UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE …€¦ · concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR

FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y

AMBIENTAL

CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS

Estudio del Límite Técnico en la perforación de pozos en el Campo Tambococha del

Bloque 43

Trabajo de Investigación previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos

AUTORES:

Cabrera Benavides Johan David

Calva Sánchez Lilian Marilyn

TUTOR:

Ing. Sergio Augusto Lira González

Junio, 2019

QUITO – ECUADOR

ii

DERECHOS DE AUTOR

Nosotros Cabrera Benavides Johan David y Calva Sánchez Lilian Marilyn , en calidad de

autores y titulares de los derechos morales y patrimoniales del trabajo de titulación “Estudio del

Límite Técnico en la perforación de pozos en el Campo Tambococha del Bloque 43”

modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA

ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN,

concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y

no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservamos

a nuestro favor todos los derechos de autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.

Así mismo, autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización

y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en

el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.

Declaramos que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión

y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier

reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda

responsabilidad

Cabrera Benavides Johan David. Calva Sánchez Lilian Marilyn.

040157735-8 150096235-0

[email protected] [email protected]

mailto:[email protected]

iii

APROBACIÓN DEL TUTOR

En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por JOHAN DAVID CABRERA

BENAVIDES y LILIAN MARILYN CALVA SÁNCHEZ, para optar el Título de Ingeniero de

Petróleos; cuyo título es: ESTUDIO DEL LÍMITE TÉCNICO EN LA PERFORACIÓN DE

POZOS EN EL CAMPO TAMBOCOCHA DEL BLOQUE 43, considero que dicho trabajo

reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación

por parte del tribunal examinador que se designe.

En la ciudad de Quito, a los 17 días del mes de junio de 2019.

__________________________________

Ing. Sergio Augusto Lira González

DOCENTE-TUTOR

C.C. 175706526-1

iv

DEDICATORIA

A DIOS que me dio la fuerza, sabiduría, sencillez, amor y decisión para

poder cumplir cada una de mis metas y que siempre estará ahí cuando lo

necesite.

A mis padres José Cabrera y Mireya Benavides por apoyarme en todo

momento y creer en mí en cada paso que di desde pequeño.

A mis hermanos Sebas y Daniel que pese a las peleas siempre estaban

ahí para brindarme su mano,

A Mamita Tere que día a día me dio su bendición para poder cumplir

mis sueños.

A mis tíos Henry, Jessy, Vero por cada uno de sus consejos que me dieron

durante mi vida para llegar a ser una gran persona.

A mis sobrinos Janis, Mateo y Saúl que con sus locuras me sacaron

siempre una sonrisa y me demostraron el valor fundamental de un amor

puro y verdadero.

A Lisseth por apoyarme en los momentos más difíciles y estar a mi lado

día a día apoyándome en cada una de las decisiones tomadas, por

mostrarme su amor incondicional cada hora, minuto, segundo.

Johan C.

v

DEDICATORIA

A Dios por guiar mi camino y darme sabiduría para tomar las mejores

decisiones.

A mis padres José Calva y Yolanda Sánchez por brindarme su amor y

respaldo en momentos difíciles, gracias a su apoyo esto fue posible los amo.

A mis hermanas Mónica, Marcia y Tanya, gracias por ser las mejores

hermanas del mudo, por sus palabras de apoyo y por demostrarme que no

estoy sola, que siempre cuento con su apoyo.

A Josué mi amado hijo, por ser mi inspiración, contigo aprendí que cada

día puedo ser mejor, gracias por llegar a mi vida, este logro es de los dos.

A Harold, a sus padres Patricio Gordon e Inés Merizalde y en especial

a su abuelita Lupe, por su cariño y ayuda para culminar mis últimos años

de estudio.

Lilian C.

vi

AGRADECIMIENTO

Agradecemos al departamento de perforación de la empresa pública

Petroamazonso EP, por las facilidades brindadas para el desarrollo de

nuestro estudio técnico, en especial al Ing. Diego Molina quien nos dedicó

su tiempo durante el desarrollo del nuestro proyecto.

A la Universidad Central del Ecuador, facultad de Ingeniería en

Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, por abrirnos sus puertas para

nuestra formación académica.

Al nuestro tutor Ing. Sergio Lira y cotutora Ing. Marcia Rosero, por

ayudarnos con la realización de este proyecto.

A los docentes de nuestra quería facultad que día a día compartieron

sus conocimientos para formarnos como buenos profesionales.

Agradecemos a nuestras familias que siempre estuvieron ahí dándonos

su apoyo incondicional en cada momento.

A nuestros amigos que nos apoyaron en los buenos y malos momentos,

motivándonos seguir adelante en cumplimiento de nuestro objetivo en

común.

vii

ÍNDICE DE CONTENIDO

LISTA DE TABLAS .................................................................................................................. x

LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................. xii

LISTA DE GRÁFICAS .......................................................................................................... xiii

LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................... xv

ABREVIATURAS Y SIGLAS .............................................................................................. xvii

GLOSARIO ............................................................................................................................. xix

RESUMEN .............................................................................................................................. xxi

ABSTRACT ........................................................................................................................... xxii

CAPÍTULO I. GENERALIDADES .......................................................................................... 1

1.1.Introducción ..................................................................................................................... 1

1.1.Planteamiento del problema ............................................................................................. 1

1.2.Objetivos .......................................................................................................................... 2

1.2.1.Objetivo general ........................................................................................................... 2

1.2.2.Objetivos específicos .................................................................................................... 2

1.3.Justificación e importancia ............................................................................................... 2

1.4.Entorno del estudio .......................................................................................................... 3

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ......................................................................................... 5

2.1.Marco referencial ............................................................................................................. 5

2.1.1.Ubicación geográfica del Bloque 43 ............................................................................ 5

2.1.2.Antecedentes históricos ................................................................................................ 6

2.1.3.Estructuras y su evolución ............................................................................................ 7

2.1.4.Características estratigráficas ..................................................................................... 10

2.1.5.Características litológicas del reservorio .................................................................... 10

2.2.Marco Conceptual .......................................................................................................... 11

2.2.1.Límite Técnico............................................................................................................ 11

viii

2.2.2.Energía especifica mecánica....................................................................................... 15

2.2.3.Perforación direccional ............................................................................................... 17

2.2.4.Diseño del programa de perforación .......................................................................... 19

2.2.5.Brocas ......................................................................................................................... 21

2.2.7.Fluidos de perforación ................................................................................................ 22

2.2.8.Cementación ............................................................................................................... 23

2.2.9.Casing ......................................................................................................................... 25

CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO ....................................................................... 29

3.1. Tipo de estudio .............................................................................................................. 29

3.2. Universo y muestra ....................................................................................................... 29

3.2.1. Universo .................................................................................................................... 29

3.2.2. Muestra ...................................................................................................................... 29

3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos ................................................... 30

3.4. Procesamiento y análisis de información ...................................................................... 31

3.4.1. Información general de los pozos .............................................................................. 31

3.4.2. Criterios de clasificación ........................................................................................... 32

3.4.2. Selección de pozos .................................................................................................... 35

3.5. Análisis de resultados .................................................................................................... 38

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE TIEMPOS DE PERFORACIÓN ......................................... 40

4.1. Análisis de tiempos productivos ................................................................................... 40

4.1.1. Identificación de tiempos planos ............................................................................... 41

4.1.2. Identificación de tiempos de perforación. ................................................................. 58

4.2. Análisis de tiempo no productivo (NPT). ..................................................................... 61

CAPÍTULO V. LÍMITE TÉCNICO ........................................................................................ 63

5.1. Determinación del Límite Técnico ................................................................................ 63

ix

5.1.1. Límite técnico para el Grupo I, pozos horizontales, Tambococha A ........................ 64

5.1.2. Límite técnico para el Grupo II, pozos horizontales, Tambococha D ....................... 69

5.1.3. Límite técnico para el Grupo III, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de

30° a 60°, Tambococha A ...................................................................................................... 74

5.1.4. Límite Técnico para el Grupo IV, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de

30° a 60°, Tambococha D ...................................................................................................... 79

5.1.3. Límite técnico para el Grupo V, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación

mayor a 60°, Tambococha A ................................................................................................. 84

5.1.6. Limite técnico para el Grupo VI, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación

mayor a 60°, Tambococha D. ................................................................................................ 89

5.2. Identificación de los problemas en la perforación de pozos ......................................... 94

5.2.1. Tiempo no productivo, Tambococha A ..................................................................... 94

5.2.2. Tiempo no productivo, Tambococha D ................................................................... 100

CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................... 107

6.1. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 107

6.2. RECOMEDACIONES ................................................................................................ 108

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................... 110

ANEXOS ................................................................................................................................ 112

Anexo 1. Análisis de tiempos de perforación .................................................................... 112

x

LISTA DE TABLAS

Tabla 3. 1. Pozos Perforados en el Campo Tambococha ........................................................ 30

Tabla 3. 2. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA A) ....................... 31

Tabla 3. 3. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA D) ....................... 32

Tabla 3. 4. Clasificación de los grupos para el análisis de tiempos del Campo Tambococha 35

Tabla 3. 5. Características del Grupo I .................................................................................... 35

Tabla 3. 6. Características del Grupo II .................................................................................. 36

Tabla 3. 7. Características del Grupo III ................................................................................. 36

Tabla 3. 8. Características del Grupo IV ................................................................................. 37

Tabla 3. 9. Características del Grupo V .................................................................................. 37

Tabla 3. 10. Características del Grupo VI ............................................................................... 38

Tabla 4. 1. Tiempo de POOH, Grupo I ................................................................................... 45

Tabla 4. 2. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 16” ..................................................... 46

Tabla 4. 3. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 12 1/4” ............................................... 48

Tabla 4. 4. Tiempo de RIH en corrida de casing, Grupo I ...................................................... 49

Tabla 4. 5. Eventos durante la corrida de casing 13-3/8 in, Grupo I ....................................... 51

Tabla 4. 6. Eventos durante la corrida de casing 9-5/8”, Grupo I ........................................... 52

Tabla 4. 7. Tiempo de RIH en hasta tope de cemento, Grupo I .............................................. 53

Tabla 4. 8. Cálculo de la MSE, Grupo I, Sección 16” ............................................................ 60

Tabla 4. 9. Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4” ....................................................... 61

Tabla 4. 10. . Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4” ................................................... 61

Tabla 5. 1.Tiempos de perforación, Grupo I ........................................................................... 64

Tabla 5. 2.ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo I .................................. 65

Tabla 5. 3.Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo I ......................................................... 65

Tabla 5. 4. Tiempos de perforación, Grupo II ......................................................................... 69

Tabla 5. 5. ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo II ................................ 70

Tabla 5. 6. Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo II ....................................................... 70

Tabla 5. 7.Tiempos de perforación, Grupo III ........................................................................ 74

xi

Tabla 5. 8.ROP y formaciones atravesadas , Grupo III ........................................................... 75

Tabla 5. 9.Puntos de casing, Grupo III .................................................................................... 75

Tabla 5. 10. Tiempos de perforación, Grupo IV ..................................................................... 79

Tabla 5. 11. ROP y formaciones atravesadas, Grupo IV ........................................................ 80

Tabla 5. 12. Puntos de casing, Grupo IV ................................................................................ 80

Tabla 5. 13.Tiempos de perforación, Grupo V ....................................................................... 84

Tabla 5. 14. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo V ............................... 85

Tabla 5. 15.Puntos de casing, Grupo V ................................................................................... 85

Tabla 5. 16.Tiempos de Perforación, Grupo VI ...................................................................... 89

Tabla 5. 17. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo VI .............................. 90

Tabla 5. 18.Puntos de casing, Grupo VI ................................................................................. 90

Tabla 5. 19.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A ..... 97

Tabla 5. 20. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema

eléctrico, Tambococha A ......................................................................................................... 99

Tabla 5. 21.Información de los pozos con problemas relacionados a la cementación,

Tambococha A ....................................................................................................................... 100

Tabla 5. 22.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D ... 103


eléctrico, Tambococha A ....................................................................................................... 106


eléctrico, Tambococha A ....................................................................................................... 106

xii

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Ubicación del Bloque 43 ........................................................................................... 5

Figura 2. Zona Ampliada de los Campos del Bloque 43 .......................................................... 6

Figura 3. Mapa estructural: Tren Ishpingo-Tambococha y Tipuni ........................................... 8

Figura 4.Campo Tiputini-Tambococha: Sección sísmica PE-91-38 ......................................... 9

Figura 5 .Campo Tambococha: sección sísmica PE-91-75 ....................................................... 9

Figura 6. Relación entre el Límite Técnico y Tiempo Removible .......................................... 12

Figura 7. Acumulación de recortes en zonas de inclinación de un pozo direccional.............. 34

xiii

LISTA DE GRÁFICAS

Gráfica 3. 1. Selección de las tendencias similares de profundidad medida total (MD), Pozos

horizontales, Tambococha A .................................................................................................... 33

Gráfica 4. 1. Tiempos de perforación, Grupo I ....................................................................... 40

Gráfica 4. 2. Tiempo en armado de BHA, Grupo I ................................................................. 42

Gráfica 4. 3. Tiempos en desarmar BHA, Grupo I ................................................................. 44

Gráfica 4. 4. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 16” ........................................................... 45

Gráfica 4. 5. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 12 1/4” .................................................... 47

Gráfica 4. 6. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 8 1/2” ...................................................... 48

Gráfica 4. 7. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 13 3/8” .......................................................... 50

Gráfica 4. 8. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 9 5/8” ............................................................ 51

Gráfica 4. 9. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 13- 3/8” ........................................... 54

Gráfica 4. 10. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8” ........................................... 55

Gráfica 4. 11. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo I ............. 56

Gráfica 4. 12. Tiempo en toma de GYRO, Grupo I ................................................................ 57

Gráfica 4. 13. Tiempo en RIG Servicie, Grupo I .................................................................... 58

Gráfica 4. 14. Tiempo de perforación, Grupo I ...................................................................... 59

Gráfica 4. 15. Tiempo de circulación, Grupo I ....................................................................... 59

Gráfica 4. 16. Tiempo no productivo, Grupo I ....................................................................... 62

Gráfica 5. 1. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo I .......................................................... 68

Gráfica 5. 2. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo I ..................................................... 68

Gráfica 5. 3. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo II ......................................................... 73

Gráfica 5. 4 Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo II ..................................................... 73

Gráfica 5. 5. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo III ........................................................ 78

Gráfica 5. 6. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo III ................................................... 78

Gráfica 5. 7. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo IV ....................................................... 83

Gráfica 5. 8. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo IV .................................................. 83

Gráfica 5. 9. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo V ......................................................... 88

xiv

Gráfica 5. 10. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo V .................................................. 88

Gráfica 5. 11. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo VI ..................................................... 93

Gráfica 5. 12. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo VI ................................................ 93

Gráfica 5. 13. Porcentaje de NPT por pozos, Tambococha A ................................................ 95

Gráfica 5. 14. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A.......... 96

Gráfica 5. 15. Porcentaje de NPT por pozo, Tambococha D. ............................................... 101

Gráfica 5. 16. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D........ 102

xv

LISTA DE ANEXOS

Tabla 6. 1. Tiempo de POOH, Grupo II ................................................................................ 113

Tabla 6. 2. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo II ................................................. 114

Tabla 6. 3 Tiempo de RIH Tope cemento ............................................................................. 114

Tabla 6. 4. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo II .............................................. 115

Tabla 6. 5. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8”, Grupo II ............................... 115

Tabla 6. 6. Tiempo de DRILLOUT, Grupo II. ...................................................................... 116

Tabla 6. 7. Tiempo de POOH, Grupo III .............................................................................. 117

Tabla 6. 8. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo III ................................................ 118

Tabla 6. 9. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III ............................................................ 118

Tabla 6. 10. Tiempo de cementación, Grupo III ................................................................... 119

Tabla 6. 11. Tiempo de DRILLOUT, Grupo III ................................................................... 119

Tabla 6. 12. Tiempo de POOH, Grupo IV ............................................................................ 122

Tabla 6. 13. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo IV .............................................. 122

Tabla 6. 14. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo IV .......................................................... 123

Tabla 6. 15. Tiempo de cementación, Grupo IV ................................................................... 123

Tabla 6. 16. Tiempo de DRILLOUT, Grupo IV. .................................................................. 124

Tabla 6. 17. Tiempo de Gyro, Grupo IV ............................................................................... 124

Tabla 6. 18. Tiempo de POOH, Grupo V .............................................................................. 126

Tabla 6. 19. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo V ............................................... 126

Tabla 6. 20. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III ......................................................... 127

Tabla 6. 21. Tiempo de cementación, Grupo V .................................................................... 127

Tabla 6. 22. Tiempo de DRILLOUT, Grupo V. ................................................................... 128

Tabla 6. 23. Tiempo de POOH, Grupo VI ............................................................................ 130

Tabla 6. 24. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo VI .............................................. 130

Tabla 6. 25. Tiempo de RIH Tope Cemento, Grupo VI ........................................................ 131

Tabla 6. 26. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo VI ........................................... 131

Tabla 6. 27. Tiempo de DRILLOUT, Grupo VI ................................................................... 132

xvi

Gráfica 6.1. Tiempo en armado de BHA, Grupo II .............................................................. 112

Gráfica 6.2. Tiempo para desarmar BHA, Grupo II ............................................................. 113

Gráfica 6. 3. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II .......... 116

Gráfica 6. 4. Tiempo en armar y desarmar BHA, Grupo III ................................................ 117

Gráfica 6. 5. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo III ......... 120

Gráfica 6. 6. Tiempo en armado de BHA ............................................................................ 121

Gráfica 6. 7. Tiempo para desarmar BHA, Grupo III .......................................................... 121

Gráfica 6. 8. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo IV ......... 125

Gráfica 6. 9. Tiempo en armar y quebrar BHA, Grupo V ................................................... 125

Gráfica 6. 10. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II ........ 128

Gráfica 6. 11. Tiempo en armado de BHA, Grupo VI ......................................................... 129

Gráfica 6. 12. Tiempo para desarmar BHA, Grupo VI ........................................................ 129

xvii

ABREVIATURAS Y SIGLAS

BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de Fondo).

BOP: Blow Out Preventor (Preventor de Reventones).

D&M: Drilling and Measurement.

DL: Dog Leg ( Pata de Perro).

DTL: Drilling The Limit ( Límite Técnico).

ECD: Equivalent Circulating Density (Densidad Equivalente de Circulación).

Es: Specific Energy ( Energía Especifica Mecánica)

IADC: International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de

bbfgbgbContratistas de Perforación).

ILT: Invisible Lost Time (Tiempo perdido invisible).

KOP: Kick of point ( Punto de la desviación).

LWD: Logging While Drilling (Registrando Mientras se Perfora).

MD: Measured Depth ( Profundidad Medida, ft).

MWD: Measure Depth (Profundida Medida).

NPT: No Production Time (Tiempo no productivo).

PAD: Plataforma

PDC: Polycrystalline Diamond Compact ( Compacto de Diamante Policristalino )

POOH: Pull out of hole ( Sacar del pozo )

PSI: Pounds square inch (Libras pulgadas cuadradas)

RIH: Running in hole (Introducir en el pozo )

xviii

ROP: Rate of Penetration ( Tasa de penetración)

RPM: Revoluciones por minuto

RSS: Rotary Steerable System (Sistema direccional Rotario)

TVD: True Vertical Depth (Profundidad vertical verdadera, ft).

VS: Vertical Secction (Sección Vertical).

WOB: Weight On Bit (Peso sobre la broca)

WOC: Wait on Cement (Tiempo de espera hasta que fragüe el cemento).

xix

GLOSARIO

Acimut: La dirección magnética de un levantamiento direccional o del pozo, como la planificada

o medida con un levantamiento direccional. (SCHLUMBERGER, 2018).

Cara de la Herramienta: (Tool Face) Es el lugar sobre la herramienta que es señalado con una

línea de marca y posicionado hacia una orientación específica mientras se perfora para determinar

el curso del pozo (Izurieta, 2014).

Coordenadas en Superficie: Localización geográfica en superficie del punto donde inicia las

operaciones de perforación (Izurieta, 2014).

Coordenadas Geográficas: Sistema que usa las dos coordenadas angulares, de latitud (Norte y

Sur) y longitud (Este y Oeste) como referencia para determinar la posición geográfica (Izurieta,

2014).

Coordenadas Objetivo: (Target) Es el punto exacto posicionado geográficamente que sirve de

guía para definir la trayectoria del pozo (Izurieta, 2014).

Inclinación: Es una desviación que existe respecto a su vertical, sin importar la dirección

magnética, se expresa en grados.

Latitud: Distancia entre un punto cualquiera de la superficie terrestre y el Ecuador, medida sobre

el meridiano que pasa por ese punto. Es expresada en grados, minutos y segundos a partir de 0° en

el Ecuador, hasta 90° en los polos (Izurieta, 2014).

Longitud: Distancia existente entre un punto de la superficie de la Tierra y el meridiano de

Greenwich; medida sobre el paralelo que pasa por el punto. Expresado en grados, minutos y

segundos a partir de 0° en el meridiano de Greenwich hasta 180° para el este, como para el oeste

(Izurieta, 2014).

Es: (Specific Energy) Se define como la energía necesaria para perforar un volumen unitario de

roca.

xx

Norte Magnético: Dirección horizontal del campo magnético de la Tierra en un punto

determinado de la Tierra (Izurieta, 2014).

Norte Verdadero: Dirección Geográfica del polo norte en la cual se encuentra el eje de rotación

de la tierra (Izurieta, 2014).

Pad: práctica de perforación que permite la perforación de múltiples pozos desde una sola pieza

compacta conocida como plataforma (OilScams.org, 2018).

Pata de Perro (DL): (Dog Leg) Es la curvatura total del pozo (cambios de inclinación y dirección

entre los puntos tomados del survey) (Izurieta, 2014).

Profundidad Media (MD): (Measured Depth) Es la profundidad medida que va desde superficie

hasta la formación objetivo.

Profundidad Total (PT): Es la distancia final a la cual se llega en el pozo perforado, y puede

medírsela en MD y en TVD (Izurieta, 2014).

Profundidad Vertical Verdadera (TVD): (True Vertical Depth) Es la profundidad en vertical

medida desde superficie hasta la formación objetivo, esta profundidad siempre será menor al MD.

Punto de inicio (KOP): (Kick Off Point) Es el punto de desvío o la profundidad a la cual el pozo

es comenzado a ser desviado en una dirección determinada (Izurieta, 2014).

Rig service: equipos de servicio de la industria petrolera. Servicios petroleros.

Sección Tangente: Sección en la que se mantiene el ángulo máximo de inclinación alcanzado

durante la construcción de ángulo (Izurieta, 2014).

Sección Vertical: Desviación horizontal del pozo, proyectada en el plano vertical para una

profundidad dada en cualquier instante (Izurieta, 2014).

Severidad de la Pata de Perro (DLS): (Dog Leg Severity) Medida de la pata de perro

normalizada a un intervalo de 100 ft (Izurieta, 2014).

xxi

TITULO: Estudio del Límite Técnico en la perforación de pozos en el Campo Tambococha del

Bloque 43.

Autores: Johan David Cabrera Benavides

Lilian Marilyn Calva Sánchez

Tutor: Ing. Sergio Augusto Lira González

RESUMEN

El presente estudio se fundamenta en la metodología de límite técnico como herramienta para la

planificación de pozos del Campo Tambococha. Esta metodología, empleada por la Compañía

Shell, tiene como objetivo optimizar el rendimiento al trabajar desde un punto de perfección

permitiendo al Ingeniero de Perforación identificar oportunidades de mejora para la elaboración

de sus respectivos programas.

Este análisis se realizó en los 33 pozos perforados en el Campo Tambococha hasta el año 2018,

divididos en 6 grupos de correlación, considerado su plataforma de origen, tipo de pozo,

profundidad total, objetivo principal de producción y máxima desviación. Posteriormente se

realizó un análisis detallado por actividades y sub actividades efectuadas en cada una de las tres

secciones perforadas. Después, con los datos obtenidos se realizó el pozo base del límite técnico,

el cual es presentado en una gráfica de “profundidad vs tiempo” y representa los menores tiempos

de operación de cada actividad y sub actividad. Finalmente se identificaron y tabularon los tiempos

perdidos visibles e invisibles que permitieron resaltar los puntos donde existen oportunidades de

mejora para la perforación de nuevos pozos.

PALABRAS CLAVES: LÍMITE TÉCNICO, TIEMPOS DE PERFORACIÓN, PERFORACIÓN

DIRECCIONAL.

xxii

TITLE: Study of the Technical Limit in the drilling of wells in the Tambococha Field of Block

43.

Authors: Johan David Cabrera Benavides

Lilian Marilyn Calva Sánchez

Tutor: Ing. Sergio Augusto Lira González

ABSTRACT

This technical study is based on the Drilling The Limit (DTL) philosophy as a tool for well drilling

planning in the Tambococha Field. The main objective of this study is to optimize the performance

of the rig allowing the Drilling Engineers to unlock opportunities and contribute positively to the

planning of the new wells.

The 33 wells drilled in Tambococha field were initially divided into six groups considering the

pad, well type, total depth, production target zone, and maximum deviation angle. Once, a detailed

analysis of activities and sub activities were carried out a plot “Depth vs Drilling Time” was

designed in order to show the best operation times in every well section. Finally, the inefficient

times detected (Non Productive Time and Invisible times) became opportunities to improve the

drilling performance of the new wells.

KEY WORD: DRILLING THE LIMIT, DRILLING TIME, DIRECCIONAL DRILLING.

1

TEMA: ESTUDIO DEL LÍMITE TÉCNICO EN LA PERFORACIÓN DE POZOS EN EL

CAMPO TAMBOCOCHA DEL BLOQUE 43

Área de estudio: Perforación

CAPÍTULO I. GENERALIDADES

1.1.Introducción

Durante la etapa de perforación de los pozos se presentan problemas que retrasan las

operaciones planificadas y son considerados como tiempos no productivos. Al final del día,

estos tiempos terminan afectando a todas las empresas involucradas en la perforación de pozos.

Por lo general estos tiempos no productivos se encuentran asociados a fallas en los equipos del

taladro, empresas de servicio, falta de mantenimiento preventivo de las herramientas, entre

otras.

Actualmente, el Campo Tambococha es una de las principales fuentes hidrocarburíferas del

Bloque 43, durante la perforación de sus pozos se han suscitado varios problemas de NPT

(tiempo no productivo), por lo cual surgió la necesidad de realizar un estudio de Límite Técnico

con el propósito de generar planes de acción que permitan disminuirlos y aplicarlos a la

siguiente campaña de perforación de pozos.

El presente estudio está sustentado en el análisis de los pozos perforados en las Plataformas

A y D del campo Tambococha hasta el año 2018.

1.1.Planteamiento del problema

Durante la perforación de pozos petroleros se genera una cantidad significativa de tiempos

perdidos visibles e invisibles. Estos están principalmente asociados a problemas con el taladro

y/o inconvenientes con las Empresas de Servicio que participan en la perforación afectando al

presupuesto y tiempos planificados para cada uno de los pozos.

2

1.2.Objetivos

1.2.1. Objetivo general

Determinar el Límite Técnico en la Perforación de pozos perforados en el Campo

Tambococha del Bloque 43 hasta el año 2018.

1.2.2. Objetivos específicos

Analizar los reportes de perforación de los pozos perforados del Campo Tambococha

hasta año 2018 en cada una de las secciones.

Identificar los tiempos operativos normales y no productivos en los pozos perforados

del Campo Tambococha.

Seleccionar los mejores tiempos normales de los pozos perforados para la construcción

del pozo base del Límite Técnico.

1.3.Justificación e importancia

La importancia del estudio del Límite Técnico es minimizar el tiempo y los costos de

perforación en futuros trabajos en el Campo Tambococha con la medición del rendimiento

contra un mundo teórico perfecto y el análisis de la causa para la desviación de tales

condiciones ideales, dividiendo los tiempos ineficientes en tiempos no productivos (NPT) y

pérdidas de tiempos invisibles.

Los tiempos perdidos visibles e invisibles en la perforación de pozos son de gran

importancia ya que la disminución de estos tiempos generan un menor costo, sin embargo, a lo

largo de la perforación existen varios parámetros que incrementan los tiempos ya sean por

errores humanos o problemas mecánicos por lo que aplicando la filosofía del límite técnico en

la perforación de pozos se observa una disminución del tiempo y una reducción de los costos

de operación en pozos ya perforados del Campo Tambococha , así mismo se crean objetivos

más desafiantes.

3

1.4.Entorno del estudio

El presente estudio técnico se realizó en el siguiente contexto.

1.4.1. Marco Institucional

La Universidad Central del Ecuador es una institución con un gran prestigio a nivel de todo

el país, que permite desarrollar los trabajos de investigación con principios y valores que no

afectan a la integridad de la universidad ni de la facultad como tal, los trabajos realizados

ayudan a un estudio técnico que sirven de información para el desarrollo del país, formando

nuevos profesionales con mucho criterio para poder desenvolverse en cualquier área.

PETROAMAZONAS EP, es una institución con gran capacidad para el desarrollo

profesional de los Ingenieros en Petróleos del Ecuador, brindado apoyo tanto a profesionales

como a estudiantes para la generación de su proyecto de titulación, en base a un convenio

interinstitucional entre la Universidad Central del Ecuador y la empresa, facilitará la

información y un cotutor.

1.4.2. Marco Ético

El presente trabajo se realizó bajo las normas éticas respetando los acuerdos de

confidencialidad de la empresa auspiciante PETROAMAZONAS EP, los resultados a

obtenerse no serán alterados en ninguna circunstancia y se tomará como referencia fuentes

bibliográficas confiables las cuales serán detalladas en el trabajo, respetando así la autoría del

autor, así mismo los softwares empleados contarán con licencias respectivas para la elaboración

de este trabajo.

1.4.3. Marco Legal

El estudio técnico se lo realizó bajo la normativa de titulación del Sistema de Educación

Superior del País y la Constitución de la República del Ecuador Art. 123 y 350 que regulan la

aprobación de títulos académicos que posean un análisis científico, humanista y técnico en

relación con el desarrollo del país.

4

Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador.

Art. 123 y 144 de la ley Orgánica de Educación Superior.

Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación

Superior.

Art. 212 del Estatuto Universitario de la Universidad Central del Ecuador

Guía de Procedimientos para Elaboración de Estudios Técnicos de la Unidad

Titulación

5

CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO

2.1.Marco referencial

2.1.1. Ubicación geográfica del Bloque 43

El Bloque 43 (ITT), se encuentra ubicado en la Provincia de Orellana. El límite sur este del

Bloque corresponde a la frontera con el Perú, el límite nor oeste a la Reserva de Cuyabeno, al oeste

limita con el Bloque 31, Apaika-Nenke y al sur con la Zona Intangible del Parque Nacional Yasuní,

como se observa en la figura 1 (Petroamazonas E.P, 2018a).

Figura 1. Ubicación del Bloque 43 Fuente: (Petroamazonas E.P, 2015)

“El Bloque 43, conocido como Campo ITT, está formado por las Áreas Ishpingo, Tiputini y

Tambococha” figura 2 (Petroamazonas E.P, 2015).

6

Figura 2. Zona Ampliada de los Campos del Bloque 43

Fuente: (Petroamazonas E.P, 2015)

2.1.2. Antecedentes históricos

En 1949 la compañía Shell perforó el pozo Tiputini 1, el mismo que no resultó productivo; se

lo abandonó el 4 de octubre del mismo año, a dicho pozo se lo denominó Tiputini Shell-1, alcanzó

los 5.595ft de profundidad, y produjo solamente 4 BPPD de petróleo extrapesado

aproximadamente 11°API (López, 2017).

Posteriormente, en mayo de 1970, la compañía Minas y Petróleos realizó una campaña sísmica,

sobre la base de cuya interpretación, detectó un alto que fue probado con el pozo Tiputini Minas

1, siendo completado a la profundidad de 5.340 ft; dio una producción de 228 BPPD de 15°API,

7

con lo que se descubrió el campo Tiputini, convirtiéndose en el primer campo descubierto en el

área (López, 2017) .

CEPE retoma la exploración sísmica, con cuatro campañas que cubren el área de Tiputini y se

extendieron hacia el norte y sur. Dichas campañas se desarrollaron en 1978, 1983,1984 y 1991,

cubriendo un total de 1.745 km. La interpretación de las secciones obtenidas le permite a la

petrolera estatal definir tres nuevas estructuras: una ubicada al nornoroeste de Tiputini, a la que

denominó Imuya que no pudo ser perforada por consideraciones ambientales, así como dos

estructuras ubicadas al sur del campo Tiputini, a las que denominó Tambococha e Ishpingo. La

estructura de Ishpingo fue probada con el pozo Ishpingo 1, perforado a finales de 1992 hasta una

profundidad de 6.190 ft, dando una producción sumatoria total de 5.479 BPPD de los yacimientos

U,M2,M1 y Tena Basal (Baby, 2014).

Finalmente, entre abril y mayo de 1993, se perfora el pozo exploratorio Tambococha-1, en la

estructura del mismo nombre, obteniéndose una producción total de 6.067 BPPD. Resultados

exitosos que permitieron descubrir la mayor acumulación de crudo pesado de la Cuenca Oriente

(Baby, 2014).

En el año 2017, inició el desarrollo del Bloque 43 con la perforación de pozos en el Campo

Tiputini y un año después en el Campo Tambococha. En este bloque se tiene una proyección de

650 pozos para alcanzar una producción promedio de 120 000BPPD.

2.1.3. Estructuras y su evolución

El tren estructural Ishpingo-Tambococha y Tiputini-Imuya es un sistema transpresional dextral,

asociado la falla regional Yasuní de orientación nornoreste-sursuroeste (figura 3), que a la altura

de la estructura Imuya- al norte, presenta un fallamiento de orientación nornoroste-sursureste. La

falla principal es de alto ángulo hacia la superficie, disminuyendo su buzamiento y tornándose

lístrica bajo la secuencia cretácea (figura 4 y 5). El anticlinal Tiputini muestra una dirección

8

nornoroste de su eje, divergente a la orientación de la falla principal nornoreste-sursuroeste (Baby,

2014).

Figura 3. Mapa estructural: Tren Ishpingo-Tambococha y Tipuni

Fuente:(Baby, 2014)

9

Figura 4.Campo Tiputini-Tambococha: Sección sísmica PE-91-38

Fuente: (Baby, 2014)

Figura 5 .Campo Tambococha: sección sísmica PE-91-75

Fuente: (Baby, 2014)

10

2.1.4. Características estratigráficas

La ubicación de los campos, cerca al borde oriental de la Cuenca Oriente, ha creado

condiciones particulares en su sección estratigráfica:

En el pozo Tambococha 1, Díaz M., agrupa la facies marino-marginal encontrada bajo

los sedimentos Napo, en una nueva formación a la que denomina Tambococha, y la

que las dataciones bioestratigrafías de Labogeo (1993) asignan una edad Jurásico

Medio-Cretáceo temprano, como la más probable. Esta formación tendría una

extensión regional restringida ya que no ha sido documentada en ninguna parte de la

cuenca (Baby, 2014).

“La formación Hollín está ausente en el área, por lo que la Formación Napo yace

directamente sobre las formaciones pre-aptenses” (Baby, 2014).

Es difícil mantener la tradicional división en unidades de la sección situada bajo la

Caliza M2 de la formación Napo, al pasar casi todas las facies arcillosas y calcáreas a

facies arenosas, desapareciendo los marcadores conocidos en el resto de la cuenca:

Caliza T, Caliza B y Caliza A. El techo de la zona caliza M2 continúa siendo un

excelente marcador regional, al igual que el marcador radioactivo L ubicado en la caliza

M1 (Baby, 2014).

“Por estar ubicados en el borde Este de la cuenca, todas las formaciones cretáceas y

terciarias disminuyen su espesor, en especial la Formación Tena” (Baby, 2014).

2.1.5. Características litológicas del reservorio

Reservorio U

Es una arenisca cuarzosa, hialina, con feldespatos, de grano medio-fino a grueso,

ocasionalmente muy grueso a micro conglomerática, grano decreciente, con estratificación

11

cruzada y festoneada, alteración de caolinita en las superficies de estratificación. Se describe

también estratificación y laminación paralela con estructuras flaser. Hacia el tope, tiene cemento

calcáreo. Se presenta en ocasionales niveles de lutita negras y tobáceas blancas (Baby, 2014).

Reservorio M1

Es el reservorio de mejor calidad. Se trata de una arenisca cuarzosa, muy limpia que grada desde

micro-conglomerados hasta arenisca de grano medio a fino y muy fino, con sólo ocasionales

intercalaciones lutáceas/arcillosas, que culminan hacia el techo, con arcillolitas y lutitas gris-

oscuras y limolitas ocasionalmente calcáreas. En los núcleos se describe estratificación cruzada.

Es una arenisca (Baby, 2014).

Arenisca Tena Basal

“Es una arenisca cuarzosa, de grano grueso a medio, en ocasiones fino, suelta a la base y con

cemento calcáreo hacia el techo” (Baby, 2014).

2.2.Marco Conceptual

2.2.1. Límite Técnico

El Límite Técnico en perforación y terminación de pozos, conocido como “Drilling The Limit

(DTL)” por sus siglas en inglés, es un método alternativo de planeación, ejecución y evaluación,

donde se puede alcanzar la mejora de tiempos, aplicando recursos y esfuerzos importantes,

orientados a resolver problemas recurrentes durante su desarrollo (Jones & Poupet, 2000).

El concepto “DTL” se aplicó inicialmente en las diferentes líneas de negocios del Consorcio

Shell en un trabajo (Step Change Improvement and High Rate Learning are Delivered by Targeting

Technical Limits on Sub-Sea Wells), presentado en 1996 por Bond, Scott y Windham, en un

estudio del Campo Woodside Offshore Petroleum de Australia, durante la Conferencia sobre

Perforación de SPE/ IADC, en el que se demostró que mediante una planeación excelente, la

12

metodología de Límite técnico puede ser usada para modelar las operaciones de perforación y

terminación de pozos, fijando los más altos estándares posibles de desempeño y logrando

reducciones significativas en los tiempos de operación (Montiel & Martínez, 2017).

El Límite Técnico debe conceptualizarse como una forma de “trabajar más inteligentemente”.

No debe interpretarse como una forma de realizar las tareas acortando caminos, comprometiendo

la seguridad, o estableciendo retos y metas irreales. (Jones & Poupet, 2000).

Se busca alcanzar un nivel de desempeño definido como el “mejor tiempo posible para la

perforación de un pozo en un campo”, identificando las mejores prácticas empleadas en el mismo

campo, utilizando las lecciones aprendidas, la experiencia, el conocimiento y habilidades del

personal (Jones & Poupet, 2000).

El tiempo del Límite Técnico indica que existe una probabilidad teórica, que pudiese alcanzarse.

La intención es indicar el tiempo requerido si la operación se desarrolla sin tiempo no productivo,

(sin ningún problema, sin retrasos, sin errores, sin ineficiencias) (Montiel & Martínez, 2017).

Para establecer el Límite Técnico, se realiza un análisis del tiempo real de las operaciones de

perforación y terminación, como se observa en la figura 6.

Figura 6. Relación entre el Límite Técnico y Tiempo Removible

Fuente: (Bonilla & Buestán, 2013)

Modificado por: Cabrera Johan/ Lilian Calva

TIEMPOS REALES DE PERFORACIÓN

Tiempo Normal

Límite técnico Tiempo Perdido

Invisible

Tiempo no productivo

TIEMPO REMOVIBLE

13

A continuación, la definición de los términos empleados en la figura 6:

a) Tiempos reales de perforación: El tiempo real es aquel necesario para la ejecución de

todas las operaciones de perforación. Así mismo, es la suma del tiempo productivo y el no

productivo (Espinosa, 2014).

b) Tiempo normal: La duración de la tarea efectuada durante la perforación de un pozo la

cual se encuentra contemplada desde la fase de planeación y es necesario realizarla para la

terminación del mismo (Munguía, 2018).

c) Tiempo no productivo: La pérdida convencional de tiempos durante el proceso de

perforación de un pozo, son los tradicionales tiempos no productivos (NPT´s). Corresponde

al que se gasta en el desarrollo de todas aquellas actividades que impiden el progreso de

las operaciones del pozo, esto es, hacia el alcance del objetivo planeado antes de su

ejecución inicial. Los tiempos no productivos son aquellos causados por fallas del equipo,

errores humanos, problemas en el pozo, eventos no programados, es decir, los NPT´S están

compuestos por aquellos tiempos que impidieron o retrasaron el alcance del objetivo del

pozo por operaciones con problemas, fallas y esperas (Espinosa, 2014). Algunos ejemplos

son:

Parados por mal tiempo

Esperando por materiales

Pescas no programadas

Accidentes

Control del pozo

Pérdida de circulación

Reparaciones del equipo de perforación

d) Tiempo perdido invisible: El tiempo no productivo invisible es el tiempo no productivo

inmerso en el tiempo de operaciones normales, de difícil identificación; en general, se trata

de ineficiencias del sistema:

14

Mala planeación.

Operaciones lentas.

Operaciones simultáneas ineficientes.

Procedimientos o herramientas inadecuadas.

Pasos operacionales innecesarios: repasos

Tiempo operacional adicional: viajes lentos de tubería, bajas velocidades de

penetración por desgaste de barrena, uso de equipo obsoleto o en condiciones

inadecuadas, etc.

e) Tiempo de Límite Técnico: El tiempo que se requiere para terminar una tarea con la mejor

gente, equipo y tecnología, y si se realiza el paso operativo a perfección sin tiempo no

productivo (Bonilla & Buestán, 2013).

2.2.1.1. Filosofía del Límite Técnico

La filosofía del Límite Técnico se base sobre dos puntos acerca del desempeño.

¿Dónde estamos ahora?

¿Qué es posible?

¿Dónde estamos ahora?

Esta pregunta se puede contestar revisando el desempeño pasado o datos históricos. La técnica

se basa en desglosar completamente el pozo en actividades e identificar los tiempos perdidos,

actividad desarrollada, luego esta información es revisada y se toman las medidas para prevenir la

recurrencia de los problemas identificados (Bonilla & Buestán, 2013).

Algunos ejemplos de problemas a identificarse son:

Determinar la raíz de problemas de inestabilidad de hoyo en pozos direccionales.

Empleo de herramientas en la sarta para eliminar vibraciones que son responsables de

roturas en la sarta.

15

¿Qué es posible?

Una vez que se ha determinado el nivel de desempeño actual en un proyecto surge la pregunta

de ¿hasta dónde podemos elevarlo? o ¿qué es posible?

Este es un proceso de dos etapas que primero cuestiona las prácticas existentes (la respuesta

usual de que esto es lo que siempre hemos hecho ya no es aceptable) y segundo hace la pregunta

de ¿qué pasa sí?

Cuestionar las prácticas existentes se enfoca en lo que se conoce como Tiempo Perdido

Invisible (ILT – Invisible Lost Time). Los ILT no son declarados como tiempos perdidos, pero sin

embargo son tiempos no productivos o de ineficiencias (Bonilla & Buestán, 2013).

2.2.2. Energía especifica mecánica

La energía mecánica específica “MSE” (Mechanical Specific Energy) se define como la energía

necesaria para perforar un volumen unitario de roca, relaciona parámetros de perforación como:

peso sobre la broca, velocidad de la rotaria, diámetro de la broca y la rata de perforación (Teale,

1965).

Es determinada por la siguiente ecuación.

𝐸𝑠 = 20 ∗ 𝑊𝑂𝐵 ∗ 𝑁

𝑑 ∗ 𝑅𝑂𝑃

Donde:

WOB: Peso sobre la broca, [Klbs].

N: Velocidad de la rotaria, [rpm].

D: Diámetro de la broca, [in].

ROP: Rata de penetración, [ft/h].

16

2.2.2.1. Tasa de penetración (ROP)

Es la velocidad a la que se está desarrollando la perforación, es decir, representa la cantidad de

ft perforados en un intervalo de tiempo determinado. Este parámetro es afectado por distintos

factores tales como la formación que está siendo atravesada, el tipo de broca utilizada en la

perforación, el peso sobre la broca aplicado, el tipo de fluido y los parámetros con los que está

siendo utilizado ya sea la densidad o la presión aplicada en superficie, las presiones del pozo y la

hidráulica aplicada, el torque, entre otros (Andrade & Sarango, 2015).

2.2.2.2. Parámetros de perforación y su relación con el ROP

a) Peso sobre la broca (WOB)

La tasa de penetración aumenta al aumentar el peso sobre la broca, por lo que esta variable

puede ser modificada para ayudar a mantener condiciones óptimas en la operación de perforación,

sin embargo, este factor debe tener en cuenta las recomendaciones que se proponen en las

especificaciones del fabricante, debido a que al aumentar el peso y la velocidad de rotación puede

acelerar el desgaste de los dientes y los elementos de corte de la broca, debido a que se incrementa

la vibración. Además, se debe tener en cuenta una alta eficiencia en la limpieza de los cortes en el

fondo del pozo para poder optimizar las operaciones de perforación al aumentar el WOB (Andrade

& Sarango, 2015).

“El WOB depende principalmente del tipo y dureza de la formación. Cuando se incrementa la

fuerza de compresión de la formación, se debe aumentar el peso sobre la broca y reducir la tasa de

rotación” (Andrade & Sarango, 2015).

“Si la formación presenta contenido muy abrasivo, se debe mantener o reducir el WOB y bajar

la velocidad de rotación, debido a que esto podría incrementar el desgaste de los dientes de la

broca” (Andrade & Sarango, 2015).

17

b) Velocidad de rotación (RPM)

Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en un minuto la cantidad

de RPM depende de la dureza y abrasión de la formación, ya que con altos RPM la perforación es

más eficiente en formaciones blandas, contrariamente un RPM más bajo es eficiente en

formaciones duras y abrasivas debido a que minimiza las vibraciones y el desgaste de los

elementos de corte (Andrade & Sarango, 2015).

En formaciones suaves la velocidad de penetración es directamente proporcional a la velocidad

de rotación, es decir se relacionan linealmente, mientras que en formaciones duras la velocidad de

penetración y la velocidad de rotación están definidas más claramente en una relación exponencial

(Andrade & Sarango, 2015).

2.2.3. Perforación direccional

“El arte y la ciencia que implica la desviación intencional de un pozo en una dirección especifica

en orden para buscar un objetivo predeterminado por debajo de la superficie de la tierra” (Guerrero,

2019).

Para la aplicación del límite técnico, se debe tomar en cuenta el tipo de perfil direccional

diseñado para la perforación de un pozo petrolero detallados a continuación.

2.2.3.1. Tipos de perfil de pozos direccionales

El perfil del pozo comprende el plan direccional propuesto del pozo, o la hoja guía donde

quedan definidos los puntos de desvío (KOP), inclinación y rumbo del pozo, profundidad medida

(MD), profundidad vertical verdadera (TVD), sección vertical (VS), coordenadas rectangulares

(N/S, E/W), patas de perro severas (DLS), entre otros. Normalmente, esta información es

presentada cada 100 ft. (Moreno, 2008).

18

En general, el perfil de los pozos direccionales podría ser cualquiera de los siguientes:

2.2.3.2. Perfil tipo S

“Los pozos con perfil tipo “S” constan de una sección vertical, una sección de construcción,

una sección tangente y una sección de caída de ángulo este tipo de pozo no se considera para

nuestro estudio” (Moreno, 2008).

2.2.3.3. Perfil tipo J (Slant o pendiente)

Los pozos con perfil tipo “J” constan de una sección vertical, una sección de construcción y una

sección tangente directo hasta el objetivo. La producción de un pozo desviado tipo “J” dependerá

del ángulo de buzamiento con la que se atraviese la formación productora. Existen tres tipos de

perfiles del pozo tipo “J”, estos son: Tipo “J” modificado, tipo “J” de corto alcance, y tipo “J” de

largo alcance o alcance extendido (Moreno, 2008).

Tipo “J” modificado.- “Este tipo de perfil tiene una caída natural del ángulo en la

parte final del pozo provocado por el buzamiento de la formación, en donde es muy

costoso tratar de mantener el ángulo y se prefiere dejarlo caer” (Moreno, 2008).

Tipo “J” de corto alcance. “Se da cuando la sección vertical en el fondo total del

pozo está entre 2000 y 5000 ft. Se puede dar el caso de un perfil combinado entre este

tipo de pozo y el de “J” modificado” (Moreno, 2008).

Tipo “J” de alcance extendido. - Se da cuando la sección vertical en el fondo del

pozo es mayor a 5000 ft. Al igual que en el anterior perfil, se puede dar el perfil

combinado entre este tipo de pozo y el “J” modificado (Moreno, 2008).

19

2.2.3.4. Perfil horizontal

Los pozos con perfil horizontal en general constan de una sección vertical, una primera sección

de construcción, una sección tangente, una segunda sección de construcción y la sección horizontal

dentro del yacimiento principal u objetivo. La sección horizontal es perforada con un ángulo de

alrededor de 90 grados dentro de una ventana de navegación previamente definida en el plan

direccional. (Moreno, 2008).

2.2.4. Diseño del programa de perforación

La información básica que debe contener todo programa de perforación de pozos de desarrollo

considerará los siguientes parámetros (Cruz, 2014):

2.2.4.1. Parámetros Geográficos: Corresponde a la información general sobre:

Ubicación

Localización con coordenadas

Elevación sobre el nivel del mar

Nombre del pozo

Vías de acceso

Información meteorológica.

2.2.4.2. Parámetros Geológicos: Considera:

Clasificación del pozo

Líneas sísmicas de referencia

Cuenca sedimentaria

Formaciones y litología a perforar con topes aproximados

Objetivo geológico y de producción

Reservas estimadas

Programa de muestreo

Programa de registros eléctricos

Profundidad total

20

Anomalías esperadas (fallas, buzamientos locales), acuíferos y posibles zonas gasíferas

superficiales, presiones anormales, etc (Cruz, 2014).

2.2.4.3. Parámetros técnicos de ingeniería: Incluye de acuerdo con el diagnóstico de

problemas potenciales esperados, lo siguiente:

Perfil de presiones de fondo

Gradiente de presión de fractura

Evaluación de presiones anormales

Diseño de revestimientos y programa de cementación

Diseño del fluido de perforación y programa de hidráulica

Diseño de sartas de perforación y programa de brocas

Programa para pruebas de integridad

Programa direccional

Especificaciones equipo de cabeza de pozo y otros materiales

Programa de pruebas equipos de control de pozo.

2.2.4.4. Parámetros de control ambiental: Hace énfasis principalmente en:

Control y manejo del recurso hídrico

Protección de fuentes de agua cercanas

Tratamiento y control de desechos sólidos y líquidos

Monitoreo de condiciones de vertimiento

Restauración de áreas afectadas- Plan de manejo ambiental.

2.2.4.5. Parámetros de seguridad industrial: Para realizar una buena práctica en la

seguridad industrial se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos.

Evaluación de equipos de control de pozo

Simulacros operaciones de control de pozo

Prácticas de contraincendios

Protección áreas de riesgo

21

Registro y control de accidentalidad

Plan de contingencia.

2.2.4.6. Parámetros económicos-presupuestos: De referencia para medir el rendimiento

y eficiencia de las operaciones programadas vs. Operaciones ejecutadas, debe considerar

(Cruz, 2014):

Distribuciones de tiempo

Costos detallados presupuestados

Inversión total.

2.2.5. Brocas

Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación y se utiliza

para triturar o cortar las formaciones del subsuelo durante el proceso de perforación (Andres, Jara,

Luiz, & Kléber, 2010).

2.2.5.1. Tipos

Los tipos de broca más utilizados en la perforación de pozos petroleros en nuestro país, se

clasifican de la siguiente manera (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010):

a) Brocas Tricónicas

Están formadas por tres cortadores que giran sobre su propio eje. Varían de acuerdo con la

estructura de corte, pueden tener dientes de acero fresados o de insertos de carburo de tungsteno y

cambiar en función de su sistema de rodamiento (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010). Las brocas

tricónicas constan de tres componentes:

La estructura de corte o conos

Cojinetes

Cuerpo de la broca

22

b) Brocas PDC

Pertenece al conjunto de brocas de diamante con cuerpo sólido y cortadores fijos, que utilizan

diamantes sintéticos. Los cortadores se diseñan y fabrican en forma de pastillas, montadas en el

cuerpo de los cortadores de la broca (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010). La estructura de una

broca de diamante se compone de tres partes:

La estructura de corte

El cuerpo

La espiga

2.2.6. Información preliminar para la selección de las brocas.

En la selección de la broca adecuada para la perforar una determinada formación se deben

analizar un gran número de variables que interactúan entre sí (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010):

La evaluación del desgaste de las brocas previamente empleadas.

Los rendimientos de las brocas obtenidas en pozos vecinos.

Los registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo.

El software especializado en el cálculo y análisis para la selección.

Las propiedades de los fluidos de perforación por emplearse en función de

la broca elegida.

La columna litológica de las formaciones a perforar.

2.2.7. Fluidos de perforación

La selección y diseño de un programa de fluido de perforación depende principalmente del

factor económico. Igualmente se tienen otros factores que influirán en dicha selección y diseño

como son las condiciones de producción, tipo de formación, estudios geotécnicos (registros

geofísicos que se realizaran), impacto ambiental, seguridad, ejecución de la perforación (tipo de

perforación) y logísticas (transporte y manejo del fluido). A continuación, se indican las

principales consideraciones que se deben seguir al momento de seleccionar el tipo de fluido con

el cual se realizará una operación de perforación (Rodriguez, 2017):

23

Tipo de pozo.

Problemas de la formación.

Equipos de perforación (tipo de perforación).

Formaciones productoras y el tipo de producción.

Programa de revestimiento.

Disponibilidad y tratamiento del agua.

Índice de corrosión.

Impacto ambiental

2.2.8. Cementación

La cementación, es básicamente es el proceso mediante el cual se bombea una lechada de

cemento desde superficie y debe terminar ubicada en el espacio anular entre la tubería de

revestimiento y la formación (Bolaños, 2012).

.

Los objetivos de cementación son:

Proteger y soportar la tubería de revestimiento

Resguardar la columna de revestimiento contra la corrosión

Preservar la columna durante los trabajos de cañoneo (completación).

Reforzar la columna contra el aplastamiento (colapso) debido a fuerzas

externas.

Evitar el movimiento de fluidos a través del espacio anular (detrás del

revestidor).

2.2.8.1. Clases de cementos.

En la industria hidrocarburífera se reconoce 8 clases de cementos para diferentes condiciones y

composición (Bolaños, 2012).

24

a) Cemento clase A

Desarrollado para ser usado hasta 6000 ft de profundidad (170 oF) cuando no son requeridas

condiciones especiales (Bolaños, 2012).

b) Cemento clase B

Desarrollado para ser usado hasta 6000 ft de profundidad (170 oF) cuando se requiere una

moderada resistencia a los sulfatos (Bolaños, 2012).

c) Cemento clase C

Desarrollado para ser usado hasta 6000 ft de profundidad (170 oF) cuando se requiere una rápida

resistencia del cemento (Bolaños, 2012).

d) Cemento clase D

Desarrollado para ser usado en profundidades de 6000 a 10000 ftde profundidad (230 oF)

cuando se encuentran relativamente altas temperaturas y presiones (Bolaños, 2012).

e) Cemento clase E

Desarrollado para ser usado en profundidades de 6000 a 14000 ft (290 oF) cuando se encuentran

a altas presiones y altas temperaturas (Bolaños, 2012).

f) Cemento clase F

Desarrollado para ser usado en profundidades de 6000 a 16000 ft (320 oF) cuando se encuentran

a condiciones extremas de alta presión y alta temperatura (Bolaños, 2012).

25

g) Cemento clase G

Cemento básico desarrollado para ser utilizado hasta 8000 ft de profundidad (200 oF) y

compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características

similares desde clase A hasta clase E (Bolaños, 2012).

h) Cemento clase H

Cemento básico desarrollado para ser utilizado hasta 8000 ft de profundidad (200 oF) y

compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características

similares desde clase A hasta clase F y similar en composición química al cemento clase B

(Bolaños, 2012).

Tabla 0.1. Clasificación API de los cementos en la industria petrolera

Fuente: (Salcedo, 2012)

Modificado por: Cabrera Johan y Lilian Calva

2.2.9. Casing

El objetivo del diseño de casing con diferente grado, peso y junta es que sea lo más económico

posible y que también resista las fuerzas a las que estará sometido. La corrida de casing puede

considerarse entre un 20-30% del costo total del pozo. Debido a esto es importante optimizar los

26

diseños para así minimizar costos que garanticen la integridad del pozo, por lo que su selección

debe soportar lo siguiente (Ramirez, 2019):

Presión interna.

Presión externa (colapso).

Tensión y compresión

2.2.9.2.Tipos de casing (csg)

Un aspecto importante en las operaciones para perforar un pozo, es la protección de las paredes

del hoyo para evitar derrumbes y aislar posibles presencias de gas o líquidos. Para proteger el hoyo

se utiliza tuberías de casing, las que se introducen telescópicamente, es decir que los diámetros

van de mayor a menor, por razones económicas y técnicas (Ramirez, 2019).

a) Casing conductor

Al iniciar la perforación se perfora un hueco de 26 pulgadas donde se coloca tuberías de casing

de 20 pulgadas, tiene un rápido asentamiento a una profundidad estimada de +/- 250 ft, teniendo

como objetivos (Ramirez, 2019):

Aislar areniscas y conglomerados superficiales (formaciones no

consolidadas)

Proveer soporte al casing y equipo de superficie.

b) Casing superficial

Luego de haber asentado el casing conductor se perfora el hoyo de 16 pulgadas y colocamos el

casing de 13-3/8 pulgadas, a una profundidad estimada de +/- 5000 ft, teniendo como objetivos

(Ramirez, 2019):

Profundidad competente para instalar BOPs, aislar arcillas reactivas de

Orteguaza (Lutitas).

27

Proteger intervalos de acuíferos superiores

Soportar el resto de casing.

c) Casing intermedio

Este casing es de 9-5/8 pulgadas en un hoyo de 12-1/4 pulgadas, asentado a una profundidad

estimada de +/- 10000 ft, teniendo como objetivos (Ramirez, 2019):

Aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y parte de

Napo (formaciones con altas presiones).

Sellar la sección de pozo abierto.

Proteger el pozo abierto del incremento del peso del lodo para la siguiente

sección.

d) Liner

También llamado de producción de 7 pulgadas colgado en un hoyo de 8-1/2 pulgadas a una

profundidad estimada de +/- 11000 ft, teniendo como objetivo (Ramirez, 2019):

Aislar formaciones que contienen las arenas de interés: Arenisca U Superior,

U Inferior, Arenisca T Inferior, Arenisca Hollín Superior, Arenisca Hollín

Inferior.

28

Figura 8. Tipos de Casing

Fuente: (Ramirez, 2019)

29

CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO

3.1. Tipo de estudio

La metodología utilizada para este estudio técnico es de carácter:

Descriptivo ya que en su desarrollo se detallan los parámetros y variables de perforación

de pozos en el Campo Tambococha, acciones realizadas, lecciones aprendidas y

recomendaciones en los pozos seleccionados con el objeto de que las operaciones de

perforación se optimicen.

Explicativo ya que ayuda a determinar las razones por la cuales se suscitaron los problemas

que aumentaron el tiempo durante la perforación de pozos en el Campo Tambococha.

3.2. Universo y muestra

3.2.1. Universo

El Universo está constituido por los pozos perforados en el Bloque 43.

3.2.2. Muestra

La muestra comprende los pozos perforados en la plataforma TAMBOCOCHA-A Y

TAMBOCOCHA-D hasta el año 2018, fecha en la que se han perforado 33 pozos de los cuales 16

son horizontales y 17 tipo J, distribuidos en dos PAD (TAMBOCOCHA A Y TAMBOCOCHA

D); tal como se observa en la tabla 3.1.

30

POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO TAMBOCOCHA, 2018

TAMBOCOCHA A TAMBOCOCHA D

POZOS TIPO POZOS TIPO

TMBA-009 DIRECCIONAL TMBD-002 DIRECCIONAL

TMBA-011H HORIZONTAL TMBD-003 DIRECCIONAL





TMBA-021 DIRECCIONAL TMBD-008H HORIZONTAL



TMBA-027H HORIZONTAL TMBD-014H HORIZONTAL






TMBD-026 DIRECCIONAL

TMBD-028 DIRECCIONAL

TMBD-030H HORIZONTAL

Tabla 3. 1. Pozos Perforados en el Campo Tambococha

Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)

Elaborado por: Johan Cabrera y Lilian Calva

3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos

La información necesaria para el desarrollo de este trabajo se obtuvo de los archivos

pertenecientes al Bloque 43 disponibles en la base de datos de la empresa auspiciante

PETROAMAZONAS EP, principalmente se utilizaron planes de perforación, reportes diarios y

reportes finales de las compañías contratistas (geomecanica, direccionales, brocas, lodos,

cementación, etc.), está información se seleccionó y almacenó en una base de datos para proceder

a determinar el límite técnico en el Campo.

31

3.4. Procesamiento y análisis de información

Con la información básica de los pozos se realizó una distribución de los mismos por PAD, tipo

de pozo, objetivo de perforación, máxima inclinación y profundidad total (MD) para obtener

grupos con similares características. Posteriormente se identificaron los tiempos y parámetros de

perforación para los pozos de cada grupo, tabulados en una base de datos con la ayuda del

programa Microsoft Excel.

3.4.1. Información general de los pozos

En la tabla 3.2. y tabla 3.3. se detalla la información general de los pozos divida en los dos

PADS (Tambococha A y Tambococha D).

INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS, TABOCOCHA A, 2018

Pozos Tipo Profundidad total MD (ft)

Tiempo real (días)

Objetivo principal

Objetivo secundario

Máxima Inclinación

TMBA-009 Direccional tipo “J” 6390 9,13 M1 M2 Y U 35

TMBA-011H Horizontal 9201 15,00 M1 NA 90


TMBA-015 Direccional tipo “J” 6997 9,85 M1 NA 55












Tabla 3. 2. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA A)



32

INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS, TAMBOCOCHA, D 2018

Pozos Tipo Profundidad total MD (ft)

Tiempo real (días)

Objetivo principal

Objetivo secundario

Máxima inclinación

TMBD-002 Direccional tipo "J" 5960 14,77 M1 NA 26,96

TMBD-003 Direccional tipo "J" 9178 13,58 M1 M2 Y U 67,91





TMBD-008H Horizontal 6163 12,69 M1 NA 96,50







TMBD-022 Direccional 10486 13,69 M1 NA 73,00





Tabla 3. 3. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA D)

Fuente:(Petroamazonas E.P, 2018b)


3.4.2. Criterios de clasificación

Los grupos de correlación se realizaron identificando:

Pad

Mismo perfil de pozo

Profundidades medidas totales (MD) similares

Mismo objetivo de perforación

Máxima inclinación dentro de un mismo grupo

33

3.4.2.1. Pad

En los dos Pads perforados en el Campo de estudio (Tambococha A y Tambococha D), se

identificó que utilizaron diferentes herramientas direccionales POWER DRIVE (Tambococha A)

y GEOPILOT (Tambococha D), la técnica que utiliza cada una de estas herramientas

direccionales (Push the bit y Point the bit) influirá en el tiempo de operaciones por lo que se decidió

separarlos por Pad para el análisis.

3.4.2.4. Tendencias similares de profundidad (MD)

Las tendencias similares de profundidad total MD se realizaron escogiendo los pozos que están

dentro de un rango estadístico calculando la media aritmética (mµ) y con el criterio desviación

estándar (s), un límite superior (mµ+s) e inferior (mµ-s) como se muestra en la gráfica 3.1 de los

pozos horizontales del PAD A.

Gráfica 3. 1. Selección de las tendencias similares de profundidad medida total (MD), Pozos horizontales, Tambococha A

Fuente:(Petroamazonas E.P, 2018b)


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

TENDENCIA DE PROFUNDIDAD MEDIDA TOTAL (MD)

Pozos TMBA media limsup lim inf

MD

(ft)

34

3.4.2.5. Máxima inclinación

A fin de obtener los pozos de correlación se aplicó el criterio de máxima inclinación, ya que

dependiendo de la misma van a aumentar o disminuir los tiempos de circulación. Como se observa

en la figura 7, la acumulación de los recortes y los mecanismos de limpieza del pozo son distintos

en cada zona de inclinación.

“Según el manual de prevención de pegas de tuberías de Schlumberger, 2017” detalla los

siguientes ángulos a considerar para una limpieza efectiva:

a) Secciones con una desviación menor a 30 grados, los recortes generalmente se mantienen

en suspensión, esto permite que puedan ser acarreados a superficie.

b) Secciones con inclinaciones de 30 a 60 grados, son las más problemáticas respecto a su

limpieza debido a generan una cama de recortes delga y fácilmente perturbable en la parte

inferior del agujero

c) Secciones mayores a 60 grados, favorece la creación de una cama de recortes gruesa y

estable.

Figura 7. Acumulación de recortes en zonas de inclinación de un pozo direccional

Fuente: (Schlumberger-IPM, 2017)

35

3.4.2. Selección de pozos

Una vez identificados los criterios de clasificación se obtuvieron seis grupos para el análisis,

detallados en la tabla 3.4.

GRUPOS PARA EL ANÁLISIS DE TIEMPOS, CAMPO TAMBOCOCHA

Grupos PAD Perfil Profundidades Objetivo Máxima

inclinación

GRUPO I A Horizontal Tendencias Similares M1 90

GRUPO II D

GRUPO III A Direccional “Tipo J”

Tendencias Similares M1 30-60 GRUPO IV D

GRUPO V A Direccional “Tipo J”

Tendencias Similares M1 > 60 GRUPO VI D

Tabla 3. 4. Clasificación de los grupos para el análisis de tiempos del Campo Tambococha

Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian

A continuación, se detalla cada uno de los grupos:

GRUPO I

Pozos PAD Tipo Tiempo real

(días) MD (ft)


TMBA-017H A HORIZONTAL 9,48 7871 90





TMBA-035 A HORIZONTAL 10,88 8048 90

Tabla 3. 5. Características del Grupo I


El Grupo I, está formado por los pozos horizontales del PAD A cuyas profundidades totales

medidas presentan similares tendencias y su objetivo productor fue la arenisca M1, los pozos

TMBA 11H, TMBA 13H Y TMBA 25H, fueron descartados debido a que no cumplían con el

criterio de profundidad total medida (MD).

36

GRUPO II

Pozos PAD Tipo Tiempo real (días) MD (ft) Máxima inclinación

TMBD-014H D HORIZONTAL 12,88 8880 90




Tabla 3. 6. Características del Grupo II


El Grupo II, está formado por los pozos horizontales del PAD D, cuyas profundidades totales

medidas presentan similares tendencias y su objetivo productor fue la arenisca M1, los pozos

TMBD-008H, TMBD-024H, TMBD-030H, fueron descartados debido a que no cumplían con el

criterio de profundidad.

GRUPO III


(días) MD (ft)


TMBA-015 A J 9,85 6997 55

TMBA-037 A J 8,35 6280 50

Tabla 3. 7. Características del Grupo III


El Grupo III, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD A, cuyas

profundidades totales medidas presentan similares tendencias, su objetivo productor fue la arenisca

M1 y su máxima inclinación está en el rango de 30 a 60 grados. El pozo TMBA-009 no fue incluido

dentro del grupo ya que su objetivo de perforación fue hasta la arenisca U.

37

GRUPO IV


TMBD-010 D J 9,94 6003 40,94

TMBD-012 D J 10,42 6830 52,69

Tabla 3. 8. Características del Grupo IV

Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilia

El Grupo IV, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD D, cuyas


M1 y su máxima inclinación está en el rango de 30 a 60 grados. Los pozos TMBD-002 y TMBD-

006 no cumplieron con el criterio de máxima inclinación por lo que quedan descartados del grupo.

GRUPO V


TMBA-021 A J 9,54 7918,00 65

TMBA-33 A J 9,79 7577,00 68

Tabla 3. 9. Características del Grupo V


El Grupo V, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD A, cuyas profundidades

totales medidas presentan similares tendencias, su objetivo productor fue la arenisca M1 y su

máxima inclinación es mayor a 60 grados.

38

GRUPO VI


(días) MD (ft)


TMBD-003 D J 13,58 9178 67,91

TMBD-004 D J 14,29 8630 69,61

TMBD-026 D J 16,06 9645 78,50

Tabla 3. 10. Características del Grupo VI


El Grupo VI, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD D, cuyas


M1, sus objetivos secundarios fueron arenisca M2, U y su máxima inclinación es mayor a 60

grados.

3.5. Análisis de resultados

Se realizó el análisis de tiempos que se emplean en las operaciones de perforación con el

objetivo de identificar aquellas operaciones que nos permitan optimizar el proceso de perforación,

para utilizarlo como base del conocimiento en futuras perforaciones de pozos.

En el siguiente diagrama de flujo podemos observar la metodología empleada en límite técnico

en la perforación de pozos.

39

ANÁLISIS DE LOS

TIEMPOS NORMALES Y

NO PRODUCTIVOS

SELECCIÓN DE LOS MEJORES

TIEMPOS DE OPERACIONES DE

PERFORACIÓN

CONSTRUCCIÓN DE LA

GRÁFICA PROFUNDIDAD VS

TIEMPO CON LOS MEJORES

TIEMPOS

IDENTICACIÓN DE LOS

TIEMPOS PERDIDOS DURANTE

LAS OPERACIONES DE

PERFORACIÓN

DETERMINACIÓN DEL LÍMITE

TÉCNICO PARA CADA GRUPO DE

ESTUDIO

ANÁLISIS DE REPORTES

DE PERFORACIÓN

MÉTODOLOGÍA DE LÍMITE TÉCNICO

RECOPILACIÓN DE LA

INFORMACIÓN

NÚMERO DE POZOS PERFORADOS

DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS

TIPO DE POZOS

SELECCIÓN DE LOS

POZOS

PAD / TIPO DE POZO /

OBJETIVO / PROFUNDIDAD /

MÁXIMA INCLINACIÓN

Figura 3 1. Diagrama de Flujo de la metodología de Limite Técnico


Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian.

40

CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE TIEMPOS DE PERFORACIÓN

Se realizó un análisis del tiempo real de las operaciones de perforación del Campo Tambococha

para determinar los tiempos normales (Tiempo requerido para terminar una actividad con la gente,

equipo y tecnología disponible) y no productivos (Tiempo referido a las operaciones que retrasan

una actividad) en cada una de sus 3 secciones: 16 in, 12-1/4 in, 8-1/2 in.

Los resultados de este análisis permitirán identificar los mejores tiempos, velocidades y tasas

de penetración requeridos para la construcción de la curva base.

A continuación, se detalla el análisis de tiempos reales de perforación para el Grupo I, que

corresponde a los pozos horizontales del PAD A cuyas profundidades totales medidas presentan

similares tendencias y su objetivo productor fue la arenisca M1, este análisis se realizó para todos

los grupos de estudio, cuyos resultados se presentan en el anexo 1.

4.1. Análisis de tiempos productivos

Gráfica 4. 1. Tiempos de perforación, Grupo I


Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

TIEMPO REAL (DÍAS) 9,48 8,73 12,00 9,65 8,50 10,88

TIEMPO PRODUCTIVO (DÍAS) 8,81 8,73 12,00 9,50 8,40 9,88

NPT (DÍAS) 0,67 0,00 0,00 0,15 0,10 1,00

TIEM

PO

DÍA

S

TIEMPOS REALES EN LA PERFORACIÓN, GRUPO I

41

De la gráfica 4.1. se concluye que los tiempos reales de perforación representan la suma de los

tiempos normales o productivos y los tiempos no productivos.

(Bonilla & Buestán, 2013) clasifica los tiempos productivos en:

Tiempos planos

Tiempos de perforación

4.1.1. Identificación de tiempos planos

Se le llama tiempo plano al tiempo que duran las actividades necesarias para la realización del

pozo como puede ser corrida de revestidores, circulación de lodo, pruebas a BOP, ensamble de

BHA, etc. Que no están involucradas con la perforación del mismo por lo que el tiempo plano

forma parte del tiempo productivo del pozo (Munguía, 2018).

4.1.1.1. Armar y quebrar BHA (Bottom Hole Assembly)

En la gráfica 4.2 se presenta el tiempo en horas utilizado para armar el BHA de perforación en

cada una de las secciones de los pozos del Grupo I. El tiempo de prueba del BHA de perforación,

ha sido omitido del análisis ya que en todos los casos esta actividad tuvo una duración estándar de

30 minutos.

42

Gráfica 4. 2. Tiempo en armado de BHA, Grupo I


Sección de 16 in:

El pozo TMBA-035H registra el mejor tiempo (1.5 horas). En este pozo únicamente se

utilizó 1 BHA de perforación direccional constituido por: Broca PDC/ Power Drive/

Receiver Stabilizer / Pony Flex Collar/ MWD TELESCOPE 825+APWD+GR / GYRO

SPHERE/ Float Sub.

El pozo TMBA-27H utilizó dos BHA empleando un total de 3.5 horas para el armado

de los mismos. El primer BHA constituido con motor de fondo como herramienta

direccional perforo hasta donde inicia el KOP, posteriormente fue cambiado con un

nuevo BHA equipado con POWER DRIVE.

Sección de 12-1/4 in:

Los pozos TMBA-033H y TMBA-035H presentan los menores tiempos (2 horas). Para

ambos casos se utilizó la misma configuración de BHA: Broca PDC/ Power Drive/

0

1

2

3

4

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

SECCION 16 in 2 2,5 3,5 2 2 1,5

Seccióm 12 1/4 in 3 3 3,5 2,5 2 2

Sección 8 1/2 in 2,5 3 4 3 2 2

TIEM

PO

HO

RA

S

ARMAR BHA , GRUPO I

43

Receiver Stabilizer/ Pony Flex Collar/ LWD ARC-8 (APWD-GR-RES) / MWD

TELESCOPE 825 + GAMMA RAY + APWD /MONEL/ Float Sub.

El pozo TMBA-27H utilizó dos BHA para esta sección. El primer BHA equipado con

Power Drive presentó problemas en el avance (altas vibraciones) y en la construcción

del ángulo por lo que es sacado a superficie para evaluación de broca y finalmente se

cambia a un nuevo BHA.


Los pozos TMBA-033H y TMBA-035H registran 2 horas para la ejecución de esta

actividad. El BHA utilizado para ambos casos es el siguiente: Broca PDC / Power

Drive/Short Hop Receiver (Slick) /PeriScope 675 /NeoScope/MWD TeleScope 675

/Monel /Float Sub/Downhole filter sub

En el pozo TMBA-17H, el primer BHA presentó falla en la herramienta LWD

(NeoScope presenta intermitencia en la activación del PNG), en base a este problema

se decidió cambiar de BHA.

En el pozo TMBA- 27H, el primer BHA equipado con POWER DRIVE, no genera

DLS requerido para horizontalizar el pozo, por lo que deciden sacar el BHA para

cambiarlo, el segundo BHA equipado con motor de fondo alcanzo 89 grados de

inclinación por lo que se decide sacar para cambiarlo por un tercer BHA con RSS +

LWD + MWD.

En la gráfica 4.3 se presenta el tiempo en horas utilizado para quebrar el BHA en cada

una de las 3 secciones que componen los pozos del Grupo I.

44

Gráfica 4. 3. Tiempos en desarmar BHA, Grupo I


El tiempo óptimo para quebrar un BHA direccional en todas las secciones es de 1 hora.

El pozo TMBA-027H presentan los mayores tiempos de quebrado para las secciones de 12-

1/4” y 8-1/2” debido a que se requirió BHAs adicionales para completar su perforación.

4.1.1.2. Tiempos de POOH

El tiempo de POOH (Pull out of hole) es el tiempo que se toma en sacar del pozo herramientas,

tuberías, etc. A continuación, se analizará el tiempo de POOH para los BHA direccionales

empleados en la perforación de las secciones de 16”, 12-1/4” y 8-1/2”. Esta actividad puede ser

realizada de las siguientes formas:

Viaje libre

Viaje con bomba

Backreaming

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

SECCION 16 in 1 1,5 1 2,5 1 2

Seccióm 12 1/4 in 1 1 3 1 1 1,5

Sección 8 1/2 in 1,5 1,5 4 1 1 1,5

TIEM

PO

HO

RA

S

DESARMAR BHA , GRUPO I

45

TIEMPO DE POOH

POZO

SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2"

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBA-17H 4166 4,50 926 6774 7,75 874 6852 5,00 1574

TMBA-19H 4347 5,72 774 6871 11,00 625 7408 6,50 1140

TMBA-27H 4781 9,70 493 7020 15,48 755 7585 16,08 1298

TMBA-29H 4347 8,00 543 6871 11,00 625 7419 6,50 1140

TMBA-33H 4164 6,47 659 6342 9,53 665 7508 4,67 1608

TMBA-35H 4667 6,73 693 6992 7,32 955 8048 6,00 1341

Tabla 4. 1. Tiempo de POOH, Grupo I


Sección de 16 in:

Gráfica 4. 4. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 16”


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

0

2

4

6

8

10

12

TMBA-17H TMBA-19H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-33H TMBA-35H

TIEMPO DE POOH, SECCIÓN 16"

POHH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)

Tiem

po

(Ho

ras)

Vel

oci

dad

(ft/

h))

46

La Gráfica 4.4. permite identificar que el mejor tiempo de POOH para el BHA direccional en

la perforación de la sección 16” es de 4,5 horas con una velocidad de 926 ft/h, este tiempo

corresponden al pozo TMBA-17H.

En la tabla 4.2 se describe un resumen de los eventos ocurridos durante los viajes del BHA en

la sección de 16 in. Las restricciones reportadas durante estos viajes se encuentran asociadas al

perfil direccional (Construcción vs tangente, cambios de DLS), arrastre por material adherido al

BHA y cambio litológico (Intercalaciones arenisca/siltstone y arcillas).

EVENTOS DURANTES LOS VIAJES (POOH), SECCIÓN 16”

POZO TRAYECTORIA EVENTO

TMBA-17H Construcción

21-58° Sacó libre a superficie. 3 tramos con bomba.


26-63°

Sacó con bomba en los siguientes intervalos por observar tensión: 4138-4045, 3403-3296’ MD, 3196-3111’, 2844-2833, 2833-2650’ MD, 1943-

1815’ MD.

TMBA-27H Tangente

61-64°

En zona tangente sacó con bomba. En zona de construcción sacó con

bomba y backreaming en zonas de cambio DLS.


63.5°

En intercalaciones de arenisca y zona de construcción con mayor DLS

se presentó restricción y variación de presión.


58.5°

Escalonamiento litológico. Mayores restricciones frente a intercalaciones

de areniscas.


64°

Sacó con backreaming frente a limolita y frente a intercalaciones de

areniscas Tiyuyacu/Indiferenciad

Tabla 4. 2. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 16”



47


Gráfica 4. 5. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 12 1/4”



La Gráfica 4.5 muestra que el tiempo de POOH para el BHA direccional empleado para la

perforación de la sección 12 1/4" es de 7,75 horas con una velocidad de 874 ft/h, correspondientes

al pozo TMBA-17H cuyo evento de viaje fue libre a superficie y con bomba frente a

intercalaciones de arenisca.

La tabla 4.3 se describen un resumen de los eventos ocurridos durante los viajes de BHA en la

sección de 12 1/4 in. Las restricciones reportadas obedecen a las mismas causas señaladas para los

viajes de BHA en la sección de 16”.

EVENTOS DURANTES LOS VIAJES (POOH), SECCIÓN 12 1/4”


TMBA-17H

Tangente Construcción 59-86°

Saco libre. Con bomba frente a intercalaciones de arenisca .

TMBA-19H


Backreaming y bomba

0

200

400

600

800

1000

1200

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18


TIEMPO DE POOH, SECCIÓN 12 1/4"


Tiem

po

(Ho

ras)

Vel

oci

dad

(ft/

h))

48

TMBA-27H


BHA-3: Sacó por baja ROP. Sacó con backreaming. Mayor restricción frente a intercalaciones de areniscas. BHA-4: Sacó x NO poder construir ángulo. Sacó con mejor performance a superficie.

TMBA-29H

Tangente Construcción 63.5°-84°

Bombas y backreaming a lo largo de la trayectoria, con mayor Restricción en intercalaciones de arenisca.

TMBA-33H

Tangente 65° Construcción 65-87°

Sacó con backreaming toda la sección.

TMBA-35H

Construcción 64°

BHA-1: Sacó con backreaming frente a limolita y frente a intercalaciones de areniscas Tiyuyacu/Indiferenciado. BHA-2: Se realizó viaje de calibración debido a que el Csg 13 3/8” presento obstrucción en su corrida a 1320 ft.

Tabla 4. 3. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 12 1/4”




Gráfica 4. 6. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 8 1/2”



El pozo TMBA-023H presentan el mejor tiempo de viaje con 4,67 horas y una velocidad 1608

ft/h. No se registraron restricciones durante el POOH del BHA direccional empleado para la

perforación de la sección de 8 1/2”.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18


TIEMPO DE POOH, SECCIÓN 8 1/2"


49

4.1.1.3. Tiempos y velocidades de RIH

El tiempo de RIH (Run in hole) es el tiempo que toma introducir en el pozo herramientas,

revestidores, etc. Estos viajes al igual que los de POOH pueden realizarse de tres formas: Viaje

libre, viaje con bomba y backreaming.

En la tabla 4.3 se registran tiempos de RIH para corrida de casing de 13-3/8, K-55, 68 lb/Ft

para la sección de 16” y casing de 9-5/8”, N-80Q, 47 lb/ft para la sección de 12-1/4”.

TIEMPO DE RIH EN CORRIDA DE CASING

POZO

CASING 13 3/8 CASING 9 5/8

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBA-17H 4165 5,5 757 6772 8,5 797

TMBA-19H 4430 7,72 574 7276 6,9 637

TMBA-27H 4781 8,68 551 7014 7,1 988

TMBA-29H 4347 14 320 6864 13,5 510

TMBA-33H 4265 7,02 608 6807 9,18 742

TMBA-35H 4667 7,68 656 6992 9,05 832,86

Tabla 4. 4. Tiempo de RIH en corrida de casing, Grupo I


La corrida del liner ranurado de 7” en la sección de 8-1/2” no ha sido considerada en el presente

análisis, debido a que esta actividad corresponde al programa de Completación y pruebas iniciales

de pozos.

50

Sección de 16 in:

La secuencia operativa para el bajado del casing de 13-3/8 in es :

Realizar reunión de seguridad (0,5 horas)

Armar herramientas de manipuleo para corrida de casing (0,5 horas)

Conectar y probar equipo de flotación

Desarmar equipo y herramientas para corrida de casing (0,5 horas)

Gráfica 4. 7. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 13 3/8”



El mejor tiempo registrado para la corrida del casing 13-3/8 in es de 5,5 horas con una

velocidad de 757 ft/h, este tiempo corresponden al pozo TMBA-17H.

La tabla 4.4. muestra un resumen de los eventos durante la corrida de casing.

EVENTOS DURANTE LA CORRIDA DE CASING 13 3/8”



21-58° LIBRE

TMBA-19H

Construcción 26-63°

Fue necesario bajar con bomba para vencer apoyo en varios tramos

TMBA-27H Tangente En zona de construcción bajó con bomba en zonas de cambio DLS

0

100

200

300

400

500

600

700

800

0

2

4

6

8

10

12

14

16


TIEMPO DE RIH, CASING 13 3/8"

RIH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)

51

61-64°

TMBA-29H

Construcción 63.5°

Bajó con restricción en zona no acondicionada durante el viaje a superficie

TMBA-33H

Construcción 58.5°

Fue necesario bajar con bomba en la Base Fm. Indiferenciado, Lutita inferior Fm. Orteguaza y Arenisca Tope del Fm. Tiyuyacu.

TMBA-35H

Construcción 64°

No bajo a 1320 ft frente intercalación arenisca Fm. Indiferenciado. Después del viaje de calibración con BHA-2, bajó Csg con restricción principalmente frente a limolitas Fm. Orteguaza.

Tabla 4. 5. Eventos durante la corrida de casing 13-3/8 in, Grupo I

Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian.


La secuencia operativa para la bajada del casing de 9-5/8 in es :

Realizar reunion de seguridad (0,5 horas)

Armar herramientas de manipuleo para corrida de casing (0,5 horas)

Armar equipo de flotación.

Correr casing 13-3/8 y circula (Tiempos detallados en la gráfica 4.8)

Conecta csg mandrel hanger + baja csg 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta csg

hanger en seccion "A-B" del cabeza (0,5 horas).

Desarma equipo de correr casing y baja herramientas (0,5 horas)

Gráfica 4. 8. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 9 5/8”



0

200

400

600

800

1000

1200

0

5

10

15


TIEMPO DE RIH, CASING 9 5/8"

RIH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)

52

El tiempo óptimo para la corrida del casing 9-5/8” es de 6,9 horas con una velocidad de

637 ft/h, este tiempo corresponden al pozo TMBA-19H.

EVENTOS DURANTE LA CORRIDA DE CASING 9- 5/8”


TMBA-17H Construcción 21-58° Libre

TMBA-19H Construcción 26-63°

Fue necesario bajar con bomba para vencer apoyo en varios tramos

TMBA-27H Tangente 61-64°

En zona de construcción bajó con bomba en zonas de cambio DLS

TMBA-29H Construcción 63.5°

Bajó con restricción en zona no acondicionada durante el viaje a superficie

TMBA-33H Construcción 58.5°

Fue necesario bajar con bomba en la Base Fm. Indiferenciado, Lutita inferior Fm. Orteguaza y Arenisca Tope del Fm. Tiyuyacu.

TMBA-35H Construcción 64°

No bajo a 1320 ft frente intercalación arenisca Fm. Indiferenciado. Después del viaje de calibración con BHA-2, bajó Csg con restricción principalmente frente a limolitas Fm. Orteguaza.

Tabla 4. 6. Eventos durante la corrida de casing 9-5/8”, Grupo I

Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian.

Una vez concluida la revisión de los tiempos de RIH para las corridas de casing, se procedió

con el análisis del tiempo de RIH para bajar el BHA direccional hasta el tope de cemento de cada

sección.

Sección 12-1/4 in: Armado el BHA direccional con broca de 12 ¼ in se procede a bajarlo a

través del casing de 13-3/8 in para comenzar la perforación de la sección de 12-1/4 in.

Sección 8-1/2 in: Este es el tiempo que se demora en bajar el BHA direccional a través del

casing de 9-5/8 in para comenzar a perforar la sección de 8 ½ in.

53

TIEMPO DE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO

POZO SECCIÓN 12 1/4 in SECCIÓN 8 1/2 in

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

ora

s)

VE

LO

CID

AD

(ft/

h)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

)

VE

LO

CID

AD

(ft/

h)

TMBA-17H 4119 4,5 915 6725 7 961

TMBA-19H 4386 5 877 7235 5,73 1263

TMBA-27H 4692 4,75 988 6974 4,82 1447

TMBA-29H 4300 3,5 1228,6 6805 4,5 1512

TMBA-33H 4220 2,38 1773,1 6772 4,65 1456

TMBA-35H 4619 3 1539 6936 5 1387,2

Tabla 4. 7. Tiempo de RIH en hasta tope de cemento, Grupo I



4.1.1.5. Tiempos en cementación

El programa de cementación para los pozos del Grupo I, consta de dos secciones:

Cementación del casing de 13-3/8”



Los objetivos principales de la cementación del casing de 13-3/8” es aislar acuíferos

superficiales y asegurar la integridad del revestimiento. Una vez circulado el pozo con bombas del

Rig hasta obtener retornos limpios, la secuencia operativa para la cementación es la siguiente:

Realizar reunión de seguridad.

Instalar cabezal de cementación

Llenar y probar líneas por 5 min a 3000 psi

Bombear preflujos

Mezclar y bombear lecheada lead

Mezclar y bombear lechada tail

54

Liberar tapón de tope

Bombear 10 bbls de agua atrás del tapón tope

Desplazar con bombas del taladro volumen de lodo calculado.

Asentar tapón con 500 psi sobre la presión final. Mantener la presión durante 5

min.

Revisar el contraflujo, verificar funcionamiento de equipo de flotación

WOC.

Realizar Top Job

La gráfica 4.9, presenta los tiempos durante la cementación del casing 13-3/8”.

Gráfica 4. 9. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 13- 3/8”



De la gráfica se obtiene que el tiempo promedio para la cemetación del casing de 13-3/8” es de

4,33 horas, siendo la actividad de cementación (Bombeo de lechadas) la unica que registra

diferencia en su duración permitiendo asi establecer que el tiempo optimo para esta actividad es

de 2,5 horas.

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

2,5

3

3

3

3

2,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0 2 4 6

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

TIEMPO EN CEMENTACIÓN, CASING 13-3/8"

Arma líeas de cementación,instala cabezal y prueba

Realiza Cementación

Retira cabezal de cementación ydesarmas líneas

Top Job

55


La secuencia operativa para la cementación del casing de 9-5/8” es la siguiente:

Realizar reunión de Seguridad.

Instalar cabezal de cementación

Llenar y probar líneas a 3000 psi por 5min

Premezclar lechada Tail y circular el pozo

Bombear preflujos

Mezclar y bombear lecheada lead (Cemento tipo A)

Mezclar y bombear lechada tail (Cemento tipo G)

Liberar tapón de tope

Bombear 10 bbls de agua atrás del tapón tope

Desplazar con bombas del taladro volumen de lodo calculado.

Asentar tapón con 500 psi sobre la presión final, mantener la presión durante 5

min.

Revisar el contraflujo, verificar funcionamiento de equipo de flotación

WOC.

La gráfica 4.10, muestra los tiempos durante la cementación del casing 9-5/8 in.

Gráfica 4. 10. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8”



0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

3

2

2,5

2,5

2,5

2,5

0,5

0,5

0,5

1

0,5

0,5

0 2 4 6

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

TIEMPO EN CEMENTACIÓN, CASING 9-5/8"

Arma líeas de cementación,instala cabezal y pruebaRealiza Cementación

Retira cabezal de cementación ydesarmas líneas

56

El tiempo promedio para la cementación del casing de 9-5/8” es de 3,58 horas, al igual que la

cementación del casing de 13-3/8” el mejor tiempo para realizar la cementación de 2,5 horas.

4.1.1.6. Tiempos en instalación sección A,B del cabezal y del BOP

Estas dos actividades se realizan después de la cementación del casing superficial, la instalación

del BOP “permite controlar la presión del cabezal del pozo y produce un sello de cierre por el cual

se desliza la tubería sirviendo como guía” (De la Torre G, 2009).

Gráfica 4. 11. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo I



El mejor tiempo para el armado de la sección A y B del cabezal y del BOP es de seis horas,

notándose una diferencia en la duración de los tiempos de instalación y prueba del BOP.

0,5

1

0,5

0,5

0,5

0,5

1

1

1

1

1

1

3,5

2

2

1

2

2

0,5

0,5

0,5

1

0,5

0,5

1,5

1,5

2,5

2,5

1,5

2,5

1

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP

Corte y biselado csg 13-3/8"

Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos

Instala BOP

Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal

Test BOP

Retira test plug e instala wear bushing

TIEMPO (horas)

57

4.1.1.8. Tiempos en otras actividades

A continuación, se detallan otras actividades realizadas en la perforación de pozos del grupo I:

Tiempo de Gyro

Esta actividad es realizada en la sección de 16”. Las corridas para toma de GYRO son

efectuadas hasta que sus valores coincidan con los de la herramienta MWD una vez superada la

interferencia magnética de los pozos vecinos.

Gráfica 4. 12. Tiempo en toma de GYRO, Grupo I



Tiempo de servicio al taladro (RIG SERVICE)

La empresa Contratista es responsable de dar el adecuado y oportuno mantenimiento

preventivo y correctivo a sus equipos y herramientas, incluido el taladro de perforación, a fin

garantizar su correcto funcionamiento.

1 1

3 3

0,5

2

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

Tiem

pp

o h

ora

s

TIEMPO EN TOMA DE GYRO, GRUPO I

58

Contractualmente, el taladro de perforación dispone de hasta treinta minutos al día a efecto del

Rig Service. Este tiempo no será imputable a Tiempo No Productivo (NPT).

Gráfica 4. 13. Tiempo en RIG Servicie, Grupo I



4.1.2. Identificación de tiempos de perforación.

Tiempo de perforación es aquel periodo de tiempo en el que se tiene avance en la

profundidad del pozo, para el caso de los pozos direccionales este tiempo incluye el tiempo de

circulación y el tiempo para la toma de surveys (Bonilla & Buestán, 2013).

Las gráficas 4.14 y 4.15 registran los tiempos de perforación y circulación en cada una de las

secciones.

0,5 0,50,5

0,5 0,5 0,5

0,5

0,5

0,5

0,5 0,5 0,510,5

2

0 0 0

0%

20%

40%

60%

80%

100%


RIG SERVICE, GRUPO I

SECCIÓN 16" SECCIÓN 12-1/4" SECCIÓN 8-1/2"

59

Gráfica 4. 14. Tiempo de perforación, Grupo I



Gráfica 4. 15. Tiempo de circulación, Grupo I



Determinación de la ROP óptima:

La Rata de Perforación (ROP), por si misma, no es un parámetro adecuado para evaluar la

eficiencia de la perforación de los pozos. Por tal motivo, la ROP óptima en cada de una de las

secciones requiere ser obtenida a partir del cálculo de la energía específica “Es” que combina los

parámetros registrados en la perforación, utilizando la siguiente ecuación (Rabia, 1982) :

39,5

43

47

43,5

42,5

39

35

38,5

38

28

28

30

25

22

23,5

21,5

28,5

35,5

0 20 40 60 80 100 120

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

TIEMPO DE PERFORACIÓN EN LOS POZOS DEL GRUPO ISección 16" Sección 12 1/4" Sección 8 1/2"

Tiempo (horas)

7

4,5

8,5

10,5

8

9,5

9,5

9,5

10,5

7

7,5

7

4

11

3

5,5

4,5

3,5

0 5 10 15 20 25 30

TMBA-017H

TMBA-019H

TMBA-27H

TMBA-29H

TMBA-033H

TMBA-035H

TIEMPOS DE CIRCULACIÓN, GRUPO I,

SECCION 16 in Seccióm 12 1/4 in Sección 8 1/2 in

60

𝐸𝑠 = 20 ∗ 𝑊𝑂𝐵 ∗ 𝑁

𝑑 ∗ 𝑅𝑂𝑃

Donde:

WOB: Peso sobre la broca, [Klbs].

N: Velocidad de la rotaria, [rpm].

D: Diámetro de la broca, [in].

ROP: Rata de penetración, [ft/h].

Los parámetros necesarios para el cálculo de la energía específica se los obtuvo de los reportes

finales de broca de cada uno de los pozos.

Es, GRUPO I, SECCIÓN 16"

POZOS INTERVALO

PERFORADO (ft)

TIEMPO DE PERFORACIÓN

(hrs)

ROP (ft/h)

WOB (Klbs)

N (rpm)

Es (in-lbf/in3)

TMBA-017H 4.114 39,5 104,15 46 120 66,25

TMBA-019H 4.371 43,0 101,65 50 120 73,78

TMBA-27H 4.727 47,0 100,57 42 120 62,64

TMBA-29H 4295 43,5 98,74 47 120 71,40

TMBA-033H 4.295 42,5 99,20 46 120 69,56

TMBA-035H 4.615 39,0 118,30 40 120 50,72

Tabla 4. 8. Cálculo de la MSE, Grupo I, Sección 16”


Es, GRUPO I, SECCIÓN 12 1/4"

POZOS INTERVALO

PERFORADO (ft)


(hrs)

ROP (ft/h)

WOB (Klbs)

N (rpm)

Es (in-lbf/in3)

TMBA-017H 2.608 35,0 74,51 42 50 46,01

61

TMBA-019H 2.858 38,5 74,23 40 80 70,38

TMBA-27H 2.239 38,0 58,92 38 100 105,29

TMBA-29H 2.524 28,0 90,14 40 60 43,47

TMBA-033H 2.551 28,0 91,10 48 60 51,61

TMBA-035H 2.325 30,0 77,50 40 90 75,84

Tabla 4. 9. Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4”



Es, GRUPO I, SECCIÓN 8 1/2"

POZOS INTERVALO

PERFORADO (ft)


(hrs)

ROP (ft/h)

WOB (Klbs)

N (rpm)

Es (in-lbf/in3)

TMBA-017H 1097 25 43,88 20 70 75,07

TMBA-019H 921 22 41,86 25 60 84,31

TMBA-27H 565 23,5 24,04 34 100 332,74

TMBA-29H 547 21,5 25,44 32 80 236,76

TMBA-033H 813 28,5 28,50 34 50 140,35

TMBA-035H 1.056 35,5 29,70 35 30 83,18

Tabla 4. 10. . Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4”


Para lograr una eficiencia de perforación, el objetivo es minimizar la Energía

Especifica y maximizar la velocidad de penetración (Teale, 1965). Fundamentados

en este principio, se ha seleccionado la ROP óptima para cada una de las secciones de los

pozos que conforman el grupo I:

Sección 16”: ROP = 118,3 ft/h @ Es = 50,7 in-lbf/in3

Sección 12-1/4”: ROP = 90,1 ft/h @ Es = 43.5 in-lbf/in3

Sección 8-1/2”: ROP = 43,9 ft/h @ Es = 75.1 in-lbf/in3

4.2. Análisis de tiempo no productivo (NPT).

El tiempo no productivo en las operaciones de perforación es aquel tiempo donde no hay avance

por causantes que se presentan en dicha actividad. Inicia desde que evidencia una actividad

62

improductiva hasta que se encuentra de nuevo en las condiciones operacionales productivas que

tenían antes del evento imprevisto. (Constante & Moreira, 2015).

Contratactualmente, el tiempo no productivo o NPT significa la suspensión o paralización en la

ejecucuón de los servicios y/o trabajos del Taladro de Perforación y líneas distintas al taladro por

acciones u omisiones imputables a la Contratista o cualquiera de sus subcontratistas.

Gráfica 4. 16. Tiempo no productivo, Grupo I



En el Grupo I el tiempo no productivo se presentó en 4 pozos de los 6 analizados, el de mayor

duración se presentó en el pozo TMBA-35H (24 horas) debido a problemas al momento de bajar

el casing de 13-3/8”, seguido por el pozo TMBA-17H (13 horas) por perdida de señal de registros

de densidad y porosidad de herramienta Neoscope.

En el siguiente capítulo se describe el análisis detallado de los tiempos no productivos.

TMBA-0092%

TMBA-011H15%

TMBA-013H0%

TMBA-0151%

TMBA-017H19%

TMBA-019H0%

TMBA-0210%

TMBA-02310%

TMBA-025H14%

TMBA-027H0%

TMBA-029H2%

TMBA-0312%

TMBA-033H3%

TMBA-035H29%

TMBA-0373%

PORCENTAJE DE TIEMPO NO PRODUCTIVO POR POZOS, TAMBOCOCHA A

TMBA-009 TMBA-011H TMBA-013H TMBA-015 TMBA-017H TMBA-019H TMBA-021 TMBA-023

TMBA-025H TMBA-027H TMBA-029H TMBA-031 TMBA-033H TMBA-035H TMBA-037

63

CAPÍTULO V. LÍMITE TÉCNICO

Una vez realizado el análisis de los tiempos reales en la perforación de los pozos del Campo

Tambococha, se dispone de la información necesaria para establecer una propuesta de límite

técnico para cada grupo de estudio e identificar los problemas suscitados en la fase de perforación.

5.1. Determinación del Límite Técnico

Los tiempos de perforación registrados mostraron variaciones significativas de pozo a pozo,

incluso para profundidades totales medidas (MD) similares, razón por la cual la construcción de la

curva base de los pozos se realizó considerando las secciones, actividades y sub actividades con la

finalidad de tener un estudio confiable para la planificación de la perforación de los nuevos pozos.

A continuación, se presentan un resumen de los tiempos empleados para perforar cada una de

las secciones, la propuesta de límite técnico, y la curva base de límite técnico (gráfica profundidad

vs tiempo) para cada uno de los seis grupos de estudio.

64

5.1.1. Límite técnico para el Grupo I, pozos horizontales, Tambococha A

Tabla 5. 1.Tiempos de perforación, Grupo I



Tiempos de perforación por sección, Grupo I

SE

CC

IÓN

PO

ZO

S

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A

(ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

RO

P P

RO

ME

DIO

(pp

h)

PE

RF

OR

AC

IÓN

BH

A

CIR

CU

LA

PO

OH

CA

SIN

G

CE

ME

NT

AC

IÓN

BO

P Y

CA

BE

ZA

L

GY

RO

RIG

SE

RV

ISE

DR

ILL

OU

T

TIE

MP

O R

EA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O

NO

RM

AL

(D

ÍAS

)

TIE

MP

O N

PT

(DÍA

S)

SE

CC

IÓN

16

"

TMBA-017H 52 4166 4114 104,15 39,5 3 7 4,5 6,5 4 12,5 1 0 0 3,25 3,25 0,00

TMBA-019H 59 4430 4371 101,65 43 5,5 4,5 5,0 11,5 5,0 6,0 1,0 1,0 0 3,44 3,44 0,00

TMBA-27H 54 4781 4727 100,57 47,0 6,0 8,5 12,0 12,0 4,5 9,5 3,0 1,5 0 4,30 4,30 0,00

TMBA-29H 52 4347 4295 98,74 43,5 8,5 10,5 9 14 4,5 8,5 3 0,5 0 4,25 4,25 0,00

TMBA-033H 50 4265 4215 99,18 42,5 3,5 8 6,5 7,5 5 8 0,5 0 0 3,40 3,40 0,00

TMBA-035H 52 4667 4615 118,33 39 4,5 9,5 7 13 5 8,5 2 0,5 0 5,46 3,71 1,75

SE

CC

IÓN

12

-1/4

" TMBA-017H 4166 6774 2608 74,51 35 8,5 9,5 9 12 4 0 0 0,5 3 3,50 3,40 0,10

TMBA-019H 4430 7288 2858 74,23 38,5 5 9,5 9,5 10 5 0 0 0,5 3,5 3,40 3,40 0,00

TMBA-27H 4781 7020 2239 58,92 38 7,5 10,5 23,5 10 3,5 1 0 0 3,5 4,10 4,10 0,00

TMBA-29H 4347 6871 2524 90,14 28 9,5 7 10,5 16 4,5 1,5 0 0,5 2 3,31 3,31 0,00

TMBA-033H 4265 6816 2551 91,11 28 4,5 7,5 12 12 3,5 1 0 0 2,5 3,06 2,96 0,10

TMBA-035H 4667 6992 2325 83,04 28 4,5 7 10 10,5 4,5 4,5 0 0 3 3,00 3,00 0,00

SE

CC

IÓN

8-1

/2" TMBA-017H 6774 7871 1097 43,88 25 9 4 10 0 0 0 0 0,5 4 2,70 2,19 0,54

TMBA-019H 7288 8209 921 41,86 22 3,5 11 6 0 0 0 0 0 3 1,90 1,90 0,00

TMBA-27H 7020 7585 565 23,06 24,5 16,5 3 40 0 0 0 0 2,5 2 3,70 3,70 0,00

TMBA-29H 6871 7418 547 25,44 21,5 10 5,5 8,5 0 0 0 0 0 2,5 2,10 2,00 0,08

TMBA-033H 6816 7629 813 28,53 28,5 3,5 4,5 10,5 0 0 0 0 0 2 2,04 2,04 0,00

TMBA-035H 6992 8048 1056 32,49 32,5 5 3,5 13,5 0 0 0 0 0 3,5 2,42 2,42 0,00

65

ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal del Grupo I

Secciones Profundidad

de entrada

Profundidad

de Salida ROP Formaciones

16 in 52 4166 118,3 Indiferenciado, Orteguaza,

Tiyuyacu

12-1/4 in 4166 6774 91,1 Tiyuyacu, Tena

8-1/2 in 6774 7871 43,88 Napo

Tabla 5. 2.ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo I



Tabla 5. 3.Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo I



Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo I

DETALLE DE OPERACIÓN Actual

Acum

Prof_Inicio

Prof_fin

Time Day ft ft

SECCIÓN 16"

Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0.50 0.02 0 0

Arma BHA #1 1.50 0.08 0 0

Direccional Drilling 23.44 1.06 52 2826

Circulación 1.00 1.10 2826 2826

Arma herramientas y corre Gyro 0.50 1.12 2826 2826


Circulación 3.00 1.72 4166 4166

Saca BHA #1 6.20 1.98 4166 4166

Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0.50 2.00 4166 4166

Desarma BHA #1 1.00 2.04 4166 4166

Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida 0.50 2.06 4166 4166

Puntos de casing para el pozo ideal

Detalle Profundidad

CASING 20” 52 ft

CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu

CASING 9-5/8” Tope Napo M1

66

de CSG de 13 3/8"

Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0.50 2.08 4166 4166

Conecta zapato y collar, probar equipo 0.50 2.10 4166 4166

Baja CSG de 13-3/8 5.74 2.34 4166 4166

Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parámetros de cementación

1.50 2.40 4166 4166

Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 2.43 4166 4166

Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 2.45 4166 4166

Realiza trabajo de cementación 2.50 2.55 4166 4166

Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 2.57 4166 4166

Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0.50 2.59 4166 4166

Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de brida

0.50 2.61 4166 4166

Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas 0.50 2.63 4166 4166

Realiza Top Job 0.50 2.65 4166 4166

Corta y biselado csg de 13 3/8" 0.50 2.68 4166 4166

Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 1.00 2.72 4166 4166

Reunión de seguridad para instalar BOP 0.50 2.74 4166 4166

Coloca BOP, niple campana, camisa, arma líneas de chock manifold, líneas del Kill line y HCR y tensadores

1.00 2.78 4166 4166

Instala TEST PLUG en sección AB del Cabezal 0.50 2.80 4166 4166

TEST BOP 1.50 2.86 4166 4166

Retira test plug e instala wear bushing 0.50 2.88 4166 4166

SECCIÓN 12 1/4" 0.00 2.88 4166 4166


Arma BHA #2 2.00 2.99 4166 4166

TEST BHA#2 0.50 3.01 4166 4166

BAJA BHA 3.50 3.15 4166 4166

Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1.50 3.22 4166 4166

TEST CSG 13 3/8" 0.50 3.24 4166 4166

DRILL OUT 1.00 3.28 4166 4166

Circula hasta retornos limpios 1.00 3.32 4166 4166

Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1.00 3.36 4166 4166

Cambio de Fluido 0.50 3.38 4166 4166

FIT 0.50 3.40 4166 4166


Circulación 4.00 4.76 6774 6774

Saca BHA #12 11.00 5.22 6774 6774

Reunion de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0.50 5.24 6774 6774

67

Desarma BHA #2 1.00 5.28 6774 6774

Recupera Wear Bushing 0.50 5.30 6774 6774

Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8"

0.50 5.33 6774 6774


Conecta zapato y collar, probar equipo 0.50 5.37 6774 6774

Baja CSG de 9-5/8 10.00 5.78 6774 6774

Conecta csg mandrel hanger + Baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra +asienta CSG hanger en sección A--B del cabezal

0.50 5.80 6774 6774


1.00 5.85 6774 6774


Reunión de seguridad para cementar csg de 13-3/8" 0.50 5.89 6774 6774



Lava sección A-B del cabezal multibowl 0.50 6.01 6774 6774

Baja e instala Pack off de de 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en sección A-B + prueba sellos inferiores y superiores

0.50 6.03 6774 6774

Baja y asienta wear bushing 0.50 6.05 6774 6774

SECCIÓN 8 1/2" 0.00 6.05 6774 6774


Arma BHA #3 0.50 6.10 6774 6774

Test BHA#3 0.50 6.12 6774 6774

Baja BHA 4.50 6.30 6774 6774


TEST CSG 9 5/8" 0.50 6.41 6774 6774

DRILL OUT 0.50 6.43 6774 6774



Cambio de Fluido 0.50 6.49 6774 6774


Circulación 1.00 7.58 7871 7871

Saca BHA #3 6.50 7.85 7871 7871


Desarma BHA #3 1.00 7.91 7871 7871

68

Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo I

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo Real de Perforación (días)

TMBA 17H TMBA 19H

TMBA 27H TMBA 29H

TMBA 33H TMBA 35H

LIMITE TECNICO

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo Normal de Perforación (días)

TMBA 17H TMBA 19H

TMBA 27H TMBA 29H

TMBA 33H TMBA 35H

LIMITE TECNICO

Gráfica 5. 2. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo I


Gráfica 5. 1. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo I


69

5.1.2. Límite técnico para el Grupo II, pozos horizontales, Tambococha D

Tiempos de perforación por sección, Grupo II

SE

CC

IÓN

PO

ZO

S

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A (

ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

RO

P P

RO

ME

DIO

(pp

h)

PE

RF

OR

AC

IÓN

BH

A

CIR

CU

LA

VIA

JE

CA

SIN

G

CE

ME

NT

AC

IÓN

BO

P

GY

RO

RIG

SE

RV

ISE

DR

ILL

OU

T

TIE

MP

O R

EA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O N

OR

MA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O N

PT

(DÍA

S)

SE

CC

IÓN

16

" TMBD-014H 47 6319 6272 70,71 52,5 2,5 20 15 12 5,5 8 1,5 0,5 0 5,33 5,10 0,23

TMBD-016H 52 3397 3950 79,8 49,0 3 8,5 8,5 9 5 9,5 2 0 0 4,30 4,08 0,00

TMBD-018H 52 5612 5564 105 53 1,5 16,5 17 15 5,5 7,5 1,5 0 0 5,29 5,04 0,00

TMBD-020H 53 5361 5213 75,95 60 1,5 6,5 6,5 13 5,5 5,5 1,5 0,5 0 5,00 4,75 0,17

SE

CC

IÓN

12

-1/4

" TMBD-014H 6319 8265 1946 70,78 16,5 3,5 19 25 8,5 3,5 1,5 4,5 0 4,5 3,87 3,72 0,14

TMBD-016H 3397 5786 1789 67,5 27,5 2,5 10 14 11 3,5 1,5 0 2,5 2,5 3,40 3,21 0,00

TMBD-018H 5612 8270 2658 81,8 32,5 3 13,5 20 4,5 3,5 0 0 0 2 3,38 3,19 0,00

TMBD-020H 5361 7660 2299 65,69 35 2,5 25,5 8,5 23 3,5 1,5 0 1,5 3,5 5,18 4,98 0,00

SE

CC

IÓN

8-1

/2" TMBD-014H 8265 8880 615 27,3 26 2,5 17 12 3,5 0 0 3,5 0 3,5 3,06 2,95 0,11

TMBD-016H 5786 7045 1259 94,3 22 2,5 6 13 0,5 0 0 0 0 3 2,23 2,10 0,00

TMBD-018H 8270 9151 881 88,1 17,5 2,5 7 14 15 0 0 0 1,5 2,5 3,04 2,94 0,13

TMBD-020H 7660 7886 226 113 12,5 3 22 17 0,5 0 0 0 0 3 2,59 2,46 1,02

Tabla 5. 4. Tiempos de perforación, Grupo II



70

Tabla 5. 5. ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo II



Tabla 5. 6. Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo II



Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo II

DETALLE DE OPERACIÓN Actual Acum Prof_Inicio Prof_fin

Time Day ft ft

SECCIÓN 16"

Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0,50 0,02 0 0

Arma BHA #1 1,50 0,08 0 0

Direccional Drilling 3,00 0,21 47 362

Circulación 0,50 0,23 362 362

Arma herramientas y corre Gyro 1,00 0,27 362 362

Directional Drilling 53,40 2,50 362 5612

Circulación 1,50 2,56 5612 5612

Saca BHA #1 1,00 2,60 5612 5612

Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0,50 2,62 5612 5612

Desarma BHA #1 1,00 2,66 5612 5612

Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de csg DE 13 3/8"

0,50 2,68 5612 5612

ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo II

Secciones Profundidad de entrada

Profundidad de Salida

ROP Formaciones

16 in 48 5612 105 Indiferenciado,

Orteguaza, Tiyuyacu

12-1/4 in 5612 8270 70,76 Tiyuyacu, Tena

8-1/2 in 6774 9151 94,3 Napo


Detalle Profundidad

CASING 20” 48 ft



71

Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0,50 2,70 5612 5612

Conecta zapato y collar, probar equipo 0,50 2,73 5612 5612

Baja CSG de 13-3/8 4,00 2,89 5612 5612


1,50 2,95 5612 5612

Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,50 2,98 5612 5612

Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,50 3,00 5612 5612

Realiza trabajo de cementación 2,50 3,10 5612 5612

Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0,50 3,12 5612 5612

Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0,50 3,14 5612 5612


1,00 3,18 5612 5612

Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas

1,00 3,23 5612 5612

Realiza Top Job 0,50 3,25 5612 5612

Corta y biselado csg de 13 3/8" 1,00 3,23 5612 5612

Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 1,00 3,27 5612 5612

Reunión de seguridad para instalar BOP 0,50 3,29 5612 5612

Coloca BOP, niple campana, camisa, arma líneas de chock manifold, líneas del Kill line y HRC y tensadores

3,00 3,41 5612 5612

Instala TEST PLUG EN SECCION AB del Cabezal 1,00 3,45 5612 5612

TEST BOP 1,50 3,52 5612 5612

Retira test plug e instala wear bushing 0,50 3,54 5612 5612

SECCIÓN 12 1/4" 0,00 3,54 5612 5612

Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD.

0,50 3,56 5612 5612

Arma BHA #2 2,50 3,66 5612 5612

TEST BHA#2 0,50 3,68 5612 5612

BAJA BHA 2,50 3,79 5612 5612

Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1,00 3,83 5612 5612

TEST CSG 13 3/8" 0,50 3,85 5612 5612

DRILL OUT 2,00 3,93 5612 5612

Circula hasta retornos limpios 1,00 3,98 5612 5612

Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,00 4,02 5612 5612

Cambio de Fluido 0,50 4,04 5612 5612

FIT 0,50 4,06 5612 5612


Circulación 5,00 5,83 8273 8273

Saca BHA #12 7,50 6,15 8273 8273

Reunion de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0,50 6,17 8273 8273

Desarma BHA #2 1,00 6,21 8273 8273

Recupera Wear Bushing 0,50 6,23 8273 8273


0,50 6,25 8273 8273

72



Baja CSG de 9-5/8 6,00 6,54 8273 8273

Conecta CSG MANDREL HANGER + Baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta CSG HANGER EN SECCION "A-B" DEL CABEZA

0,50 6,56 8273 8273


0,50 6,58 8273 8273





LAVA SECCIÓN A-B DEL CABEZAL MULTIBOWL 0,50 6,75 8273 8273

Baja e instala PACK OFF DE 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en sección A-B + prueba sellos inferiores y superiores

0,50 6,77 8273 8273

Baja y asienta Wear Bushing 1,00 6,81 8273 8273

SECCIÓN 8 1/2" 0,00 6,81 8273 8273


Arma BHA #3 2,50 6,94 8273 8273

TEST BHA#3 0,50 6,96 8273 8273

BAJA BHA 3,00 7,08 8273 8273

Rota Cemento + Tapones + drill out de collar flotador 0,50 7,10 8273 8273

TEST CSG 9 5/8" 0,50 7,13 8273 8273

DRILL OUT 3,00 7,25 8273 8273



Cambio de fluido 1,50 7,50 8273 8273


Circulación 1,00 7,94 9151 9151

Saca BHA #3 7,00 8,24 9151 9151


Desarma BHA #3 1,50 8,32 9151 9151

73

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Pro

fun

did

ad (

ft)


TMBA 14H TMBA 16H

TMBA 18H TMBA 20H

LIMITE TECNICO

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Pro

fun

did

ad (

ft)


TMBA 14H TMBA 16H

TMBA 18H TMBA 20H

LIMITE TECNICO

Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo II

Gráfica 5. 4 Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo II


Gráfica 5. 3. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo II


74

5.1.3. Límite técnico para el Grupo III, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de 30° a 60°, Tambococha A

Tiempos de perforación por sección, Grupo III

SE

CC

IÓN

PO

ZO

S

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A (

ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

RO

P P

RO

ME

DIO

(pp

h)

PE

RF

OR

AC

IÓN

BH

A

CIR

CU

LA

VIA

JE

CA

SIN

G

CE

ME

NT

AC

IÓN

BO

P

GY

RO

RIG

SE

RV

ISE

DR

ILL

OU

T

TIE

MP

O P

LA

NE

AD

O

(DÍA

S)

TIE

MP

O R

EA

L (

DÍA

S)

TIE

MP

O N

OR

MA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O N

PT

(D

ÍAS

)

SECCIÓN 16" TMBA-015 53 4925 4872 86,2 56,5 6,0 10,5 9,0 14,0 4,5 9,0 1,5 0,0 0,0 5,41 4,63 4,63 0,00

TMBA-037 50 4279 4229 115,86 36,5 8,0 10,5 7,5 13,5 4,5 7,5 3,5 0,5 0,0 4,16 3,83 3,83 0,00

SECCIÓN 12-1/4" TMBA-015 4925 6186 1261 51,5 24,5 5,0 8,5 9,0 11 4,0 2,0 0,0 0,5 2,0 3,36 2,79 2,77 0,02

TMBA-037 4279 5609 1330 95,00 14,0 5,0 4,5 6,5 10 2,5 0,0 0,0 0,5 4,0 2,61 2,02 1,96 0,06

SECCIÓN 8-1/2" TMBA-015 6186 6997 811 50,7 16,0 7,0 4,5 14,0 12 3,5 0,0 0,0 0,0 1,5 3,23 2,44 2,44 0,00

TMBA-037 5609 6265 656 54,67 12,0 6,5 7,0 23,5 7,5 0,0 0,0 0,0 0,5 2,0 2,23 2,50 2,46 0,04

Tabla 5. 7.Tiempos de perforación, Grupo III



75

ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo III

Sección Profundidad

de entrada

Profundidad



Tiyuyacu

12-1/4 in 4925 6186 73,89

Tiyuyacu, Tena

8-1/2 in 6186 6997 45,2 Napo

Tabla 5. 8.ROP y formaciones atravesadas , Grupo III



Tabla 5. 9.Puntos de casing, Grupo III



Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo III

DETALLE DE OPERACIÓN Actual

Acum

Prof_Inicio Prof_fin

Time Day ft ft

SECCIÓN 16"


Arma BHA #1 2.50 0.13 0 0


Circulación 1.00 0.61 974 974



Circulación 2.00 2.63 4925 4925

Saca BHA #1 8.10 2.96 4925 4925


Desarma BHA #1 1.00 3.03 4925 4925

Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG

DE 13 3/8" 0.50 3.05 4925 4925



Detalle Profundidad

CASING 20” 53 ft



LINER-7” Base U

76

Arma y prueba equipos de flotación 0.50 3.09 4925 4925

Baja CSG de 13-3/8 8.22 3.43 4925 4925

Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parámetros de

cementación 1.00 3.47 4925 4925






Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de

brida 0.50 3.68 4925 4925


Realiza Top Job 0.50 3.72 4925 4925




Instala BOP 1.00 3.83 4925 4925

Instala TEST PLUG EN SECCION AB del Cabezal 0.50 3.85 4925 4925

TEST BOP 2.00 3.93 4925 4925


SECCIÓN 12 1/4" 0.00 3.95 4925 4925


Arma BHA #2 2.00 4.06 4925 4925

TEST BHA#2 0.50 4.08 4925 4925

BAJA BHA 3.00 4.20 4925 4925


TEST CSG 13 3/8" 0.50 4.29 4925 4925

DRILL OUT 1.00 4.33 4925 4925



Cambio de Fluido 0.50 4.41 4925 4925

FIT 0.50 4.43 4925 4925


Circulación 3.00 5.27 6186 6186

Saca BHA #2 5.00 5.48 6186 6186


Desarma BHA #2 1.00 5.54 6186 6186

Recupera Wear Bushing+Rig Service 0.50 5.56 6186 6186

Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG

DE 9 5/8" 0.50 5.58 6186 6186



Baja CSG de 9-5/8 6.00 5.87 6186 6186

Conecta CSG MANDREL HANGER +

ASIENTA CSG HANGER EN SECCION "A-B" DEL CABEZA 0.50 5.89 6186 6186

77

Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parámetros de

cementación 0.50 5.91 6186 6186





Conecta Washing tool y lava sección A-B DEL CABEZAL

MULTIBOWL 0.50 6.08 6186 6186

Baja e instala PACK OFF DE 13 5/8" x 11" x 9 5/8" EN SECCION

A-B + prueba sellos inferiores y superiores 0.50 6.10 6186 6186

Baja y asienta wear bushing 0.50 6.12 6186 6186

SECCIÓN 8 1/2" 0.00 6.12 6186 6186


Arma BHA #3 2.50 6.25 6186 6186

TEST BHA#3 0.50 6.27 6186 6186

BAJA BHA 3.00 6.39 6186 6186

Drillo out de tapones+collarflotador+cemento 1.00 6.43 6186 6186

TEST CSG 9 5/8" 0.50 6.45 6186 6186

DRILL OUT 0.50 6.48 6186 6186



Cambio de Fluido 0.50 6.54 6186 6186


Circulación 1.00 7.30 6997 6997

Saca BHA #3 4.50 7.48 6997 6997


Desarma BHA #3 1.00 7.55 6997 6997

RIG Service 0.50 7.57 6997 6997

Reunión de Seguridad Previo a corrida de Liner 0.50 7.59 6997 6997

Arma herramientas para corrida de Liner 0.50 7.61 6997 6997


Baja Liner de 7" 7.00 7.92 6997 6997

Expansión del colgador 0.50 7.94 6997 6997

Circulación 0.50 7.96 6997 6997

Desconecta cabezal y lineas de cementación 0.50 7.98 6997 6997

Saca Setting Tool 3.50 8.13 6997 6997

78

Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo III

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Pro

fun

did

ad (

ft)

Tiempo de Perforación (días)

TMBA 15 TMBA 37 LÍMITE TECNICO

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Pro

fun

did

ad (

ft)



Gráfica 5. 6. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo III


Gráfica 5. 5. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo III


79

5.1.4. Límite Técnico para el Grupo IV, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de 30° a 60°, Tambococha D

Tiempos de perforación por sección, Grupo IV

SE

CC

IÓN

PO

ZO

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A (

ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

RO

P P

RO

ME

DIO

(pp

h)

PE

RF

OR

AC

IÓN

BH

A

CIR

CU

LA

VIA

JE

CA

SIN

G

CE

ME

NT

AC

IÓN

BO

P

GY

RO

RIG

SE

RV

ISE

DR

ILL

OU

T

TIE

MP

O R

EA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O N

OR

MA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O N

PT

(DÍA

S)

16

" TMBD-010 47,00 4311,00 4264,00 99,20 57,00 6,00 12,00 6,00 14,00 5,50 5,50 3,00 0,50 0,00 4,56 4,63 0,00

TMBD-012 47,00 4822,00 4775,00 71,27 49,50 7,50 29,50 5,50 15,50 7,50 5,00 0,50 0,50 0,00 5,04 5,04 0,00

12

1/4

"

TMBD-010 4311,00 5365,00 1065,00 63,50 14,00 9,00 5,50 6,50 10,00 3,00 0,00 0,00 1,50 3,00 2,85 2,19 0,67

TMBD-012 4822,00 6125,00 1303,00 68,60 22,00 7,50 9,00 19,00 10,00 3,00 0,50 0,00 0,00 0,00 2,96 2,96 0,00

8 1

/2"

TMBD-010 5365,00 6003,00 638,00 45,60 11,00 8,50 8,50 15,00 10,50 4,00 0,00 0,00 0,00 3,00 2,52 2,52 0,00

TMBD-012 6125,00 6830,00 705,00 61,30 13,00 8,00 3,00 10,50 12,50 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,08 2,08 0,00

Tabla 5. 10. Tiempos de perforación, Grupo IV



80

ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo IV

Secciones Profundidad de

entrada Profundidad de

Salida ROP Formaciones

16 in 47 4311 99,2 Indiferenciado,

Orteguaza, Tiyuyacu

12-1/4 in 4311 5365 64,6 Tiyuyacu, Tena

8-1/2 in 5365 6003 61,3 Napo

Tabla 5. 11. ROP y formaciones atravesadas, Grupo IV



Tabla 5. 12. Puntos de casing, Grupo IV



Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las caracteristicas del grupo IV


Time Day ft ft

SECCIÓN 16"


Arma BHA #1 2,5 0,13 0 0


Circulación 0,5 0,31 443 443



Circulación 1,5 2,06 4312 4312

Saca BHA #1 1,0 2,10 4312 4312


Desarma BHA #1 1,5 2,19 4312 4312


0,5 2,21 4312 4312

Armado de equipos de corrida de CSG de 13 3/8" 0,5 2,23 4312 4312


Baja CSG de 13-3/8 8,5 2,63 4312 4312


Detalle Profundidad

CASING 20” 53 ft



LINER-7” Base U

81

Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parametros de cementación

1,0 2,67 4312 4312







0,5 2,92 4312 4312


1,5 2,98 4312 4312

Realiza Top Job 1,0 3,02 4312 4312



Reunión de seguridad para instalar BOP 0,5 3,06 4312 4312

Coloca BOP, niple campana, camisa, arma líneas de chock manifold, líneas del kill line y HCR y tensadores

3,0 3,19 4312 4312

Instala TEST PLUG en sección AB del Cabezal 1,0 3,23 4312 4312

TEST BOP 1,5 3,29 4312 4312


SECCIÓN 12 1/4" 0,0 3,33 4312 4312


0,5 3,35 4312 4312

Arma BHA #2 2,5 3,46 4312 4312

TEST BHA#2 0,5 3,48 4312 4312

BAJA BHA 4,5 3,67 4312 4312

Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1,5 3,73 4312 4312

TEST CSG 13 3/8" 0,5 3,75 4312 4312

DRILL OUT 1,5 3,81 4312 4312



Cambio de Fluido 1,5 3,96 4312 4312

FIT 0,5 3,98 4312 4312


Circulación 3,0 4,78 5365 5365

Saca BHA #12 1,5 4,85 5365 5365


Desarma BHA #2 1,5 4,93 5365 5365



0,5 4,97 5365 5365



Baja CSG de 9-5/8 5,0 5,22 5365 5365

Conecta CSG mander hanger + baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta csg hanger en sección “A-B” del cabezal

0,5 5,24 5365 5365

82


1,0 5,28 5365 5365





Lava sección A+B del cabezal multibowl 0,5 5,45 5365 5365

Baja e instala pack off de 13-5/8” 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en sección A-B + prueba sellos inferiores y superiores

0,5 5,47 5365 5365

BAJA Y ASIENTA WEAR BUSHING 1,0 5,51 5365 5365

SECCIÓN 8 1/2" 0,0 5,51 5365 5365


0,5 5,53 5365 5365

Arma BHA #3 2,5 5,64 5365 5365

TEST BHA#3 0,5 5,66 5365 5365

BAJA BHA 5,0 5,87 5365 5365

Rota cemento + tapones + DRILL OUT de collar flotador 2,0 5,95 5365 5365

TEST CSG 9 5/8" 0,5 5,97 5365 5365

DRILL OUT 1,0 6,01 5365 5365



Cambio de fluido 1,5 6,26 5365 5365


Circulación 2,5 6,80 6003 6003

Saca BHA #3 6,5 7,07 6003 6003


Desarma BHA #3 2,5 7,20 6003 6003

Arma equipo overdrive para corrida de liner 1,0 7,24 6003 6003

Reunión de Seguridad previo a corria da Liner 0,5 7,26 6003 6003

Prueba de Funcionamiento del equipo 0,5 7,28 6003 6003

Baja herramienta de corrida de liner 0,5 7,30 6003 6003

Baja liner liner 7 hasta zapato de 9 5/8 5,5 7,53 6003 6003

Ciculación 0,5 7,55 6003 6003

Baja liner 7 en hueco libre + conecta cabeza de cementacion

1,5 7,61 6003 6003

Circula 2,0 7,70 6003 6003

Reunión de seguridad previo a cementar 0,5 7,72 6003 6003

Arma linea de cemento 1,0 7,76 6003 6003

Realiza Cementacion 1,5 7,82 6003 6003

Activacon de Flapper 1,0 7,86 6003 6003

Circulacion 2,5 7,97 6003 6003

Saca Settingtool 3,5 8,11 6003 6003

83

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Pro

fun

did

ad (

ft)


TMBD 10 TMBD 12 LÍMITE TECNICO

Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo IV.

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Pro

fun

did

ad (

ft)


TMBD 10 TMBD 12 LÍMITE TECNICO

Gráfica 5. 7. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo IV


Gráfica 5. 8. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo IV


84

5.1.3. Límite técnico para el Grupo V, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación mayor a 60°, Tambococha A

Tiempos para perforar las secciones de los pozos perforados en el Grupo V

SE

CC

IÓN

PO

ZO

S

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A (

ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

RO

P P

RO

ME

DIO

(pp

h)

PE

RF

OR

AC

IÓN

BH

A

CIR

CU

LA

VIA

JE

CA

SIN

G

CE

ME

NT

AC

IÓN

BO

P

GY

RO

RIG

SE

RV

ISE

DR

ILL

OU

T

TIE

MP

O P

LA

NE

AD

O

(DÍA

S)

TIE

MP

O R

EA

L (

DÍA

S)

TIE

MP

O N

OR

MA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O N

PT

(D

ÍAS

)

SECCIÓN 16" TMBA-021 53 5252 5199 95,39 54,5 5,5 10,5 8,0 11,0 5,0 7,0 1,0 0,0 0 5,88 4,3 4,3 0,00

TMBA-023 53 4823 4770 98,35 48,50 9,00 9,00 9,50 8,00 5,00 9,50 2,50 0,50 0,00 5,31 4,3 4,2 0,04

SECCIÓN 12-1/4" TMBA-021 5252 7002 1750 112,90 15,5 3,5 11 11 8,5 4,5 1,5 0 0,5 2,5 4,68 2,4 2,4 0,00

TMBA-023 4823 6827 2004 95,43 21,00 7,00 8,00 8,00 9,50 3,00 2,00 0,00 0,00 2,50 3,53 2,8 2,5 0,29

SECCIÓN 8-1/2" TMBA-021 7002 7918 916 63,17 14,5 5 8 19,5 14,5 3,5 0 0 0,5 2,5 5,24 2,8 2,8 0,00

TMBA-023 6827 7577 750 48,39 15,50 4,50 8,50 15,50 12,50 5,50 0,00 0,00 0,00 2,50 3,16 2,7 2,7 0,00

Tabla 5. 13.Tiempos de perforación, Grupo V



85

ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo V


de entrada

Profundidad



Tiyuyacu

12-1/4 in 5252 7002 112,9 Tiyuyacu, Tena

8-1/2 in 7002 7918 48,4 Napo

Tabla 5. 14. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo V



Tabla 5. 15.Puntos de casing, Grupo V



Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo V

DETALLE DE OPERACIÓN Actual Acum Prof_Inicio

Prof_fin

Time Day ft ft

SECCIÓN 16"


Arma BHA #1 2.50 0.13 0 0


Circulación 1.00 0.75 1392 1392



Circulación 1.00 2.52 5252 5252

Saca BHA #1 10.45 2.96 5252 5252


Desarma BHA #1 1.00 3.02 5252 5252


0.50 3.04 5252 5252



Baja CSG de 13-3/8 6.83 3.37 5252 5252


Detalle Profundidad

CASING 20” 53 ft



LINER-7” Base U

86


1.00 3.41 5252 5252


Reunion de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 3.45 5252 5252





0.50 3.62 5252 5252


Realiza Top Job 0.50 3.66 5252 5252




Instala BOP 2.50 3.82 5252 5252

Instala test plug en sección AB del Cabezal 0.50 3.85 5252 5252

Test bop 1.50 3.91 5252 5252


SECCIÓN 12 1/4" 0.00 3.93 5252 5252


Arma BHA #2 1.50 4.01 5252 5252

Test BHA#2 0.50 4.03 5252 5252

Baja BHA 4.00 4.20 5252 5252

Rota cemento + tapones + DRILL OUT de collar flotador 1.50 4.26 5252 5252

Test CSG 13 3/8" 0.50 4.28 5252 5252

DRILL OUT 0.50 4.30 5252 5252



Cambio de fluido 0.50 4.39 5252 5252

FIT 0.50 4.41 5252 5252


Circulación 3.00 5.18 7002 7002

Saca BHA #2 9.53 5.58 7002 7002


Desarma BHA #2 1.00 5.64 7002 7002

Recupera Wear Bushing+Rig Service 0.50 5.66 7002 7002


0.50 5.68 7002 7002



Baja CSG de 9-5/8 6.90 6.01 7002 7002

Conecta CSG mandrel hanger + asienta csg hanger en sección "A-B" ASIENTA CSG HANGER EN SECCION "A-B" DEL CABEZA

0.50 6.03 7002 7002


0.50 6.05 7002 7002



87



Conescta Washing tool y LAVA SECCIÓN A-B DEL CABEZAL MULTIBOWL

0.50 6.24 7002 7002

BAJA E INSTALA PACK OFF DE 13 5/8" x 11" x 9 5/8" EN SECCION A-B + PRUEBA SELLOS INFERIORES Y SUPERIORES

0.50 6.26 7002 7002

BAJA Y ASIENTA WEAR BUSHING 0.50 6.28 7002 7002

SECCIÓN 8 1/2" 0.00 6.28 7002 7002


Arma BHA #3 2.00 6.38 7002 7002

TEST BHA#3 0.50 6.40 7002 7002

BAJA BHA 4.80 6.60 7002 7002

Drillo out de tapones+collarflotador+cemento 0.50 6.63 7002 7002

TEST CSG 9 5/8" 0.50 6.65 7002 7002

DRILL OUT 1.00 6.69 7002 7002



Cambio de Fluido 0.50 6.75 7002 7002


Circulación 1.00 7.58 7918 7918

Saca BHA #3 8.00 7.91 7918 7918

Reunion de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0.50 7.93 7918 7918

Desarma BHA #3 1.00 7.98 7918 7918

RIG Service 0.50 8.00 7918 7918

Reunión de Seguridad Previo a corrida de Liner 0.50 8.02 7918 7918

Arma herramientas para corrida de Liner 0.50 8.04 7918 7918


Baja Liner de 7" 11.00 8.52 7918 7918

Expansión del colgador 0.50 8.54 7918 7918

Circulación 0.50 8.56 7918 7918

Desconecta cabezal y líneas de cementación 0.50 8.58 7918 7918

Saca Setting Tool 3.50 8.73 7918 7918

88

Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo V

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Pro

fun

did

ad (

ft)



0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Pro

fun

did

ad (

ft)



Gráfica 5. 10. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo V


Gráfica 5. 9. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo V


89

5.1.6. Limite técnico para el Grupo VI, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación mayor a 60°, Tambococha D.

Tiempos de perforación por sección, Grupo VI

SE

CC

IÓN

PO

ZO

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A (

ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

RO

P

PR

OM

ED

IO (

pp

h)

PE

RF

OR

AC

IÓN

BH

A

CIR

CU

LA

VIA

JE

CA

SIN

G

CE

ME

NT

AC

IÓN

BO

P

GY

RO

RIG

SE

RV

ISE

DR

ILL

OU

T

TIE

MP

O R

EA

L

(DÍA

S)

TIE

MP

O

NO

RM

AL

(D

ÍAS

)

TIE

MP

O N

PT

(DÍA

S)

16

"

TMBD-003

48 5640 5592 72,2 79 6,5 10 11 14,5 5,5 8,5 1,5 2 0 5,85 5,77 0,08

48 5840 5792 72,3 76,5 8 13,5 12,5 17,5 10 7,5 1,5 0,5 0 6,15 6,15 0,00

47 6187 6140 64 87 5 12 8 19 5 8 1 0 0 6,04 6,04 0,00

12

1/4

"

TMBD-004

5640 7667 2027 78 28,5 5,5 11,5 17 0 0 0 0 0,5 0 2,79 2,63 0,17

5840 7880 2040 76,9 32 7 19 36,5 13 4,5 0 0 0,5 0 4,73 4,69 0,04

6187 8968 2781 91,2 30,5 4,5 16,5 50,5 0,5 0 0 0 2,5 3,5 4,52 4,52 0,00

8 1

/2"

TMBD-026

7667 9178 1511 53 31,5 7 17,5 19,5 31 9 1,5 0 2 0 4,96 4,96 0,00

7880 8630 750 65,85 11,5 8 12 22,5 17,5 5 0 0 0 5 3,40 3,40 0,00

8968 9645 677 50,1 14 10 19,5 31 44 9 2 0 0,5 1 5,46 5,46 0,00

Tabla 5. 16.Tiempos de Perforación, Grupo VI



90

ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo VI


de entrada Profundidad de Salida

ROP Formaciones

16 in 47 5640 72,2 Indiferenciado,

Orteguaza, Tiyuyacu

12-1/4 in 5640 7667 78

Tiyuyacu, Tena

8-1/2 in 7667 9178 50,1 Napo

Tabla 5. 17. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo VI



Tabla 5. 18.Puntos de casing, Grupo VI



Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo VI


Time Day ft ft

SECCIÓN 16"


0,5 0,02 0 0

Arma BHA #1 2,0 0,10 0 0


Circulación 1,0 1,15 1780 1780



Circulación 2,0 3,50 5640 5640

Saca BHA #1 1,0 3,54 5640 5640


Desarma BHA #1 1,5 3,62 5640 5640


0,5 3,64 5640 5640



Baja CSG de 13-3/8 7,5 4,00 5640 5640


Detalle Profundidad

CASING 20” 47ft



LINER-7” Base U

91


0,5 4,02 5640 5640


Reunion de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,5 4,06 5640 5640





0,5 4,25 5640 5640


1,0 4,29 5640 5640

Realiza Top Job 0,5 4,31 5640 5640



Reunion de seguridad para instalar BOP 0,5 4,37 5640 5640

Instala BOP 0,5 4,39 5640 5640

Instala TEST PLUG EN SECCION AB del Cabezal 0,5 4,42 5640 5640

TEST BOP 1,5 4,48 5640 5640


SECCIÓN 12 1/4" 0,0 4,50 5640 5640


0,5 4,52 5640 5640

Arma BHA #2 2,0 4,60 5640 5640

TEST BHA#2 0,5 4,62 5640 5640

BAJA BHA 3,0 4,75 5640 5640

Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador

1,5 4,81 5640 5640

TEST CSG 13 3/8" 0,5 4,83 5640 5640

DRILL OUT 0,5 4,85 5640 5640



Cambio de Fluido 0,5 4,96 5640 5640

FIT 0,5 4,98 5640 5640


Circulación 0,5 5,42 6420 6420


Circulación 0,5 6,10 7668 7707

Saca BHA # 2 3,5 6,25 7707 7707


Desarma BHA #2 1,5 6,33 7707 7707



0,5 6,37 7707 7707



Baja CSG de 9-5/8 6,5 6,69 7707 7707

92

Conecta CSG mandrel hanger + baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta csg hanger en sección “A-B” del cabeza

0,5 6,71 7707 7707


0,5 6,73 7707 7707


Reunion de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,5 6,77 7707 7707



Lava sección a-b del cabezal multibowl 0,5 6,91 7707 7707

Baja e instala pack off de 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en seccion a-b + prueba sellos inferiores y sueriores

0,5 6,94 7707 7707

Baja y asienta wear bushing 0,5 6,96 7707 7707

SECCIÓN 8 1/2" 0,0 6,96 7707 7707


0,5 6,98 7707 7707

Arma BHA #3 2,5 7,08 7707 7707

TEST BHA#3 0,5 7,10 7707 7707

BAJA BHA 5,0 7,31 7707 7707

Rota cemento + tapones + drill out de collar flotador 2,0 7,39 7707 7707

TEST CSG 9 5/8" 0,5 7,41 7707 7707

DRILL OUT 1,0 7,46 7707 7707



Cambio de fluido 1,5 7,71 7707 7707


Circulación 2,5 9,07 9217 9217

Saca BHA #3 6,5 9,34 9217 9217


Desarma BHA #3 2,5 9,46 9217 9217

Arma Equipo overdrive para corrida de liner 1,0 9,51 9217 9217

Reunión de Seguridad previo a corria da Liner 0,5 9,53 9217 9217

Prueba de Funcionamiento del equipo 0,5 9,55 9217 9217

Baja herramienta de corrida de liner 0,5 9,57 9217 9217

Baja liner Liner 7 hasta zapato de 9 5/8 7,0 9,86 9217 9217

Ciculación 0,5 9,88 9217 9217

Baja liner 7 en hueco libre + conecta cabeza de cementación

1,5 9,94 9217 9217

Circula 0,5 9,96 9217 9217

Reunión de seguridad previo a cementar 0,5 9,99 9217 9217

Arma linea de cemento 1,0 10,03 9217 9217

Realiza cementación 1,5 10,09 9217 9217

Activación de Flapper 1,0 10,13 9217 9217

Circulación 0,5 10,15 9217 9217

Saca settingtool 3,5 10,30 9217 9217

93

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Pro

fun

did

ad (

ft)


TMBD 003 TMBD 004

LÍMITE TECNICO TMBD-026

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Pro

fun

did

ad (

ft)


TMBD 003 TMBD 004

LÍMITE TECNICO TMBD-026

Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo VI

Gráfica 5. 12. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo VI


Elaborado por: Cabrera Johan y Calva

Gráfica 5. 11. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo VI


Elaborado por: Cabrera Johan y Calva

94

5.2. Identificación de los problemas en la perforación de pozos

Una vez obtenida la curva base de límite técnico para cada grupo, el paso a seguir es la

determinación de los tiempos no productivos y tiempos invisibles, los tiempos no productivos se

obtuvieron a partir del análisis de los tiempos reales, con la ayuda de los reportes diarios de

perforación mientras que los tiempos perdidos invisibles se identificaron gracias a la estadística

detallada de cada actividad. Los tiempos perdidos invisibles fueron difíciles de identificar ya que

se encuentran ocultos dentro de los tiempos clasificados como normales, pero son operaciones

donde se interviene más tiempo del que se debería emplear en una actividad normal.

El análisis de estos problemas se realizó clasificándolos por plataforma (Tambococha A y

Tambocha D), las acciones remediales y prácticas preventivas se enfocaron en los problemas que

registraron un mayor número de horas de tiempo no productivo.

5.2.1. Tiempo no productivo, Tambococha A

En este literal se presentan los resultados del análisis de los tiempos no productivos para la

plataforma Tambocha A.

Porcentaje de NPT por pozo.

Porcentaje y tiempo de NPT por causa o evento presentado.

Causa y acciones remediales para los eventos identificados.

95

Gráfica 5. 13. Porcentaje de NPT por pozos, Tambococha A


De la gráfica 5.13 podemos identificar que el pozo TMBA-035H presenta el mayor porcentaje

de NPT con 29% del tiempo total registrado, seguido del pozo TMBA-017H con 19% mientras

que los pozos TMBA-013H, TMBA-019H, TMBA-021 Y TMBA-027H no registran NPT.

TMBA-0092%

TMBA-011H15%

TMBA-013H0%

TMBA-0151%

TMBA-017H19%

TMBA-019H0%

TMBA-0210%

TMBA-02310%

TMBA-025H14%

TMBA-027H0%

TMBA-029H2%

TMBA-0312%

TMBA-033H3%

TMBA-035H29%

TMBA-0373%

PORCENTAJE DE TIEMPO NO PRODUCTIVO POR POZOS, TAMBOCOCHA A

TMBA-009 TMBA-011H TMBA-013H TMBA-015 TMBA-017H TMBA-019H TMBA-021 TMBA-023

TMBA-025H TMBA-027H TMBA-029H TMBA-031 TMBA-033H TMBA-035H TMBA-037

96

Gráfica 5. 14. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A.



TIEMPO GENERAL DE NPT POR EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO

SERVICIO EVENTO O PROBLEMA

TMB

A-0

09

TMB

A-0

11

H

TMB

A-0

15

TMB

A-0

17

H

TMB

A-0

23

TMB

A-2

5H

TMB

A-2

9H

TMB

A-0

31

TMB

A-3

3H

TMB

A-3

5H

TMB

A-0

37

TALADRO FALLA SISTEMA ELÉCTRICO 1 2 0 2.5 0 0.5 1.5 0 0 0 0

CAMBIO DE JUNTA 0 0 0 0 0 0 0 2.5 0 0

CCDC FLUIDOS

TAPONAMIENTO DE FLOWLINE 0 4 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0

ACONDICIONAMIENTO DE LODO 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0

OBSTRUCCIÓN DURANTE BAJADA DE CASING 0 0 0 0 0 0 0 0 0 24 0

CCDC CEMENTACIÓN

FRAGUE PREMATURO DE CEMENTO 0 6.5 0 0 0 0 0 0 0 0

PRESENCIA DE TRAZAS DE CEMENTO 0 0 0 0 7 0 0 0 0 0 0

TESTIGOS DE CEMENTO SIN CONSISTENCIA EN SUPERFICIE

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

SLB D&M

REALIZA CAMBIO DE X-OVER 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0

PROBLEMAS AL REGISTRAR SURVEYS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.5

FALLA DE HERRAMIENTA NEOSCOPE 0 0 0 13 0 0 0 0 0 0 0

FALLA DE HERRAMIENTA PERISCOPE 0 0 0 0 0 11 0 0 0 0 0

FALLA SISTEMA

ELÉCTRICO9%

CAMBIO DE JUNTA3%

TAPONAMIENTO DE FLOWLINE

5%

ACONDICIONAMIENTO DE LODO

1%OBSTRUCCIÓN

DURANTEBAJADA DE CASING

29%

FRAGUE PREMATURO DE CEMENTO

8%PRESENCIA DE TRAZAS

DE CEMENTO9%

TESTIGOS DE CEMENTO SIN CONSISTENCIA EN

SUPERFICIE1%

REALIZA CAMBIO DE X-OVER

2%

PROBLEMAS AL REGISTRAR SURVEYS

2%

FALLA DE HERRAMIENTA

NEOSCOPE16%

FALLA DE HERRAMIENTA

PERISCOPE13%

DAÑO JUNTAS DE CASING

1%

GRAPPLES EN MAL ESTADO

1%

PORCENTAJE DE NPT, POR EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO

97

MISSION PETROLEUM DAÑO JUNTAS DE CASING 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

GRAPPLES EN MAL ESTADO 0 0 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0

TOTAL 2 12.5 0.5 15.5 8 11.5 2 2 2.5 24 2.5

Tabla 5. 19.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A


De la gráfica y tabla anterior concluimos que la mayor cantidad NPT fue debido a una

obstrucción al momento de bajar el casing de 13-3/8” con un 29% de tiempo total registrado y el

de mayor repetición fue debido a fallas en el sistema eléctrico, observando que no necesariamente

el de mayor repetición genera el mayor número de horas de NPT.

Con los resultados del análisis de NPT a continuación se describe los problemas con mayores

porcentajes, detallando sus causas y acciones remediales a fin de que estos eventos no se vuelvan

a repetir.

5.2.1.1. Obstrucción durante bajada de casing 13-3/8”

a) Análisis del problema

El pozo TMBA-035H durante las operaciones de RIH del casing 13-3/8-plg, 68-lbs/ft, K-55,

registro un NPT de 24 horas detallado a continuación:

A la profundidad de 1320 ft se encuentra una restricción frente a una intercalación arenisca

(Fm. Indiferenciado), se observa circulación y presiones estables por lo que se decide trabajar junta

hacia arriba y abajo observando poco avance, por lo que se decide sacar a superficie para bajar

BHA convencional y calibrar hoyo de 16-plg. Durante el viaje de calibración se realiza dos repasos

frente a intercalaciones de arenisca y en puntos donde encuentra apoyo.

Bajo la consideración que el pozo TMBA-035H se perforo con altas ratas de perforación y se

redujo los tiempos de repaso, y se mantuvieron constantes parámetros operacionales de limpieza

98

como galonaje y vueltas, se considera que el pozo estaba sucio con llevando posteriormente a

generar un viaje de calibración.

b) Aspectos a mejorar.

Monitorear mediante las simulaciones la limpieza del agujero durante la perforación en

conjunto con el monitoreo de retornos. No realizar operaciones de acondicionamiento del

agujero con caudales menores al caudal usado durante la perforación.

Hay que tener precaución durante la corrida de casing, especialmente en los cuerpos de

arena, debido a que se produce un escalonamiento al atravesar intercalaciones de

formaciones blandas y duras, para evitar problemas ya que estas zonas quedan en calibre

y pueden dar puntos de apoyo para el casing.

Se debe controlar la ROP durante la perforación de las arenas en toda la sección y

repasar por lo menos 2 veces esas zonas, para evitar la formación de escalones.

5.2.1.2. Falla de herramienta de fondo


En el pozo TMBA-017 durante la perforación de la sección de 8-1/2”, presenta

problemas para mantener activado el PNG del Neoscope, realizando troubleshooting sin

resultados positivos, se pierde mediciones de Porosidad y Densidad por lo que se decide

sacar la herramienta hasta superficie para el cambio de la misma, este evento tuvo una

duración de 13 horas.

En el pozo TMBA-025 en la sección de 8-1/2” después de realizar el drill out la

herramienta PeriScope S/N 52425 comenzó a indicar un status distinto al normal,

MXWSTAT= 23/24/28 que indicaban falla de Resistividad y herramienta sin rotación,

99

además de eso las lecturas de Gamma Ray cayeron abruptamente y las de Resistividad

dejaron de aparecer en el registro por lo que se decide sacar para cambio de herramienta.


Probar conectividad y funcionamiento de Herramientas RSS, LWD y MWD durante cada

llenado de tubería para corroborar su operatividad antes de operaciones de Drill Out o Perforación.

5.2.1.3. Falla del sistema eléctrico

La siguiente tabla resume los casos en los pozos que se presentó este problema.

PO

ZO

SE

CC

IÓN

PROBLEMA TIEMPO

(NPT) (HRS)

CAUSA DEL PROBLEMA

ACCIONES TOMADAS

ACCIÓN PREVENTIVA

TM

BA

-00

9

16 Daño del generador 1 Falla

electronica Cambio tarjeta

electronica Mantenimiento

preventive

TM

BA

-01

1H

12,25 Reparaciones al

sistema eléctrico de malacate y TDS

2

Falla en sistema

eléctrico, bloqueo.

Realiza circulación, mientras eléctrico

repara.

Monitorear con frecuencia los

sistemas eléctricos de control.

TM

BA

-01

7H

12,25 Daño en tarjeta en

la cabina del perforador

2,5

Falla en sistema

eléctrico, bloqueo.

Cambio de tarjeta (freno del malacate)

Revisión frecuente de sistemas y componentes

eléctricos

TM

BA

-02

5

16 Daño en generador 0,5 Falta de

mantenimiento Repara ventilador

del taladro Mejorar programa

mantenimiento

TM

BA

-02

9H

12,25 Contactor del

compresor 1,5

Falla electronica

Cambia conector del compresor

Mantenimiento preventivo de los

aires acondicionados y

sus elementos eléctricos

Tabla 5. 20. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema eléctrico, Tambococha A



100

5.2.1.4. Problemas asociados a la cementación

La siguiente tabla resume los casos en los pozos que se presentó los problemas asociados a la

cementación.

PO

ZO

SE

CC

IÓN

PROBLEMA TIEMPO

(NPT) (HRS)

CAUSA DEL PROBLEMA

ACCIONES TOMADAS

ACCIÓN PREVENTIVA

TM

BA

01

1

16 Molienda de 277 ft de cemento

6,5 Fragüe prematuro de cemento

Se tuvo que parar el bombeo, como consecuencia se tuvo 277 ft de cemento duro dentro del casing, teniendo que moler más cemento en el drill out

Trazabilidad de ingreso y despacho de cemento, rediseñar lechadas y nuevos ensayos en locación

TM

BA

-02

3

16 Presencia de trazas de cemento

7 Cambio en los materiales

Muele 730 ft de cemento dentro del casing

Probar y certificar equipos y materiales

TM

BA

-03

7

8,5 Testigos de cemento sin consistencia

1

Cemento sin fraguar de los testigos en superficie

Espera por fragüe de testigos.

Verificar pruebas de laboratorio de lechadas

Tabla 5. 21.Información de los pozos con problemas relacionados a la cementación, Tambococha A



5.2.2. Tiempo no productivo, Tambococha D

En los siguientes gráficos se presentarán el análisis NPT de acuerdo a las siguientes

características:

Porcentaje de NPT por pozo.

Porcentaje y tiempo de NPT por causa o evento presentado.

Causa y acciones remediales para los eventos identificados.

101

Gráfica 5. 15. Porcentaje de NPT por pozo, Tambococha D.


De la Gráfica 5.15, se puede identificar que el pozo TMBD-020H presenta la mayor cantidad

de NPT registrados con un 23 %, seguido del pozo TMBD-002 con un 21 %, mientras que los

pozos TMBD-006, TMBD-012, TMBD-016H, TMBD-024H, TMBD,026 no se registra tiempos

no productivos.

TMBD-008H6%

TMBD-014H5%

TMBD-016H0%

TMBD-018H3%

TMBD-020H24%

TMBD-024H0%

TMBD-030H1%

TMBD-00219%

TMBD-0035%

TMBD-0041%

TMBD-0050%

TMBD-0060%

TMBD-0075%

TMBD-01013%

TMBD-0120%

TMBD-0222%

TMBD-0260%

TMBD-02816%

PORCENTAJE DE TIEMPO NO PRODUCTIVO POR POZOS, TAMBOCOCHA D

102

Gráfica 5. 16. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D.



TIEMPO GENERAL DE NPT POR EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO TAMBOCOCHA D

SERVICIO EVENTO O PROBLEMA

TM

BD

-00

2

TM

BD

-00

3

TM

BD

-00

4

TM

BD

-00

5

TM

BD

-00

7

TM

BD

-00

8

TM

BD

-01

0

TM

BD

-14

H

TM

BD

-01

8H

TM

BD

-02

0H

TM

BD

-02

2

TM

BD

-02

8H

TM

BD

-03

0

TALADRO

LIQUEO DE ACEITE 0 2 0 0 0 4,5 0 4 0 0 0 0 0

CAMBIO DE ORINGS 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0

ALINEACION DE TORRE 0 0 0 0 0 2,5 0 0 0 0 0 0 0

DAÑO ELECTRICO 0 0 0 0 0 0 0 1,5 0 13,5 0 0 0

DAÑO NEUMATICO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,5

DAÑO EN VALVULAS 0 0 0 0,5 0 0 0 0 0 0 0 1 0

PROBLEMAS EN BHA 0 3,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18,5 0

DAÑO EN DRILL PIPE 0,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

CAMBIO DE GYRO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,5 0 0

FLUIDOS PRESENCIA DE GUMBO 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0

LIQUEO DE ACEITE9% CAMBIO DE

ORINGS2%

ALINEACIÓN DE TORRE

2%DAÑO

ELÉCTRICO13%

DAÑO NEUMÁTICO1%

DAÑO EN VÁLVULAS

1%

PROBLEMAS EN BHA19%

DAÑO EN DRILL PIPE0%

CAMBIO DE GYRO

1%

PRESENCIA DE GUMBO

3%

DAÑO HERRAMIENTAS Y

PÉRDIDA DE SEÑAL48%

DAÑO EN TRANSMISIÓN DE

DATOS 1%

PORCENTAJE DE NPT, POR EL EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO

103

HLB

DAÑO HERRAMIENTAS Y

PERDIDA DE SEÑAL 22 0 0 0 1,5 0 16 0 2 15 0 0 0

DAÑO EN TRANSMICIÓN

DE DATOS 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0

TOTAL 22,5 5,5 1 0,5 5,5 7 16 5,5 3 28,5 2,5 19,5 1,5

Tabla 5. 22.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D


De la gráfica y tabla anterior concluimos que la mayor cantidad NPT fue debido a daños en

herramientas y perdidas de señal con un 49 %.

A continuación, se detalla los NPT con mayores problemas suscitados en el Campo Tambocha

D.

5.2.1. Daño de Herramientas


En el pozo TMBD-002 durante el trabajo de toma de registros eléctricos en hueco abierto, en

los chequeos operativos previo al inicio de la operación, se identificó colector del cable de registro

con bajo aislamiento, por lo que se decidió cambiar dicho colector por el respaldo y se inició la

operación. Durante la toma de muestras debido a la migración de finos de la formación se produjo

taponamiento de la línea de flujo, siendo imposible realizar la toma de la muestra. Se recupera

herramienta en superficie para realizar la discriminación de la sección afectada, durante estos

chequeos en superficie se presentan altos consumos de corriente produciendo daño en el segundo

conector por lo que no se pudo continuar con el servicio. Este problema registro un tiempo total

de 22,5 horas.

104

b) Acciones remediales

Para locaciones remotas considerar hasta tres colectores en sitio previo al arranque de la

operación debido a la complejidad de la logística.

Durante las tomas de muestras de fluido en formaciones no consolidadas re-evaluar las tazas de

bombeo para evitar taponamientos prematuros en las líneas de flujo.


En el pozo TMBD-020H se vio afectado por la pérdida de señal del MWD por lo que toman la

acción de recuperación de señal del MWD sin éxito, por lo que siguieren llevarla a superficie para

su revisión y se encuentra que la herramienta esta lavada por lo que deciden cambiar la

herramienta.

b) Acciones Remediales.

Tomar precauciones antes de utilizar la herramienta y hacer pruebas en superficie para que no

afecten durante la perforación.

5.2.2. Problemas en BHA.


En el pozo TMBD-028, se tiene problemas en la broca por lo que deciden sacar a superficie una

vez en superficie se dan cuenta que los dientes de la broca están desgastados, se toma la decisión

de desconectar broca, en ese momento se dan cuenta que esta deformado el bit braker por lo que

no es posible desconectar la broca, después de varios intentos deciden armar un nuevo BHA.

105


Tener en cuenta las horas de uso de cada broca para que no se suscite NPT por desgaste de la

broca.

5.2.3. Daño eléctrico.


En el pozo TMBD-020 se observa vibración en motor eléctrico del top drive lo que conlleva a

una pérdida de 4 horas y luego se produce daño eléctrico en top drive donde, para lo cual se realiza

la reparación y cambio cable de fase a tierra del tds, para reparar el daño este evento fue de 9,5

horas.


Revisar las conexiones y fases de todo el sistema eléctrico antes de que los equipos comiencen

a funcionar para que no exista daños eléctricos.

5.2.4. Perdida de aceite.

La siguiente tabla resumen de pozos que presentaron este evento.

PO

ZO

SE

CC

IÓN

PROBLEMA TIEMPO

(NPT) (HRS)

CAUSA DEL PROBLEMA

ACCIONES TOMADAS

ACCION PREVENTIVA

TM

BD

-00

3

16 LIQUEO 2 Perdida de

Aceite

CAMBIO DE MANGUERA HIDRAULICA EN EL TOP

DRIVE.

Mantenimiento preventivo

TM

BD

-00

8

16 LIQUEO 4,5 Perdida de

Aceite

Cambia Orings del cilindro del

freno


106

TM

BD

-01

4H

12,25 LIQUEO 4

Perdida de Aceite entre birdas del manifull

Repara Falla en sello de bridas


TM

BD

-00

4

12,25 LIQUEO 1 Perfida de

aceite en la bomba

Cambio de orings en la

bomba


TM

BD

-02

2

12,25 LIQUEO 1 perdida de aceite en el wash pipe

Cambio de orings




5.2.5. Otros problemas.

Otras Actividades donde suscitaron NPT.

PO

ZO

SE

CC

IÓN

PROBLEMA TIEMPO

(NPT) (HRS)

CAUSA DEL

PROBLEMA

ACCIONES TOMADAS

ACCION PREVENTIVA

TM

BD

-00

3

12,25 BHA 4 Posible pega BACKREAMING

Tener parámetros establecidos en el programa de perforación

TM

BD

-00

5

12,25 Válvula 0,5 problema válvulas de la bomba

Cambio de válvula

Mantenimiento bombas de lodo

TM

BD

-02

8H

8,5 Válvula 1 Daño en válvula IBOP

Cambio rodillo en válvula


TM

BD

-03

0h

12,25 Daño

neumático 1,5

Daño cuña Neumática

Cambia Cuña Neumática


TM

BD

-00

7

16 Limpieza 4 Presencia de gumbo

Retira BHA y Flow Line para limpieza

Realizar circulación después de cada operación.



107

CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

6.1. CONCLUSIONES

1. La metodología de Límite Técnico aplicada en este trabajo permitió la identificación de los

tiempos normales que se deben emplear durante la perforación de los pozos en el Campo

Tambococha, reduciendo el tiempo estimado en pozos horizontales en un 18% en el PAD

A y un 40% en el PAD D, mientras que en pozos tipo J un 29 % en el PAD A y un 33 %

en el PAD D.

2. El Límite Técnico para la perforación de pozos horizontales en Tambococha A es de 7,91

días, mientras que el Límite Técnico para pozos horizontales en Tambococha D es de 8,32

días.

3. El Límite Técnico para la perforación de pozos direccionales tipo J con una inclinación de

30 a 60 grados es de 8,13 días para Tambococha A y 8,11 días para Tambococha D.

4. El Límite Técnico para la perforación de pozos direccionales tipo J con una inclinación

mayor a 60 grados es de 8,73 días para Tambococha A y 10,30 días para Tambococha D.

5. Según el análisis de los tiempos del presente proyecto, se observa que la mayor cantidad

de NPT (tiempos no productivos), sucedieron en la plataforma Tambococha D con un total

de 122 horas, mientras que en la plataforma Tambococha A tiene 83 horas.

6. El porcentaje más alto de NPT en la plataforma Tambococha A se asocia a un 29% por

problemas durante la bajada del casing de 13-3/8” y el de mayor repetición fue debido a

fallas en el sistema eléctrico, observándose que no necesariamente el de mayor repetición

genera el mayor número de horas de NPT.

7. El porcentaje más alto de NPT en la plataforma Tambococha D se asocia a un 49% a daños

en herramientas direccionales y pérdidas de señal.

108

6.2. RECOMEDACIONES

1. Aplicar la metodología de límite técnico para la perforación de futuros pozos en el Campo

Tambococha y extender el estudio hacia otros campos.

2. Las compañías deben brindar la información necesaria para la realización de trabajos de

investigación que sirven para mejorar las prácticas existentes de la industria

hidrocarburifera.

3. La planificación de los pozos debe tener en cuenta los criterios considerados en este trabajo,

sirviendo como guía más no siendo limitantes en la determinación de los tiempos de

perforación.

4. Tener precaución durante la corrida de casing, en los cuerpos de arena, debido a que se

produce un escalonamiento al atravesar intercalaciones de formaciones blandas y duras, ya

que estas zonas quedan en calibre y pueden dar puntos de apoyo para el casing.

5. El cálculo de la tasa de penetración óptimo para cada una de las secciones, se debe

profundizar mediante el cálculo de la energía especifica mecánica, relacionándola con cada

uno de los parámetros que intervienen en la perforación y que afectan directamente a la

ROP, para obtener así una tasa de perforación máxima alcanzable sin poner en riesgo la

seguridad de la perforación.

6. De los tiempos obtenido para cada grupo se recomienda trabajar con un margen de error

de un día, a fin de evitar presionar a las compañías con el cumplimiento de estos tiempos

pudiendo ocasionar accidentes durante las operaciones de perforación,

7. Las empresas de taladro deben tener registros de mantenimientos, calibraciones y

operatividad de sus equipos, a fin de evitar fallas en sus equipos durante las operaciones

de perforación y producir NPT.

109

8. La empresa debe efectuar mantenimientos preventivos según la naturaleza de los equipos,

máquinas y/o herramientas; mantenimiento rotativo que permitirá tener un mayor control

del desgaste de los equipos, y mantenimiento correctivo para el arreglo de la falla de un

equipo.

9. Implementar un plan de capacitación para el personal operativo del campo Tambococha,

para elevar el desempeño productivo y competitivo, lo que permite lograr los mejores

tiempos operacionales en la perforación.

10. Implementar un Manual de Buenas Prácticas para la utilización de máquinas y equipos en

la perforación de pozos del campo Tambococha.

110

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

Andrade, D., & Sarango, R. (2015). Determinación de la correlación existente entre la tasa de

penetración con los parámetros de perforación en la sección de 8 ½ pulgadas de pozos

perforados en el campo sacha a partir del año 2013. Universidad Central del Ecuador.

Baby, R. & B. (2014). La Cuenca Oriente Geología y Petróleo (3ra ed.). Quito.

Bonilla, M., & Buestán, A. (2013). Estudio del Límite Ténico para la Perforación de Pozos en los

Campos Cuyabeno y VHR. Escula Politécnica Nacional.

Constante, J., & Moreira, K. (2015). estudio técnico económico de los tiempos no productivos

(npt) incurridos en las operciones de perforación del campo palo azul en el período 2012-

2014. Escuela Politécnica Nacional.

Espinosa, G. (2014). El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del

Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros. Instituto Politecnico

Nacional. Retrieved from https://tesis.ipn.mx/handle/123456789/25642

Guerrero, W. (2019). Estudio y optimización para la perforación de Pozos Geotérmicos en

Ecuador basados en la experiencia del Pozo Exploratorio Chachimbiro 1. Universidad

Central del Ecuador.

Jones, J. A., & Poupet, P. (2000). Drilling The Limit- A Practical Approach to Breakthrough

Performance. Society of Petroleum Engineers. https://doi.org/10.2118/59207-MS

López, M. (2017). Optimización del Transporte de Crudo Pesado, mediante la Implementación de

un Sistema de Calentamineto de Fluido en el Campo ISHPINGO- TAMBOCOCHA-TIPUNI

(ITT). Universidad Central del Ecuador. Retrieved from

http://www.dspace.uce.edu.ec/handle/25000/12694

Montiel, A., & Martínez, N. (2017). Límite Técnico. Impacto económico en su aplicación de aguas

someras.

Moreno, J. (2008). Análisis y Selección entre Ensamblaje de Fondo Convencional y Rotatorio

para la Perforación de Pozos Direccionales en los campos del Bloque 15. Escuela Politécnica

111

del Litoral. Retrieved from

https://www.dspace.espol.edu.ec/bitstream/123456789/7729/1/D-39448.pdf

Munguía, J. (2018). Estimación estocástica de tiempos y velocidades de perforación. Universidad

Nacional Autónoma de México.

OilScams.org. (2018). What is Pad Drilling? Retrieved from http://www.oilscams.org/pad-drilling

Petroamazonas E.P. (2015). Plan de Desarrollo ITT.

Petroamazonas E.P. (2018a). Reporte Final de Control Litológico.

Petroamazonas E.P. (2018b). Reporte Final de Perforación.

Rabia, H. (SPE). (1982). Specific Energy as a Criterion for Drill Performance Prediction, 19, 39–

42.

Salcedo, V. (2012). Estudio de las propiedades mecánicas de los cementos usados para

cementación de zonas productivas en los pozos del Bloque 15 operados por Petroamazonas.

Escuela Politécnica Nacional.

Schlumberger-IPM. (2017). Curso de prevención pegas de tuberías.

Teale, R. (1965). The concept of specific energy in rock drilling. International Journal of Rock

Mechanics and Mining Sciences And, 2(1), 57–73. https://doi.org/10.1016/0148-

9062(65)90022-7

112

ANEXOS

Anexo 1. Análisis de tiempos de perforación

1.1.Análisis de tiempos de perforación del grupo II, pozos horizontales, Tambococha D.

Tiempo de Armada de BHA.

Gráfica 6.1. Tiempo en armado de BHA, Grupo II


0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

TMBD-014H TMBD-016H TMBD-018H TMBD-020H

Seccion 16 in 2,5 3 1,5 1,5

Seccion 12 1/4 in 3,5 2,5 3 2,5

Seccion 8 1/2 in 2,5 2,5 2,5 3

TIEM

PO

HO

RA

S

Armada BHA, Tambococha D, Pozos Horizontales

113

Tiempo de Desarmar de BHA.

Gráfica 6.2. Tiempo para desarmar BHA, Grupo II



Tiempo de POOH.

TIEMPO DE POOH GRUPO II

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-014H 6319,00 12,00 526,58 8183,75 16,00 511,48 8744,00 8,50 1028,71

TMBD-016H 3997,00 3,00 1332,33 5583,00 10,50 531,71 6945,00 7,00 992,14

TMBD-018H 5533,58 14,00 395,26 8192,00 18,50 442,81 9041,00 5,00 1808,20

TMBD-020H 5289,00 6,50 813,69 7571,00 23,50 322,17 7383,00 6,00 1230,50

Tabla 6. 1. Tiempo de POOH, Grupo II



0

0,5

1

1,5

2

2,5

TMBD-014H TMBD-016H TMBD-018H TMBD-020H

SECCION 16 in 1 1,5 2 1

Seccióm 12 1/4 in 2 1,5 1,5 1,5

Sección 8 1/2 in 1,5 1 1 1

TIEM

PO

HO

RA

S

DESARMAR BHA , TAMBOCOCHA D, POZOS HORIZONTALES

114

Tiempo de RIH en corrida de caising.

TIEMPODE RIH EN CORRIDA DE CASING GRUPO II

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-014H 6277,09 12,00 523,09 8179,00 10,50 778,95

TMBD-016H 3924,00 7,50 523,20 5781,00 10,00 578,10

TMBD-018H 5311,00 12,50 424,88 7985,00 14,50 550,69

TMBD-020H 5361,00 13,00 412,38 7612,00 21,50 354,05

Tabla 6. 2. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo II



Tiempo de RIH hasta tope de cemento

TIEMPODE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO GRUPO II

POZO CASING 13 3/8 CASING 9 5/8

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-014H 6235,09 8,50 733,54 8179,00 3,50 2336,86

TMBD-016H 3954,00 3,00 1318,00 5558,00 5,00 1111,60

TMBD-018H 5568,00 4,50 1237,33 4709,84 4,00 1177,46

TMBD-020H 6235,09 8,50 733,54 4065,00 5,00 813,00

Tabla 6. 3 Tiempo de RIH Tope cemento



115

Tiempo de cementación.

Sección 16”

TIEMPO EN CEMENTACIÓN SECCIÓN 13 3/8" GRUPO II P

OZ

OS

Sec

ció

n

Arm

a l

íneas

de

cem

en

tació

n,

insta

la c

ab

eza y

pru

eb

a

Realiza

Cem

en

tac

ión

Reti

ra c

ab

eza

de

cem

en

tació

n y

desarm

a lín

eas

Realiza T

op

Jo

b

TMBD-014H 16 " 0,5 4 0,5 0,5

TMBD-016H 16 " 0,5 2,5 0,5 1

TMBD-018H 16 " 0,5 3 0,5 1

TMBD-020H 16 " 0,5 3 1 0,5

Tabla 6. 4. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo II



Sección 12 ¼”

TIEMPO EN CEMENTACIÓN SECCIÓN 9 5/8" GRUPO II

PO

ZO

S

Sec

ció

n

Arm

a l

íneas

de

cem

en

tació

n,

insta

la c

ab

eza y

pru

eb

a

Realiza

Cem

en

tac

ión

Reti

ra c

ab

eza

de

cem

en

tació

n y

desarm

a lín

eas

TMBD-014H 12 1/4" 0,5 2,5 0,5

TMBD-016H 12 1/4" 0,5 3 1,5

TMBD-018H 12 1/4" 0,5 2,5 0,5

TMBD-020H 12 1/4" 0,5 2,5 0.5

Tabla 6. 5. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8”, Grupo II



116

Tiempo de drillout.

TIEMPO EN DRIILOUT GRUPO II P

OZ

OS

SE

CC

IÓN

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A

(ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O

(ft)

DR

ILL

OU

T (

hr)

TMBD-014H 12 1/4" 6304 6329 25 4,5

8 1/2" 8216 8240 24 3,5

TMBD-016H 12 1/4" 3997 4007 10 2,5

8 1/2" 5739 5770 31 3

TMBD-018H 12 1/4" 5593 5622 29 2

8 1/2" 8221 8270 49 2,5

TMBD-020H 12 1/4" 5345 5371 26 3,5

8 1/2" 7611 7630 19 3

Tabla 6. 6. Tiempo de DRILLOUT, Grupo II.



Tiempos en instalación sección A, B del Cabezal y del BOP

Gráfica 6. 3. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II



2

1,5

1

1,5

1

1

1

1

2,5

1

3

2

0,5

0,5

0,5

0,5

1,5

1

1,5

1,5

0,5

0,5

1

0,5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

TMBD-014H

TMBD-016H

TMBD-018H

TMBD-020H

TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO II

Corte y biselado csg 13-3/8" Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos

Instala BOP Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal

Test BOP Retira Test PLUG e instala wear bushing

TIEMPO (horas)

117

1.2. Análisis de tiempos de perforación del grupo III, pozos direccionales tipo “J”, máxima

inclinación de 30° a 60°.

Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo III.

Tiempo de armada de BHA.

Gráfica 6. 4. Tiempo en armar y desarmar BHA, Grupo III


Tiempo de POOH.

TIEMPO DE POOH

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBA-17H 4166 4,5 926 6774 7,75 874 6852 5 1574

TMBA-19H 4347 5,72 774 6871 11 625 7408 6,5 1140

TMBA-27H 4781 9,7 493 7020 15,5 755 7585 16,08 1298

TMBA-29H 4347 8 543 6871 11 625 7419 6,5 1140

TMBA-33H 4164 6,47 659 6342 9,53 665 7508 4,67 1608

TMBA-35H 4667 6,73 693 6992 7,32 955 8048 6 1341

Tabla 6. 7. Tiempo de POOH, Grupo III



0

2

4

6

8

POZO 15,ARMAR

POZO 37,ARMAR

POZO 15,DESARMAR

POZO 37,DESARMAR

SECCIÓN 8 1/2 3 2,5 2 1

SECCIÓN 12 1/4 2 2 1 1

SECCIÓN 16 in 2,5 3,5 1 1,5

TIEM

PO

(HO

RA

S)

BHA, GRUPO I I I

118


TIEMPO DE RIH EN CORRIDA DE CASING

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBA-17H 4165 5,5 757 6772 8,5 797

TMBA-19H 4430 7,72 574 7276 6,9 637

TMBA-27H 4781 8,68 551 7014 7,1 988

TMBA-29H 4347 14 320 6864 13,5 510

TMBA-33H 4265 7,02 608 6807 9,18 742

TMBA-35H 4667 7,68 693 6992 9,05 832,86

Tabla 6. 8. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo III




TIEMPO DE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO

TOPE DE CEMENTO 12 1/4 in TOPE DE CEMENTO 8 1/2 in

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

4119 4,5 915 6725 7 961

4386 5 877 7235 5,73 1263

4692 4,75 988 6974 4,82 1447

4300 3,5 1228,6 6805 4,5 1512

4220 2,38 1773,1 6772 4,65 1456

4619 3 1539 6936 5 1387

Tabla 6. 9. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III



119

Tiempo de cementación.

TIEMPO DE CEMENTACIÓN GRUPO III

SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" LINER 7"

PO

ZO

S

Arm

a lín

eas d

e

ce

me

nta

ció

n,

insta

la c

abe

za y

pru

eb

a

Re

aliz

a

Ce

me

nta

coó

n

Re

tira

ca

beza

de

ce

me

nta

ció

n y

de

sa

rma

lín

ea

s

Re

aliz

a T

op

Jo

b

Arm

a lín

eas d

e

ce

me

nta

ció

n,

insta

la c

abe

za y

pru

eb

a

Re

aliz

a

Ce

me

nta

coó

n

Re

tira

ca

beza

de

ce

me

nta

ció

n y

de

sa

rma

lín

ea

s

Re

aliz

a

Ce

me

nta

coó

n

Exp

ansió

n d

e l

co

lga

do

r V

ers

aflex

Re

tira

ca

beza

de

ce

me

nta

ció

n y

de

sa

rma

lín

ea

s

TMBA-015 0,5 2,5 0,5 1 0,5 2,5 1 2 0,5 0,5

TMBA-037 0,5 2,5 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 2 1 0,5

Tabla 6. 10. Tiempo de cementación, Grupo III



Tiempo de drillout.

TIEMPO EN DRIILOUT, GRUPO III

PO

ZO

S

SE

CC

IÓN

PR

OF

UN

DI

DA

D D

E

EN

TR

AD

A

(ft)

PR

OF

UN

DI

DA

D D

E

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

L

O

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

DR

ILL

OU

T

(hr)

TMBA-015 12 1/4" 4875 4915 40 2

8 1/2" 6196 6135 6135 2

TMBA-037 12 1/4" 4237 4279 42 2,5

8 1/2" 5555 5596 41 2

Tabla 6. 11. Tiempo de DRILLOUT, Grupo III



120


Gráfica 6. 5. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo III



1.3 Análisis de tiempos de perforación del grupo IV, pozos direccionales tipo “J”, máxima

inclinación de 30° a 60°, Tambococha D.

Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo IV.

2

1,5

1

1,5

1

1

1

1

2,5

1

3

2

0,5

0,5

0,5

0,5

1,5

1

1,5

1,5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

TMBD-014H

TMBD-016H

TMBD-018H

TMBD-020H

TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO III




TIEMPO (horas)

121


Gráfica 6. 6. Tiempo en armado de BHA



Gráfica 6. 7. Tiempo para desarmar BHA, Grupo III



0123456

TMBD-010 TMBD-012

Seccion 16 in 2,5 2,5

Seccion 12 1/4 in 2,5 6

Seccion 8 1/2 in 4,5 5

TIEM

PO

HO

RA

S

Armada BHA, Grupo IV

0

0,5

1

1,5

2

2,5

TMBD-010 TMBD-012

SECCION 16 in 1,5 2

Seccióm 12 1/4 in 1,5 1,5

Sección 8 1/2 in 2,5 2,5

TIEM

PO

HO

RA

S

DESARMAR BHA , GRUPO VI

122

Tiempo de POOH.

TIEMPO DE POOH

POZO


INTE

RV

ALO

(ft

)

PO

OH

(h

r)

VEL

OC

IDA

D

(ft/

hr)

INTE

RV

ALO

(ft

)

PO

OH

(h

r)

VEL

OC

IDA

D

(ft/

hr)

INTE

RV

ALO

(ft

)

PO

OH

(h

r)

VEL

OC

IDA

D

(ft/

hr)

TMBD-010 4311 5,5 616 5365 11,5 467 6003 5,74 1026

TMBD-012 4822 5,5 689 6125 9,7 631 6830 5,2 1046

Tabla 6. 12. Tiempo de POOH, Grupo IV




TIEMPODE RIH EN CORRIDA DE CASING

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-010 4311 8,5 507,18 5365 5 1050,00

TMBD-012 4822 9 479,00 6115 6 1005,00

Tabla 6. 13. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo IV



123


TIEMPODE RIH EN TOPE DE CEMENTO

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-010 4311 2 2155,5 5365 2 2682,5

TMBD-012 4822 3,5 1377,7 6125 2 3062,5

Tabla 6. 14. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo IV



Tiempo de Cementación.

TIEMPOS DE CEMENTACIÓN


PO

ZO

S

Se

cc

ión

Arm

a l

íne

as

de c

em

en

tació

n,

ins

tala

ca

be

za y

pru

eb

a

Rea

liza

Ce

men

tac

oó

n

Re

tira

ca

be

za d

e c

em

en

tac

ión

y

de

sa

rma l

ínea

s

Rea

liza

To

p J

ob

Se

cc

ión

Arm

a l

íne

as

de c

em

en

tació

n,

ins

tala

ca

be

za y

pru

eb

a

Rea

liza

Ce

men

tac

oó

n

Re

tira

ca

be

za d

e c

em

en

tac

ión

y

de

sa

rma l

ínea

s

Rea

liza

Ce

men

tac

oó

n

Ex

pa

nsió

n d

el

co

lga

do

r

Ve

rsa

fle

x

Re

tira

ca

be

za d

e c

em

en

tac

ión

y

de

sa

rma l

ínea

s

TMBD-010 16 " 0,5 2,5 1 1 12

1/4" 0,5 3 0,5 2 1 0,5

TMBD-012 16 " 0,5 4 1 1 12

1/4" 0,5 2 0,5 1,5 1 0,5

Tabla 6. 15. Tiempo de cementación, Grupo IV



124

Tiempo de Drillout.

TIEMPO EN DRIILOUT GRUPO IV

PO

ZO

S

SE

CC

IÓN

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A (

ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O

(ft)

DR

ILL

OU

T

(hr)

TMBD-010 12 1/4" 4226 4319 93 3

8 1/2" 5315 5370 55 3

TMBD-012 12 1/4" 4776 4807 31 2

8 1/2" 6072 6107 35 1

Tabla 6. 16. Tiempo de DRILLOUT, Grupo IV.



Tiempo de GYRO.

TIEMPO DE GYRO GRUPO IV

PO

ZO

SE

CC

IÓN

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A

(ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O

(ft)

GY

RO

(h

r)

TMBD-010 16" 356,0 1786,0 1430,0 3

TMBD-012 16" 290 800 510,0 1,5

Tabla 6. 17. Tiempo de Gyro, Grupo IV



125


Gráfica 6. 8. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo IV



1.4 Análisis de tiempos de perforación del grupo V, pozos direccionales tipo “J”, máxima

inclinación mayor a 60°, Tambococha A.

Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo V

Tiempo de Armada y Quebrar BHA.

Gráfica 6. 9. Tiempo en armar y quebrar BHA, Grupo V


2

1,5

1

1

0,5

0,5

0,5

0,5

1,5

2

0,5

0,5

0 1 2 3 4 5 6 7

TMBD-010

TMBD-012

TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO IV




TIEMPO (horas)

02468

POZO 21,ARMAR

POZO 23,ARMAR

POZO 21,DESARMAR

POZO 23,DESARMAR

SECCIÓN 8 1/2 2 2,5 1 1

SECCIÓN 12 1/4 1,5 2 1 1

SECCIÓN 16 in 3 3,5 1 3

TIEM

PO

(H

OR

AS)

BHA, GRUPO V

126

Tiempo de POOH.

TIEMPO DE POOH

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBA-21 5252 10,45 622 6715 9,53 735 7626 10,58 748

TMBA-23 4823 13,13 368 6677 9 642 7301 7,63 957

Tabla 6. 18. Tiempo de POOH, Grupo V



Tiempo de RIH en corrida de casing.

TIEMPO RIH EN CORRIDA DE CASING

CASING 13 3/8 in CASING 9 5/8 in LINER 7 in

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

5252 6,83 769 6991 7 999 7918 11 720

4823 7 689 6819 6,8 1003 7577 11 689

Tabla 6. 19. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo V



127


TIEMPO DE RIH TOPE DE CEMENTO

TOPE DE CEMENTO 12 1/4 in TOPE DE CEMENTO 8 1/2 in IN

TE

RV

AL

O

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

5206 4 1301 6952 5 1390

4093 3,83 1069 6778 4,73 1433

Tabla 6. 20. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III




TIEMPO DE CEMENTACIÓN GRUPO V


PO

ZO

S

Arm

a l

íne

as

de

ce

me

nta

ció

n,

ins

tala

ca

be

za y

pru

eb

a

Rea

liza

Cem

en

tació

n

Reti

ra c

ab

eza d

e

ce

me

nta

ció

n y

de

sa

rma l

ínea

s

Rea

liza

To

p J

ob

Arm

a l

íne

as

de

ce

me

nta

ció

n,

ins

tala

ca

be

za y

pru

eb

a

Rea

liza

Cem

en

tació

n

Reti

ra c

ab

eza d

e

ce

me

nta

ció

n y

de

sa

rma l

ínea

s

Arm

a l

íne

as

de

ce

me

nta

ció

n,

ins

tala

ca

be

za y

pru

eb

a

Rea

liza

Cem

en

tació

n

Reti

ra c

ab

eza d

e

ce

me

nta

ció

n y

de

sa

rma l

ínea

s

TMBA-021 1 2 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 0,5 2 0,5

TMBA-023 0,5 2 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 0,5 2 0,5

Tabla 6. 21. Tiempo de cementación, Grupo V



128

Tiempo de Drillout.

TIEMPO EN DRIILOUT, GRUPO V

PO

ZO

S

SE

CC

IÓN

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A

(ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O

(ft)

DR

ILL

OU

T (

hr)

TMBA-021 12 1/4" 5210 5252 42 2,75

8 1/2" 6952 6991 39 2,5

TMBA-023 12 1/4" 4781 4833 52 3,22

8 1/2" 6778 6837 59 2,5

Tabla 6. 22. Tiempo de DRILLOUT, Grupo V.




Gráfica 6. 10. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II



1

0,5

1

1

2,5

2,5

0,5

0,5

1,5

3,5

0,5

0,5

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

TMBA-021

TMBA-23

TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO V



TIEMPO (horas)

129

1.5. Análisis de tiempos del grupo VI, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación

mayor a 60°, Tambococha D.

Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo VI.


Gráfica 6. 11. Tiempo en armado de BHA, Grupo VI




Gráfica 6. 12. Tiempo para desarmar BHA, Grupo VI



0

1

2

3

4

5

TMBD-003 TMBD-004 TMBD-026

Seccion 16 in 2,5 3,5 2

Seccion 12 1/4 in 5 3 2

Seccion 8 1/2 in 2,5 2 2,5

TIEM

PO

HO

RA

SArmar BHA, Grupo VI

0

0,5

1

1,5

2

2,5

TMBD-003 TMBD-004 TMBD-026 TMBD-028

SECCION 16 in 2 2 1,5 2

Seccióm 12 1/4 in 1,5 2 2 1,5

Sección 8 1/2 in 1 2 1 1,5

TIEM

PO

HO

RA

S

DESARMAR BHA , GRUPO VI

130

Tiempo de POOH.

TIEMPO DE POOH

POZO

SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2" IN

TE

RV

AL

O

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

PO

OH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-003 5640 11 513 7667 17 451 9178 19 483

TMBD-004 5840 12,5 467 7880 29 272 8630 22,5 384

TMBD-026 6187 8 773 8968 42 214 9645 15 643

Tabla 6. 23. Tiempo de POOH, Grupo VI



Tiempo de RIH en corrida de casing.

TIEMPODE RIH EN CORRIDA DE CASING

POZO


INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

AD

(ft/

hr)

TMBD-003 5640 9,5 593,68 7667 8,5 902

TMBD-004 5840 7,5 778,67 7880 11 716

TMBD-026 5855 13,5 433,70 8923 26,5 337

Tabla 6. 24. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo VI



131


TIEMPODE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO

POZO

TOPE DE CEMENTO 12 1/4 in TOPE DE CEMENTO 8 1/2

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

A

D (

ft/h

r)

INT

ER

VA

LO

(ft)

RIH

(h

r)

VE

LO

CID

A

D (

ft/h

r)

TMBD-003 5640 3 902,00 3066,80 2,5 3067

TMBD-004 5840 4,5 1297,78 3152,00 2,5 3152

TMBD-026 5855 3 1951,67 3569,20 2,5 3569

Tabla 6. 25. Tiempo de RIH Tope Cemento, Grupo VI




TIEMPOS DE CEMENTACIÓN, GRUPO VI

SECCIÓN 16" SECCIÓN 12-1/4" LINER 7"

PO

ZO

S

Arm

a lí

nea

s d

e

cem

enta

ció

n,

inst

ala

cab

eza

y p

rueb

a

Rea

liza

Cem

enta

ció

n

Ret

ira

cab

eza

de

cem

enta

ció

n y

des

arm

a

lín

eas

Rea

liza

To

p J

ob

Arm

a lí

nea

s d

e

cem

enta

ció

n,

inst

ala

cab

eza

y p

rueb

a

Rea

liza

Cem

enta

ció

n

Ret

ira

cab

eza

de

cem

enta

ció

n y

des

arm

a

lín

eas

Arm

a lí

nea

s d

e

cem

enta

ció

n,

inst

ala

cab

eza

y p

rueb

a

Rea

liza

Cem

enta

ció

n

Ret

ira

cab

eza

de

cem

enta

ció

n y

des

arm

a

lín

eas

TMBD-003 0,5 3 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 1,5 1,5 0,5

TMBD-004 1,5 4,5 1,5 1 0,5 2,5 1 0,5 3 0,5

TMBD-026 0,5 3 0,5 1 1 2,5 0,5 1,5 1,5 0,5

Tabla 6. 26. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo VI



132

Tiempo de Drillout.

TIEMPO EN DRIILOUT

PO

ZO

S

SE

CC

IÓN

PR

OF

UN

DID

AD

DE

EN

TR

AD

A

(ft)

PR

OF

UN

DID

AD

DE

SA

LID

A (

ft)

INT

ER

VA

LO

PE

RF

OR

AD

O (

ft)

DR

ILL

OU

T (

hr)

TMBD-003 12 1/4" 5597 5650 53 2

8 1/2" 7601 7675 74 2,5

TMBD-004 12 1/4" 5338 5375 37 3

8 1/2" 7880 8630 750 4,5

TMBD-026 12 1/4" 5855 6187 332 3,5

8 1/2" 8947 8968 21 1

Tabla 6. 27. Tiempo de DRILLOUT, Grupo VI



Documents

UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR FACULTAD DE …€¦ · concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y no exclusiva para el uso no