Las reglas en Colombia para perforar pozos de petróleo y gas en Colombia

El Ministerio de Minas y Energía de Colombia buscando salidas para aumentar la exploración y producción de petróleo y gas en el país ha sacado para comentarios un borrador de resolución que contiene más reglas para las empresas del sector.

*Esta nota es la parte 2 de una serie de contenidos que permiten ampliar de mejor manera el borrador de resolución publicado por el Ministerio de Minas y Energía que puede consultar aquí.

Sobre el camino que deben seguir las empresas para poder llevar a cabo actividades de perforación de pozos, el Ministerio precisó que iniciar la perforación de cualquier pozo, la empresa deberá solicitar el permiso a la ANH quien tendrá un plazo de hasta 15 días calendario para emitir pronunciamiento.

Esta solicitud deberá tener un programa global para la perforación junto con el plan o esquema operativo para entrada en producción del o los pozos.

Según el borrador de la resolución, el permiso para perforar tendrá una vigencia de seis meses contados a partir de la fecha establecida para iniciar la perforación. “Si durante este lapso la perforación no se inicia, el operador deberá solicitar renovación 30 días calendario antes del vencimiento del permiso otorgado para justificar tal situación y renovar el permiso”, indica la normativa.

Luego de iniciar las actividades, la ANH podrá realizar visitas de control y seguimiento durante la etapa de perforación, y podrá suspender el permiso para perforar e imponer las sanciones a que haya lugar, cuando las condiciones de seguridad en las operaciones no sean adecuadas.

Pero también cuando se cambie de manera inconsulta alguno de los requerimientos definidos y aprobados.

¿Qué tendrán prohibido las empresas de petróleo y gas en las perforaciones?

El borrador de resolución del Ministerio de Minas y Energía expresa que ningún pozo podrá ser perforado si se incumplen estas distancias sin un permiso especial:

1. 100 metros entre la proyección vertical del fondo del pozo a superficie y el lindero del área contratada
2. 100 metros de cualquier instalación industrial de terceros
3. 50 metros de oleoductos y gasoductos
4. 50 metros de los diversos talleres, calderas y demás instalaciones en uso del operador
5. 100 metros de las casas de habitación
6. 50 metros de las líneas de transmisión eléctrica para el servicio público, en concordancia con el Retie
7. Una faja no inferior a 30 metros de ancha, paralela a las líneas de mareas máximas, a cada lado de los cauces de los ríos, quebradas y arroyos, sean permanentes o no, y alrededor de los lagos o depósitos de agua

Hay que decir que el permiso especial -mencionado anteriormente- solo podrá ser otorgado por la Agencia Nacional de Hidrocarburos, tras un análisis de las situaciones debidamente justificadas por la empresa en las que se evidencie la imposibilidad de dar cumplimiento a alguna de las distancias exigidas.

Además, bajo ciertas condiciones, se podrán perforar pozos desde áreas contiguas de diferentes contratos, que permita aprovechar en superficie plataformas o locaciones existentes, incluso, aprovechar la construcción de una plataforma que sea funcional para la perforación de pozos desviados que logren llegar a la profundidad esperada.

Esto será independientemente de que se trate de áreas de la misma empresa o diferentes.

Así las cosas, los pozos estratigráficos podrán ser probados y utilizados como productores, inyectores, de observación o de disposición, con el permiso previo, pero cumpliendo los requerimientos para reacondicionamiento de pozos.

Colombia: Programas de perforación de pozos de petróleo y gas

La perforación de un pozo debe sujetarse al programa aprobado por la ANH. De manera que cualquier modificación posterior a lo aprobado inicialmente deberá ser nuevamente autorizada. El programa de perforación deberá contener como mínimo la siguiente información:

1. Relación de normas y/o estándares que serán aplicables durante el diseño del pozo y el desarrollo de las operaciones de perforación y completamiento.

2. Prognosis geológica completa del pozo, con su respectivo prospecto, la cual debe incluir como mínimo:

• Coordenadas estimadas de ubicación en superficie y fondo del pozo, incluyendo el polígono de aterrizaje u objetivo exploratorio propuesto. Las coordenadas en superficie al momento de perforar admitirán una desviación máxima de diez metros sin que deba ser actualizado el “Permiso para Perforar”.
• Columna estratigráfica, marcadores geológicos esperados y profundidades calculadas a partir del sismograma, indicando las formaciones o intervalos de los objetivos primario y secundario.
• Modelo geomecánico para el desarrollo de la perforación.
• Programa de registros por fase de hueco abierto y revestido, en concordancia con lo establecido en el artículo 18 de la presente resolución. Así como, el plan de contingencia en caso de no poder tomar registros con cable eléctrico.
• Programa de toma de corazones o núcleos, si aplica, en concordancia con el artículo 19 de la presente resolución.
• Imágenes de secciones sísmicas de buzamiento y de rumbo, en escala legible y en la posición más cercana a la localización del pozo. Debe incluir la proyección del pozo sobre las secciones sísmicas y la identificación de los marcadores sísmicos con la nomenclatura estratigráfica. Aplica solo para pozos exploratorios.
• Imagen del mapa estructural en tiempo o profundidad del prospecto en escala legible. Aplica solo para pozos exploratorios.
• Breve descripción del yacimiento objetivo que se busca probar. Aplica solo para pozos exploratorios.

3. Diseño del pozo y estado mecánico propuesto, en el que se identifiquen entre otros, las barreras primaria y secundaria del pozo.

4. Programa de tuberías de revestimiento, incluyendo los criterios de diseño y los factores de seguridad resultantes.

5. Programa de cementación de los revestimientos de cada fase, incluyendo la altura de llenado anular prevista, con el fin de verificar la integridad del pozo por fase y protección de los acuíferos aprovechables, en concordancia con el artículo 16 de la presente resolución.

6. Programa de prueba de preventoras.

7. Programa de pruebas de integridad del pozo: en cada fase revestida y cementada, (por debajo del respectivo zapato) se deben hacer las siguientes pruebas de presión:

• Prueba de integridad de formación “Formation Integrity Test (FIT)”. Para pozos de desarrollo.
• Prueba de fugas de la formación “Leak off test (LOT)”. Para pozos exploratorios.
• Para pozos que terminen en “liner”, el tope del “liner” se debe someter a las siguientes pruebas de integridad: 1) prueba de presión positiva y 2) prueba de presión negativa, en concordancia con los factores de diseño y seguridad del fabricante y del operador, adicional se debe tomar registro de cementación.
  El tope del “liner” se deberá asentar mínimo 200 pies o 61 metros dentro del revestimiento anterior.

8. Programa de fluidos de perforación por fase y terminación, que incluye los criterios y factores de diseño utilizados.

9. Programa de control direccional y trayectoria, o plan de control de verticalidad y medidas de control de verticalidad al final de cada fase y programa de anticolisión.

10. Programa de brocas.

11. Medidas para el control y mantenimiento de la integridad del pozo, que contemple, entre otros, la evaluación de riesgos operacionales con base en pozos análogos.

12. Programa de terminación o completamiento y pruebas, para pozos de desarrollo y/o avanzada.

13. Certificado de inspección y confiabilidad del equipo de perforación y terminación, en concordancia con el parágrafo 2 del artículo 10 de la presente resolución.

14. En caso de un pozo, que requiera de pozo piloto, detallar la planificación de este y presentar su plan de abandono, en concordancia con la Resolución 40622 del 17 de octubre de 2023 del Ministerio de Minas y Energía o las normas que la modifiquen o sustituyan.

15. Plan de gestión del riesgo específico en concordancia con lo establecido en el artículo 58 de la presente resolución.

16. Programa de manejo, tratamiento y disposición final de residuos sólidos y líquidos de perforación, en concordancia con lo establecido en el instrumento ambiental que ampare el programa de perforación.

Otras disposiciones del borrador de resolución para perforación de pozos de petróleo y gas en Colombia

En línea con el documento, no se podrá utilizar tubería de revestimiento usada en la perforación de pozos, salvo que se autorice lo contrario con una previa presentación -por parte de la empresa- que certifique la inspección y prueba de integridad del revestimiento.

Las tuberías de revestimiento y producción que se utilicen en la perforación y terminación de pozos deben cumplir con los factores de diseño y seguridad, con el fin de asegurar la estructura mecánica del pozo en cuanto a los esfuerzos de colapso, tensiones y presión interna de estallido, según las condiciones esperadas en las operaciones y las presiones de diseño de los fabricantes.

Y, en caso de atravesar algún acuífero aprovechable durante la perforación de un pozo, la tubería de revestimiento debe instalarse y cementarse por lo menos 50 pies (16,4 metros) debajo del límite inferior del acuífero. Para revestimientos de superficie el espacio anular deberá ir cementado hasta superficie.

Hay que decir que, si durante la perforación de un pozo -por condiciones técnicas u operacionales- se requiere hacer una profundización, redireccionamiento del pozo o reemplazo, sin interrumpir las operaciones, se deberá avisar a la ANH. Y esto aplicará en los siguientes casos:

1. Pozos con problemas mecánicos que deban abandonar la fase con uno o varios pescados y con problemas para avanzar
2. Pozos que no encuentran el objetivo geológico inicialmente proyectado bien sea mediante la evaluación de registros o pruebas
3. Pozos que habiendo alcanzado el objetivo geológico inicialmente proyectado el Operador decide probar formaciones adicionales de objetivo(s) secundario(s)

Además, en todo yacimiento descubierto se deben tomar muestras de corazones o núcleos ya sea en los pozos exploratorios, de avanzada o en los dos pozos iniciales de desarrollo, en las formaciones o yacimiento de interés. También, la empresa debe remitir un informe diario de operaciones.

Para el programa de terminación oficial en pozos exploratorios, el operador enviará, previo al inicio de las operaciones, el programa de terminación o completamiento.

El programa de terminación para los pozos exploratorios deberá contener:

1. Diseño de terminación final para el pozo. En caso de flujo natural, profundidad de asentamiento del empaque de producción, intervalos abiertos o cañoneados, ensamblaje de fondo para producción y válvula de seguridad, si aplica.

2. Programa de registros.

3. En caso de que se programe instalar un sistema de levantamiento artificial, adicionalmente debe presentar la descripción técnica del respectivo sistema, junto con los criterios de evaluación que llevaron a la selección de este.

En pozos en cuya terminación oficial se pretenda instalar un sistema neumático de levantamiento artificial o gas lift, se deberá tramitar el “Permiso sobre Instalaciones de Bombeo Neumático Gas Lift”.

Ningún pozo se podrá terminar en hueco abierto, salvo en casos excepcionales autorizados por la ANH.

Para conocer más sobre el borrador de resolución haga clic aquí.