la
barita es sustancialmente más alta que la de los sólidos perforados.
La capacidad de procesamiento (Tamaño y Número de conos) debe ser 30 a 50 % más que la
circulación usada.
 Deslímador

13
El Deslímador está diseñado para remover los sólidos que no han sido descartados por el
desarenador. Se remueven partículas de 12 a 40 micrones.
 Limpiador de lodo (MudCleaner)
El Mudcleaner o Limpiador de Fluido es básicamente una combinación de un desiltercolocado
encima de un tamiz de malla tina y alta vibración (zaranda). Este proceso remueve los sólidos
perforados tamaño arena aplicando primero el hidrociclón al Fluido y posteriormente procesando el
desagüe de los conos en una zaranda de malla tina.
Según especificaciones API el 97 % del tamaño de la barita es interior a 74 micrones y gran parte
de esta es descargada por los Hidrociclones (Desilter/Desander). El recuperar la barita y desarenar
un Fluido densificado es la principal función de un limpiador de Fluidos o Mudcleaner.
El tamaño de mala usado normalmente varía entre 100 y 200 mesh (325 meshraramente usada
debido a taponamiento y rápido daño de la mala)
La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del
pozodurante el proceso de perforación. El sistema está compuesto por equipo superficial y sub
superficial como se muestra en la siguiente figura

14
 Centrifugas decantadoras
Están diseñadas para remover sólidos de baja gravedad especíﬁca y barita de menos de 3.5 u. Los
sólidos de mayor tamaño y densidad son devueltos al sistema. Ademásde los sólidos elimina parte
de la fase liquida del fluido que contiene material químico, tales como lignosulfato, soda caustica,
entre otros.
Las centrifugas aumentan la velocidad de sedimentación de los sólidos mediante el remplazo de la
fuerza de gravedad por fuerza centrífuga.
2.6. PROBLEMAS OPERACIONALES DURANTE LA PERFORACIÓN RELACIONADOS CON
EL FLUIDO DE PERFORACION
2.6.1. Pérdidas de circulación
La pérdida de lodo hacia las formaciones se llama pérdida de circulación o pérdida de retornos.
Desde el punto de vista histórico, la pérdida de circulación ha sido uno de los factores que más
contribuye a los altos costos del lodo.
Otros problemas del pozo, como la inestabilidad, la tubería pegada e incluso los reventones, son
consecuencias de la pérdida de circulación. Además de las ventajas claras que se obtienen al
mantener la circulación, la necesidad de impedir o remediar las pérdidas de lodo es importante
para otros objetivos de la perforación, como la obtención de una evaluación de la formación de
Buena calidad y el logro de una adherencia eficaz del cemento primario sobre la tubería de
revestimiento.
La pérdida de circulación puede producirse de una de dos maneras básicas:
1. Invasión o pérdida de lodo hacia las formaciones que son cavernosas, ﬁsuradas, fracturadas o
no consolidadas.
2. Fracturación, es decir la pérdida de lodo usada por la fracturación hidráulica producida por
presiones inducidas excesivas.
2.6.2. Pega de tubería
La pega de tubería representa uno de los problemas de perforación más comunes y más graves.
La gravedad del problema puede variar de una inconveniencia menor que puede causar un ligero
aumento de los costos, a complicaciones graves que pueden tener resultados considerablemente
negativos, tal como la pérdida de la columna de perforación o la pérdida total del pozo. Un gran
porcentaje de casos de pega de tubería terminan exigiendo que se desvíe el pozo alrededor de la
pega de tubería, llamada pescado, y que se perfore de nuevo el intervalo.

15
La pega por presión diferencial ocurre generalmente cuando la tubería está estacionaria, tal como
cuando se hacen las conexiones o cuando se realiza un registro. Está indicada por la circulación
completa y la ausencia de movimiento ascendente/descendente o libertad de movimiento rotatorio.
con la excepción del estiramiento y torque de la tubería “.
La pega de tubería por presión diferencial suele ser causada por una de las siguientes
causas/condiciones de alto riesgo:
 Altas presiones de sobre balance
 Revoques gruesos
 Lodos con alto contenido de sólidos
 Lodos de alta densidad
Si la tubería se pega, será necesario hacer todo lo posible para liberada rápidamente.
La probabilidad de que la pega de tubería sea liberada con éxito disminuye rápidamente con el
tiempo.

16
4.- ANTECEDENTES
La serranía Incahuasi corresponde a la expresión en superficie de las estructuras profundas Ipati y
Aquío, extendiéndose de Norte a Sur a lo largo de la cresta de dicha serranía. El Bloque Aquío se
encuentra atravesado de norte a sur por la serranía de Incahuasi, cuya cresta sirve de línea divisoria
entre las provincias Luis Calvo del Departamento de Chuquisaca y Cordillera del Departamento de
Santa Cruz. Los reservorios potencialmente productores en el área del bloque pertenecen a las
formaciones Huamampampa (HMP), Icla (en parte) y Santa Rosa.
El descubrimiento de gas se produjo en el año 2004 mediante la perforación del pozo ICS-X1 en el
Bloque Ipati, probando una acumulación de gas en el reservorio Huamampampa.
Ipati, 250km al suroeste de Santa Cruz a 6.000m bajo los faldeos de la cordillera de los Andes, el
proyecto, a cargo de Total, incluyo la perforación de tres pozos (uno en el bloque Aquio y dos en el
bloque Ipati).
La zona, que tiene una vegetación tupida, fue tierra virgen hasta 2008, cuando la empresa Total
E&P Bolivie realizó los estudios de sísmica 3D a los bloques Ipati y Aquío, después de consultar a
las comunidades guaraníes que habitan la Tierra Comunitaria de Origen (TCO) del Alto Parapetí,
en 2007.

17
Los objetivos en el área están formados por areniscas cuarcititas del Devónico, mayormente de
porosidad secundaria (fracturación). Los resultados de los pozos ICS-X1, AQI–X1001, ICS-2 e ICS-
3 constituyen las referencias de correlación para toda la secuencia estratigráfica Devonico -
Carbonífera. AQI-X1: perforado en 1962-1963 por YPFB hasta una profundidad de 2209 m. en la
Formación Los Monos. AQI-X1001: Pozo completado. Objetivos HMP, Icla y Santa Rosa.
Coordenadas de superficie en el datum WGS 84 s20. Icla (en parte) y Santa Rosa.
En el año 2011 se perforo el segundo pozo exploratorio AQI-X1001, ubicado a 4 Km. en dirección
norte del ICS-X1, que descubrió acumulación de gas en la formación HMP en el Bloque Aquio. Las
Declaratorias de Comercialidad de los campos Incahuasi (Bloque Ipati) y Aquío (Bloque Aquio)
fueron aprobadas por Yacimientos Petrolíferos Fiscales bolivianos (YPFB) en fecha 29 de Abril de
2011, iniciando de esta manera, el periodo de explotación de dichos campos. Posteriormente se
perforaron los pozos ICS-2 en el año 2012 e ICS-3 en el año 2013.
Las obras civiles comenzaron el 2011 y estuvieron a cargo de Serpetrol S.A. Las casetas que
sirvieron de viviendas, consultorio médico, depósitos y talleres estuvieron enfiladas frente a la torre

18
de perforación importada de más de 50 metros de altura y que fue la misma que se usó para taladrar
el Aquío X1001, que dio resultados positivos y fue declarado comercial en julio de 2011.
Hasta el 2012, La empresa francesa TOTAL E&P ha invertido 200 millones de dólares en las
perforaciones Incahuasi X1 y Aquío X1001, desde que firmó el contrato con Bolivia en 2004.
Para hallar reservas de gas natural en el lugar se usaron equipos de última tecnología, entre ellos
un taladro DLS 134 de 3.000 HP (horsespower, caballos de fuerza en español), además de lodos
de perforación biodegradables para aminorar el impacto ambiental.
La estatal Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB) constató los avances en una vía de
acceso de 5,8 kilómetros y de un helipuerto que construyo la francesa Total EP Bolivie, para la
perforación del pozo Incahuasi X-2.
El helipuerto permitió que el equipo de perforación pueda ingresar sin ninguna dificultad y riesgo
También se aperturó y estabilizo la zona donde estuvo ubicada la línea de agua, la construcción de
la estación de bombeo, la perforación de dos pozos de agua y un helipuerto, para casos de
emergencia o contingencia.
Las actividades en ejecución se refieren a la construcción de un nuevo camino, el
reacondicionamiento del camino antiguo en el tramo de ingreso desde la hacienda Caraparicito, con
obras civiles de alcantarillado, entre otros, explicó el fiscal Nacional de Obras Civiles de YPFB
Corporación, Gerardo Rueda.
antes de realizar la perforación se preparó el área utilizando 700 mil horas/hombre trabajadas para
instalar el aparato de perforación sin ningún accidente.
14 meses de perforación fueron necesarios para llegar, primero, al nivel del reservorio gasífero
Huamampampa, a 4.500 metros de profundidad, aproximadamente, y luego a la formación Santa
Rosa, a unos 6.500 metros.
Se utilizó un lodo con base aceite no toxico para la perforación que no contiene hidrocarburos
aromáticos el cual, es biodegradable y evita el uso de lodo con base diésel que puede afectar la
salud y el medio ambiente.
El arreglo de pozo comenzó con un trepano de 36 pulgadas de diámetro y concluyo con uno de 6
pulgadas hasta llegar a los 6500 metros de profundidad.
Características Detalle
Profundidad objetivo 6500 m
Tipo de lodo Base aceite libre de aromáticos
Trepano primer tramo 36”
Trepano profundidad objetivo 6”
Arena target Santa Rosa
Tiempo de perforación 420 días calendario
Potencia equipo 3000 HP

19
Consulta publica
Por otro lado, en cuanto a la relación de Total con los grupos indígenas guaraníes que viven en la
zona, este proyecto fue el primero en incluir el proceso de consulta y participación que dio como
resultado un buen entendimiento y un beneficio mutuo de las dos partes y que este ejemplo puede
servir como referencia para otros emprendimientos similares en el país.
Biodiversidad
En lo que respecta a la conservación de la diversidad, durante el año 2010 Total E&P Bolivie
continuará con la segunda fase de valorización del proyecto de valorización del patrimonio natural
del Incahuasi ejecutado por el Museo de Historia Natural Noel Kemppf Mercado y que cuenta con el
apoyo de la fundación Total. Este proyecto ha permitido entre otros logros registrar 125 especies de
mariposas, 38 especies de escarabajos coprófagos, 39 especies de anfibios, 55 de reptiles, más de
180 especies de aves y 82 especies de mamíferos, verificándose la gran biodiversidad del área del
Incahuasi.

20
5.- CASO A RESOLVER
a) Indique el proceso de actividad y mencione los impactos con sus respectivas
medidas de mitigación.
ACTIVIDAD IMPACTO MITIGACION
Acarreo de recortes Contaminación del suelo Tratamiento de suelos
Contaminación de aguas Tratamiento de las aguas
Recortes contaminados Landfarming biorremediación
Circulación de lodo Contaminación de aguas sub
superficiales
buena cementación de cañería
Fractura de formación Hacer buen control de presiones de
formación
Contaminación de suelos
superficiales al circular lodo
Tratamiento de aguas
Uso de grandes volúmenes de
agua.
dewatering
b) En qué lugar se debe depositar los recortes de perforación en que documento debe
estar informado la disposición y eliminación de estos recortes.
Título II capítulo III art 47
Disponer adecuadamente los desechos y lodos de perforación de las fosas, de manera que
no se constituyan en riesgos para la salud pública y el medio ambiente. Asimismo,
procederá al almacenaje de los fluidos degradados o nocivos y/o desechos sólidos
resultantes de las operaciones de perforación
c) Qué pasos que hay seguir para la disposición de fluidos de terminación,
intervención y pruebas de terminación de pozos.
Para la disposición de fluidos de terminación, intervención y pruebas de
Terminación del pozo, la Responsable debe:
1) Construir una fosa o instalar un tanque con capacidad suficiente para aislar los
volúmenes de fluidos de terminación o intervención de la fosa de lodos de perforación. Al
finalizar el programa deperforación, el líquido almacenado deberá ser dispuesto mediante
el uso de un método aprobado en
La DIA o DAA.
2) Ubicar y construir la fosa de quema previo análisis del rumbo de los vientos
predominantes, para
Reducir los eventuales riesgos de incendio. Dicha fosa deberá ser ubicada a una distancia
mínima de
50 metros de la boca de pozo.
3) Enviar el fluido producido a la línea de flujo y luego a la instalación de producción del
campo en

21
los casos donde sea posible la producción de líquidos. Luego de realizar esta operación,
deberá
Procederse a la descarga del gas separado a una instalación de producción o a una fosa
de quema
Equipada con sistemas de control de emisiones a la atmósfera.
4) Transportar y almacenar los hidrocarburos líquidos separados a un tanque cerrado y
rodeado por Muros cortafuego. En situaciones donde logística y económicamente no sea
posible el transporte de Estos líquidos a instalaciones receptoras, éstos deberán ser
quemados en instalaciones adecuadas con Control de emisiones. La disposición final de los
indicados líquidos debe ser descrita en el plan de Mitigación ambiental contenido en el EEIA.
5) Prohibir fumar durante las pruebas de producción en el área de la planchada.
6) Utilizar calentadores indirectos de gas para la realización de pruebas de terminación de
pozos gasíferos, cuando el caso así lo requiera.
d) En qué caso de que se presentara un problema durante la operación y el fluido
rebalse de los cajones, cuál será el procedimiento que se debe realizar para
presentar a AAC, en que tiempo debe realizarse la documentación y como
desarrollaría la remediación de los daños.
DERRAME DE FLUIDO
En caso de que se presentara un derrame de fluido de perforación el procedimiento
es el siguiente, establecido por el Reglamento ambiental para el sector hidrocarburífero
(RASH) artículo 124 y 125
Art. 124.- Establece que todos los derrames de hidrocarburos, agua salada o químicos
fuera del sitio o dentro del sitio cuyos volúmenes sean superior a 2 metros cúbicos, deben
ser inmediatamente comunicados a la Organización sectorial Competente de
la secretaria nacional de energía (OSC)
Art. 125.- En la eventualidad de producirse un derrame, la Responsable en un plazo no
mayor a los 10 días hábiles siguiente a este, deberá efectuar la comunicación al O
SC, presentando en forma escrita la siguiente información:
a) Hora y fecha en que ocurrió el derrame.
b) Descripción de las principales circunstancias del derrame.
c) Argumentación detallada de los procedimientos de operación y recuperación de derram
es utilizados.
d) Exposición de los procedimientos a ejecutarse para prevenir en el futuro derrames
similares.
e) Descripción del programa propuesto para la rehabilitación del sitio.
El tiempo límite es de 10 días hábiles como máximo.
Lo primero que haría si el derrame supera la membrana protectora es recoger el derrame y
raspar el sitio donde se derramo para luego llevar a un landfarming para hacerle
bioremediación.
En cuestiones de seguridad el pozo contará con un HSE el cual supervisará
que todo el personal utilice el adecuado EPP (Equipo de protección personal) y los
capacite periódicamente en temas de medio ambiente seguridad y salud ocupacional

22
6.- CONCLUSIONES
 Después de describir los conceptos y los componentes que intervienen en el tratamiento
de fluidos de perforación, se puede decir que el pozo Incahuasi 2 cumple la función de
acondicionar el fluido de perforación.
 El fluido de perforación empleado a pesar de ser diseñado con aceites biodegradables es
manejado como residuo peligroso, debido a su elaboración con diferentes químicos y
aditivos que permiten proporcionarle las propiedades reológicas y tixotrópicas requeridas
para el pozo Incahuasi X-2.
 Para la disposición y manejo de lodos o fluidos de perforación se encuentra normado por el
reglamento ambiental para el sector hidrocarburos RASH en el TITULO II CAP III DE LA
PERFORACION TERMINACION E INTERVENCION.
 El área seleccionada para perforación de este pozo es un área sensible ecológicamente
por la variedad de fauna y flora disponible originalmente en sitio.

23
7.- RECOMENDACIONES
- Contratar personal altamente calificado y capacitarlo continuamente en materia
ambiental y desarrollo sostenible.
- Regirse a las normas de seguridad y medio ambiente vigentes en el país.
- Actualizar el RASH con procedimientos específicos para derrames de fluidos de
perforación durante las distintas etapas de la perforación.
- Actualizar el RASH para recomendar el uso de fluidos de perforación base aceite libre
de aromáticos biodegradables que tengan menor impacto al contacto con el medio
ambiente.
Bibliografía
http://epbolivia.total.com/contenido.php?id=22
http://www.hidrocarburosbolivia.com/noticias-archivadas/392-upstream-archivado/upstream-01-01-
2012-01-07-2012/49441-perforacion-de-incahuasi-2-representara-un-reto-tecnico-para-total.html

Impactos ambientales pozo incahuasi X-2

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (20)

Destacado

Destacado (15)

Similar a Impactos ambientales pozo incahuasi X-2

Similar a Impactos ambientales pozo incahuasi X-2 (20)

Más de Luis Saavedra

Más de Luis Saavedra (8)

Último

Último (20)

Impactos ambientales pozo incahuasi X-2