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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS
TEMA: "ANÁLISIS DEL PROCESO DE PERFORACIÓN
DIRECCIONAL DE POZOS PETROLEROS EN EL CAMPO AUCA
DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA PARA LA REDUCCIÓN DE
TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ‘’
TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO
DE PETRÓLEOS
HECTOR SANTIAGO MORAN OTOYA
ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE, M.Sc.
Quito, Julio 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014 Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo MORAN OTOYA HECTOR SANTIAGO, declaro que el trabajo aquí descrito es
de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o
calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se
incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad
Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
___________________________
MORAN OTOYA HECTOR SANTIAGO C.I. 0801913823
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANALISIS DEL PROCESO
DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL DE POZOS PETROLEROS EN EL
CAMPO AUCA DE LA AMAZONIA ECUATORIANA PARA LA REDUCCIÓN
DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ”, que, para aspirar al título de Ingeniero de
Petróleos fue desarrollado por Moran Otoya Héctor Santiago , bajo mi dirección y
supervis ión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y
25.
_____________________________
Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 1705134102
DEDICATORIA
A mi padre Héctor Vinicio Moran Coello el cual con sus consejos, sabiduría y
trabajo me ha guiado en todo momento siempre alentándome para seguir
adelante y ayudándome a entender mi camino.
A mi madre Carmen Julia Otoya Bedoya siempre ha estado ahí conmigo con su
amor cariño y ternura me ha ayudado a lo largo de mi vida desde muy pequeño
esforzándose para que yo salga adelante.
AGRADECIMIENTOS
A Dios el autor y consumador de la vida el cual envió a su hijo unigénito para que
todo aquel que crea en el no se pierda sino sea salvo mediante la gracia que es en
Cristo Jesús.
A mi hermano Sebitas, el cual ha forjado en mi muchas cualidades a pesar de ser
menor.
A mi abuelita Regis la cual está enferma el día de hoy pero en sus días de juventud me
dio mucho amor.
A mi familia en general de parte de madre y padre que siempre han estado pendientes
de mí y prestos para darme una mano son muchos también creo que me faltarían
páginas para nombrar las cualidades de cada uno.
A los Docente de la UTE que han sido mis segundos padres en mi estancia en Quito si
los enumérala no me alcanzarían las páginas y los elogias para ellos.
A mi director Fausto Ramos el cual ha tenido paciencia y me ensenado muchas cosas
a lo largo de la carrera universitaria.
A las autoridades de la UTE que siempre han tenido la humildad a pesar de sus
cargos.
Al grupo D&O los cuales me han dado la oportunidad de una gran experiencia para
forjarme como profesional aconsejándome para que mejore y siempre respondiendo a
mis dudas.
A mis hermanos y amigos en Esmeraldas los cuales han sido un apoyo espiritual en mi
vida.
A mis compañeros de Universidad mucho de ellos han sido como hermanos sin ellos
fuera difícil terminar la carrera, todos ellos tengo fe que van a ser excelentes
profesionales, aun mejores que yo.
I
ÍNDICE DE CONTENIDOS
1.1. PROBLEMA ..................................................................................................... 3
1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................. 4
1.3. OBJETIVOS PROYECTO.............................................................................. 5
1.3.1. OBJETIVO GENERAL................................................................................. 5
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................... 5
1.4. METODOLOGÍA.............................................................................................. 6
1.4.1. ALCANCE..................................................................................................... 6
1.4.2. MATERIALES ............................................................................................. 6
1.4.3. MÉTODOS ................................................................................................... 6
2.1. QUE ES PERFORAR...................................................................................... 8
2.2. QUE SON LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS......................................... 8
2.2.1. PROBLEMAS COMUNES DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS .......... 9
2.3. PROCESOS INMERSOS EN PERFORACIÓN ........................................20
2.3.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ...............................................................21
2.3.2. SERVICIOS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL ..............................25
2.3.3. BROCAS DE PERFORACIÓN ................................................................32
2.4. PARÁMETROS BÁSICOS DE UN PLAN DE PERFORACIÓN.............37
2.4.1 CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE
PERFORACIÓN.....................................................................................................37
2.4.2. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS
DIRECCIONAL.......................................................................................................40
2.4.3. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DE BROCAS45
3.1. CURVAS DE TIEMPO ..................................................................................50
3.1.1. CURVA DE TIEMPO AUCA 1 .................................................................50
3.1.2. CURVA DE TIEMPO AUCA 2 .................................................................51
3.1.3. CURVA DE TIEMPO AUCA 3 .................................................................52
3.1.4. CURVA DE TIEMPO AUCA 4 .................................................................53
3.1.5. CURVA DE TIEMPO AUCA 7 .................................................................54
II
3.1.6. CURVA DE TIEMPO AUCA 8 .................................................................55
3.1.7. CURVA DE TIEMPO AUCA 9 .................................................................56
3.1.8. CURVA DE TIEMPO AUCA 10 ...............................................................57
3.1.9. CURVA DE TIEMPO AUCA 11 ...............................................................58
3.1.10. CURVA DE TIEMPO AUCA 12 ...........................................................59
3.2. PERFIL DIRECCIONAL & GEOLOGÍA .........................................................60
3.2.1 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 1 ...................................................................................................................60
3.2.2. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 1 ...................................................................................................................61
3.2.3. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 3 ...................................................................................................................62
3.2.4. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 4 ...................................................................................................................63
3.2.5. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 7 ...................................................................................................................64
3.2.6. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 8 ...................................................................................................................65
3.2.7. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 9 ...................................................................................................................66
3.2.8. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 10 .................................................................................................................67
3.2.9. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 11 .................................................................................................................68
3.2.10 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 12 .................................................................................................................69
3.3. INGENIERÍA PERFORACIÓN 10 POZOS ANALIZADOS.....................70
3.3.1. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 1 ....................................70
3.3.2. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 2 ....................................72
3.3.3. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 3 ....................................74
III
3.3.4. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 4 ....................................76
3.3.5. INGENIERIA PERFORACION POZO AUCA 7 ....................................78
3.3.6. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 8 ....................................80
3.3.7. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 9 ....................................82
3.3.8. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 10 ..................................84
3.3.9. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 11 ..................................86
3.3.10. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 12 ..............................88
3.4. RESUMEN DE CAUSAS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS (NPT) ..........90
4.1. ANÁLISIS POZO AUCA 1 ................................................................................94
4.1.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS..............................................................96
4.1.2. ANÁLISIS DEL NPT ..................................................................................98
4.2. ANÁLISIS POZO AUCA 2 ........................................................................ 100
4.2.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ............................................................. 102
4.2.2. CAUSAS NPT: POR DIRECCIONALES............................................. 104
4.2.3 ANALISIS NPT.......................................................................................... 106
4.3. ANÁLISIS POZO AUCA 3 ........................................................................ 111
4.3.1. CAUSAS NPT: FLUIDOS....................................................................... 112
4.3.2. CAUSAS BAJO AVANCE DE LA RATA PENETRACIÓN................ 115
4.3.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 116
4.4. ANÁLISIS POZO AUCA 4 ........................................................................ 118
4.4.1. CAUSA NPT: POR DIRECCIONALES ............................................... 120
4.4.2. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 124
4.5. ANÁLISIS POZO AUCA 7........................................................................ 127
4.5.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIO DIRECCIONA................................ 129
4.5.2. CUSAS NPT: POR FLUIDOS............................................................... 131
4.5.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 135
4.6. ANÁLISIS POZO AUCA 8 ........................................................................ 138
4.6.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS............................................................ 139
4.6.2. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 142
4.7. ANÁLISIS POZO AUCA 9 ........................................................................ 144
IV
4.7.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONAL ........................... 146
4.7.2. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ............................................................ 149
4.7.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 149
4.8. ANÁLISIS POZO AUCA 10 ...................................................................... 154
4.8.1 CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONALES....................... 156
4.8.2 CAUSAS NPT: POR FLUIDOS .............................................................. 156
4.8.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 159
4.9. ANÁLISIS POZO AUCA 11 ...................................................................... 161
4.10. ANÁLISIS POZO AUCA 10 ........................................................................ 163
4.11. COMPARACIÓN POZO CON MAYOR NPT VS POZO CON
OPERACIONES ÓPTIMAS. ................................................................................. 165
4.11.1. POZO CON MAYORES PROBLEMAS EN HORAS POR NPT ... 165
4.11.2 POZO CON BUENAS PRÁCTICAS.................................................... 166
4.11.3. RESUMEN ÓPTIMAS PRÁCTICAS ................................................. 167
4.11.4. RESUMEN DETALLES OPERACIONES COMO TEMAS DE
INVESTIGACION................................................................................................ 168
4.12. VALOR ECONÓMICO NPT EN BASE AL COSTO DE OPORTUNIDAD169
4.12.1. COSTOS NPT POR POZO. ................................................................ 172
4.13. PORCENTAJES DE TIEMPO DE NPT CON RESPECTO AL TIEMPO
DE PERFORACIÓN ............................................................................................... 189
5.1. CONCLUSIONES .......................................................................................... 191
5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................. 193
V
ÍNDICE FIGURAS
Figura 1: Partes de un taladro de perforación. ........................................................... 8
Figura 2 : Ejemplo tiempos productivos y no productivos ....................................... 9
Figura 3 : Tiempos productivos y no productivos presentes en perforación .......10
Figura 4: Curva de tiempo pozo Auca J 154.............................................................11
Figura 5: Distribución de tiempos en perforación pozo Auca J 154 ......................12
Figura 6 : Herramientas para recuperar BHA atrapados en fondo o
acondicionar hoyo .........................................................................................................13
Figura 7: Presión de formación controlada. .............................................................18
Figure 8: Perdida de control de un pozo en perforación. ........................................19
Figura 9 : Proceso involucrados en de pozos petroleros ........................................20
Figura 10: Tipos de fluidos usados en perforación de pozo petroleros ................22
Figura 11: Composición de un fluido de perforación base agua ...........................23
Figure 12: Composición de un fluido de perforación base agua ...........................24
Figura 13: Perfiles direccionales de pozos petroleros............................................25
Figura 14: Aplicaciones de perforación direccional .................................................27
Figura 15: Tamaño de los estabilizadores dependiendo del diseño BHA............28
Figura 16: Puntos de construcción de un pozo tipo J..............................................29
Figura 17: Puntos de construcción de pozos tipo S ................................................30
Figure 18: Puntos de construcción pozo tipo Horizontal .........................................31
Figura 19 : Partes de una broca tricónica..................................................................33
Figura 20: ROP vs WOB ..............................................................................................34
Figura 21: ROP vs RPM Top Drive ............................................................................35
Figure 22: ROP VS Limpieza del hoyo ......................................................................36
Figura 23: Curva de densidades plan vs real. ..........................................................38
Figura 24: BHA planeado para construir en la sección de 16’’ en el campo
Auca.................................................................................................................................41
Figura 25: BHA diseñado para mantener tangente en la sección de 12 ¼’’ ........42
Figura 26 : Perfil direccional planeado para un pozo tipo J....................................44
VI
Figure 27: Ejemplo de un programa de brocas diseñado para un pozo tipo J
campo Auca....................................................................................................................46
Figure 28: Curva de tiempo de perforación pozo Auca 1 .......................................50
Figura 29 : Curva de tiempo de perforación Auca 2 ...............................................51
Figura 30: Curva de tiempo pozo Auca 3 ..................................................................52
Figura 31: Curva de tiempo pozo Auca 4 ..................................................................53
Figura 32: Curva de tiempo pozo Auca 7 ..................................................................54
Figura 33: Curva de tiempo pozo Auca 8 ..................................................................55
Figura 34: Curva de tiempo pozo Auca 9 ..................................................................56
Figure 35: Curva de tiempo pozo Auca 10 ................................................................57
Figura 36: Curva de tiempo pozo Auca 11 ................................................................58
Figura 37: Curva de tiempo pozo Auca 12 ................................................................59
Figura 38: Perfil direccional Auca 1 & geología perforada ....................................60
Figura 39: Perfil direccional Auca 2 & geología perforada ....................................61
Figura 40: Perfil direccional pozo Auca 3 & geología perforada ..........................62
Figura 41: Perfil direccional pozo Auca 4 & geología perforada ..........................63
Figura 42 : Perfil direccional pozo Auca 7 & geología perforada .........................64
Figura 43: Perfil direccional pozo Auca 8 & geología perforada ..........................65
Figura 44: Perfil direccional pozo Auca 9 & geología perforada ..........................66
Figura 45: Perfil direccional pozo Auca 10 & geología perforada ........................67
Figura 46: Perfil direccional pozo Auca 11 & geología perforada ........................68
Figura 47: Perfil direccional pozo Auca 12 & geología perforada ........................69
Figura 48 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 1 ..........................71
. Figure 49: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 2. ........................73
Figura 50: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 3............................75
Figure 51 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 4 ..........................77
Figure 52: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 7............................79
Figure 53: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 8............................81
Figura 54: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 9............................83
Figura 55: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 10 .........................85
VII
Figure 56: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 11 .........................87
Figure 57: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 12 .........................89
Figura 58: Curva de tiempo pozo Auca 1 con descripción de los NPT ................95
Figure 59: Curva densidad pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 12 ¼’’ ...............96
Figura 60: Porcentaje de lubricante pozo Auca 1 vs offset sección 12 ¼’’..........97
Figura 61 : Curva de tiempo pozo Auca 2 con descripción de los NPT ............ 101
Figure 62: MBT Pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 16’’ ................................... 102
Figure 63: MBT Pozo Auca 2 vs Pozo offset sección 12 1/4’’............................. 103
Figura 64: Configuración BHA # 6 usado en el pozo Auca 2 .............................. 105
Figura 65: Configuración BHA # 7 usado pozo Auca 2 con problemas de ROP105
Figura 66: Esquema gráfico de la formación tiyuyacu compuesta por los dos
miembros de conglomerados ................................................................................... 108
Figura 67: Esquema gráfico de problemas de rimado y pega Auca 3.............. 111
Figura 68: Densidad Pozo Auca 3 vs Pozo offset sección 12 ¼’’ ...................... 112
Figura 69 : Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’ ..... 113
Figura 70: Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’ ...... 114
Figura 71: Medición calibre broca usada con el BHA # 7 pozo Auca 3............. 115
Figure 72: Curva de tiempo pozo Auca 4 con descripción de los NPT ............. 119
Figura 73: Partes de la herramienta MWD ............................................................. 120
Figura 74: Ensamblaje BHA # 7 usado en el Pozo Auca 4 ................................. 121
Figura 75: Porcentaje de lubricante usado Pozo Auca 4 vs Pozo offset Sección
12 ¼’’ ............................................................................................................................ 122
Figura 76: Ejemplo simulación de torque vs profundidad de un BHA .............. 123
Figura 77: Ensamblaje de la válvula principal del MWD ...................................... 124
Figura 78: Curva de tiempo pozo Auca 7 con descripción de los NPT ............. 128
Figura 79: Esquema gráfico se funcionamiento de herramienta MWD ............. 129
Figura 80: Broca usada con el BHA # 9 pozo Auca 7 .......................................... 130
Figure 81: Esquema gráfico de torque y arrastre de un BHA ............................. 131
Figure 82 : Densidad fluido de perforación pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’132
VIII
Figure 83: Concentración inhibidor de arcilla usado en el Pozo Auca 7 vs offset
sección 12 ¼’’.............................................................................................................. 133
Figura 84: MBT Pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’ ......................................... 134
Figura 85: Configuración BHA # 7 usado en el pozo Auca 7 .............................. 135
Figura 86: Esquema gráfico problemas de rimado Auca 8 ................................. 138
Figure 87: Densidad fluido de perforación pozo Auca 8 vs Offset sección 12 ¼’’139
Figura 88 : Configuración BHA # 6 & perfil direccional ........................................ 140
Figura 89: Porcentaje de lubricante usado en el fluido de perforación pozo
Auca 8 .......................................................................................................................... 141
Figure 90 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9 ............................... 145
Figura 91: Alta tortuosidad del pozo con BHA rígidos y flexibles ....................... 148
Figure 92: leve tortuosidad con BHA rígidos y flexibles ....................................... 148
Figura 93: Sistema RSS (Sistema Rotario Dirigible / Rotary Steerable System)150
Figura 94: Tendencia formación con BHA direccionales con motor .................. 150
Figura 95 : tendencias de giro y construcción de ángulo de BHA con motor en
formaciones ................................................................................................................. 151
Figure 96: Alcance del objetivo direccional (Target)............................................. 152
Figure 97: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9 ................................ 155
Figura 98 : Curva densidad pozo Auca 10 vs pozo offset sección 12 ¼’’ ........ 157
Figura 99: Concentración de inhibidor de lutitas usado pozo Auca 10 sección
12 ¼’’ ............................................................................................................................ 158
Figura 100 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 11 ........................... 161
Figura 101: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 12 ............................ 163
Figura 102 : Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 1 .................................. 173
Figura 103 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 1 .......... 174
Figura 104: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 2 ................................... 175
Figura 105 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 2 ......... 176
Figura 106: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 3 ................................... 177
Figura 107: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 3 ........... 178
Figure 108: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 4 ................................... 179
IX
Figure 109: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 4 ........... 180
Figure 110: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 7 ................................... 181
Figura 111 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 7 .......... 182
Figura 112: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 8 ................................... 183
Figura 113: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 8 ........... 184
Figure 114: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 9 ................................... 185
Figure 115: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 9 ........... 186
Figure 116: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 10 ................................. 187
Figure 117: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 10 ....... 188
X
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1 : Propiedades requeridas por el lodo para cumplir su función ................39
Tabla 2: Resumen NPT de 10 pozos perforados en el campo Auca...................90
Tabla 3 : Descripción de las operaciones de perforación pozo Auca 1................99
Tabla 4 : Descripción formaciones donde hubo mayor tiempo de rimado........ 107
Tabla 5: Descripción prácticas pozo Auca 2 .......................................................... 110
Tabla 6: Descripción practicas Auca 3.................................................................... 117
Tabla 7: Descripción practicas Auca 4.................................................................... 126
TABLA 8: Descripción prácticas auca 7 ................................................................. 137
Tabla 9: Descripción practicas pozo Auca 8 .......................................................... 143
Table 10: Resumen de NPT por DS pozo Auca 9 ................................................ 146
Tabla 11 : Descripción prácticas pozo Auca 9 ..................................................... 153
Tabla 12: Descripción prácticas Auca 10 ............................................................... 160
Tabla 13 : Descripción prácticas Auca 11 .............................................................. 162
Tabla 14: Descripción prácticas Auca 12 ............................................................... 164
Tabla 15: Descripción prácticas Auca 9 ................................................................. 165
Tabla 16: Descripción prácticas pozo Auca 11 ..................................................... 166
Tabla 17 : Causas relevantes de NPT que pueden ser sujeto a estudio mas
profundo para mejorar el estado de arte y optimizar las operaciones de
perforación ................................................................................................................... 168
Tabla 18: Costos del taladro..................................................................................... 169
Tabla 19: Horas de NPT por las diferentes líneas de servicios .......................... 170
Tabla 20: Simbología usada en formulas para calculo de costos ...................... 170
Tabla 21: valores para cálculo costo por oportunidad con expectativa de
producción del pozo en base a pozos aledaños. .................................................. 171
Tabla 22: Porcentaje de NPT de las líneas esenciales (DS, DB, DF) con
respecto al tiempo de perforación ........................................................................... 189
XI
RESUMEN
El presente trabajo está enfocado a analizar las causas que producen los
tiempos no productivos en perforación de pozos petróleos del campo Auca la
amazonia ecuatoriana, mediante un análisis de los problemas que sucedieron
en la campaña de perforación de diez pozos tipo J en este campo, enfocado a
las operaciones de las líneas de servicios de perforación esenciales presentes.
Actualmente en promedio un 20 % de los tiempos de perforación se atribuyen
a tiempos no productivos lo que repercute directamente económicas tanto
para la empresa que da el servicio y para la empresa que opera el campo,
sumado a esto los días perdidos por tiempos no productivos son directamente
proporcionales a días perdidos de producción de petróleo.
En este trabajo se determina cuales son las causas, se analizan las medidas
tomadas, y las lecciones aprendidas, se propone mejores prácticas para el
mejoramiento continuo; se procesa la información mediante un análisis y
tablas de resumen que permiten sistematizar la información de forma sencilla
por último se calcula cual es la ganancia de dinero si se reducen un cierto
porcentaje de tiempo no productivo en base a dos escenarios: optimista y
pesimista.
XII
ABSTRACT
The present Project is oriented to analyze the causes that produce non
productive time in drilling in the Auca field of Amazon of Ecuador, through an
analysis of problems that happens in the operations of drilling of 10 wells type J
in this field, oriented in the operations drilling services lines essentials presents.
Nowadays an average 20 % of drilling time is by non productive time
consequently is affect in economic loss for the services company and operator
company , also the non productive time days loss by drilling are direct
proportional days production oil loss
It Project analyze operations in dri lling and lesson learned , too will propone
best practices to improve continue, the information is processed thought an
analysis and resume tables that allow systemization of information of manner
easy, finally calculated which is the revenue if there is a reduction; percent of
non productive time in bases a two scenarios: positive and pessimist.
1
CAPÍTULO I
2
1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad la perforación direccional es fundamental dentro de la industria
petrolera, ya que permite alcanzar zonas inaccesibles, perforar varios pozos de
una misma plataforma sin necesidad de transportar el taladro de un lugar a otro,
además de alcanzar arenas productoras deseadas antes casi imposibles ya que
la perforación solo era de manera vertical.
Si bien es cierto hay mucha tecnologías dentro de la perforación direccional,
todavía hay mucho que hacer, ya que a diario se presentan problemas en la
perforación, lo que conlleva tiempos no deseados o conocidos como tiempos no
productivos, lo cuales influyen en que la perforación aumente su costo, ya que
el área de perforación es muy sensible en cuanto a costos, porque las
empresas involucradas facturan por hora, un día perdido en perforación es una
pérdida económica considerable para las empresas involucradas. La reducción
de tiempos no productivos (npt) se la puede realizar mediante una optimización
de las líneas fundamentales dentro de perforación estas son:
- Fluidos de perforación
- Servicios de direccional
- Brocas de perforación
Mediante planes adecuados de perforación y en base a lecciones aprendidas, la
perforación se vuelve en un proceso de mejora continua ya que se va
adquiriendo experticia en cada uno de los retos que propone un campo al
perforarlo, en el caso de Ecuador estos retos están dados por varios factores
3
una de ellas es la litología y las tendencias de las mismas al atravesarlos, ya
que cada formación tiende a desviar el BHA (ensamblaje de fondo), de lo
planeado.
Dentro del área de optimización hay mucho por construir y descifrar es un
proceso de mejora continua, lo cual permitirá gerenciar de manera óptima la
perforación en sí y la elaboración de planes correctos.
El presente estudio tiene como objetivo compilar y analizar los problemas
detectados en la perforación de pozos direccionales en el campo Auca y luego
lograr la sistematización de los datos para que sirvan como guía en el diseño en
los planes de perforación disminuyendo los tiempos no productivos, para
perforación de pozos futuros
1.1. PROBLEMA
Los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19 perforaron en el ano 2013 10 pozos
en el campo Auca tipo J, la mayoría de ellos presentan tiempo no productivos
en la diferentes líneas de servicios especialmente en fluidos, direccional y
brocas, lo que se traduce en mayores costos para la empresa prestadora de
servicios por ende aumento de costos para la empresa operadora que en este
caso es Petroamazonas, lo cual influye directamente con el presupuesto de
ambas empresas , además dentro de la perforación de pozos los tiempos no
productivos abarcan entre el 15 y 25 % del tiempo total de perforación del pozo;
en Ecuador el costo promedio de perforación de un pozo no complejo esta
alrededor de 6 000 000 de dólares, lo que significa que los tiempos no
productivos pueden representar alrededor de 1 000 000 dólares como costo no
planeado.
4
1.2. JUSTIFICACIÓN
En el país ecuatoriano la perforación es vital para el desarrollo de los campos,
lo cual permite alcanzar la producción necesaria para que la economía del
estado sea estable, ya que sin la perforación la producción de petróleo caería
de manera insostenible, es indispensable reducir los tiempos no productivos
mediante una planeación adecuada y tomando en cuenta problemas en pozos
anteriores (offset), en base a problemas ocurridos plantear una solución a los
mismos de manera que en futuros pozos con similares características los
tiempos no productivos se van reducir porque ya que se conoce la solución al
problema, los tiempos no productivos son la causa que los costos de
perforación se eleven o muchas veces de perder el pozo, esto puede llevar a
incremento de días de trabajo y disminución de la producción del campo,
además de perder la inversión, esto ocurre cuando se debe abandonar el pozo
por ejemplo por pega de BHA en fondo, cuando el mismo no se logra recuperar.
Otro aspecto a resaltar es que la perforación permite aumentar reservas lo cual
es una política de estado, por ende las empresas operadoras deben invertir en
perforación de nuevos pozos.
5
1.3. OBJETIVOS PROYECTO
1.3.1. OBJETIVO GENERAL
Analizar las causas que ocasionan tiempos no productivos durante la
perforación de pozos direccionales tipo J en el campo Auca operado por EP
Petroamazonas
1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
I. Analizar los procesos de perforación de 10 pozos tipo J perforados en el año
2013 por los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19, en lo que se refiere a las
líneas de fluidos, brocas y direccionales.
II. Compilar, clasificar las mejores prácticas y las causas de tiempos no
productivos, para sistematizar como información para futuras perforaciones.
III. Desarrollar un modelo de costeo de tiempos no productivos para los pozos
analizados, tomando como referencia la parte contractual de las NPT.
6
1.4. METODOLOGÍA
1.4.1. ALCANCE
Se analizara 10 pozos perforados por los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19
en año 2013, en el campo Auca de la amazonia ecuatoriana el trabajo se
enfocara a las líneas de servicios: fluidos, direccional y brocas, en base a ello
se definirá los pozos donde hubo mayores problemas de tiempo no
productivos, se definirán soluciones en base a pozos con buenas prácticas
operativas.
1.4.2. MATERIALES
I. Software especializado
II. Computadora.
III. herramientas office
1.4.3. MÉTODOS
I. Información de campo.
II. Consulta a expertos
III. Referencias bibliográficas
7
CAPÍTULO II
8
2. REVISIÓN DE LITERATURA
2.1. QUE ES PERFORAR
Es el proceso de construir un hoyo en el subsuelo con el propósito de explorar
o extraer hidrocarburos.
Figura 1: Partes de un taladro de perforación.
Fuente: (Mitchell & Miska, 2011).
2.2. QUE SON LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS
Define como el período de tiempo de eventos o actividades en las operaciones,
que retardan el avance de las actividades de construcción y/o rehabilitación de
un pozo según lo planificado. Se inicia desde que se evidencia una actividad no
9
productiva, hasta que se tenían antes del evento improductivo. Algunos de ellos
son: acondicionamiento del hoyo, pérdida de circulación, pega de tubería,
control de reventones, desvío, pesca, complejidad geológica, etc.
Figura 2 : Ejemplo tiempos productivos y no productivos
Fuente: (Jimenez, 2003)
2.2.1. PROBLEMAS COMUNES DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS
En la perforación se encuentran problemas de tiempos muertos, en las
diferentes líneas de servicios mientas la perforación se lleva a cabo, obviamente
imprevisto lo que aumenta significativamente los tiempos de perforación y por
ende los costos de las misma
10
Figura 3 : Tiempos productivos y no productivos presentes en perforación
Fuente: (Jimenez, 2003)
11
Figura 4: Curva de tiempo pozo Auca J 154
Fuente : (EP. Petroamazonas, 2013)
12
Figura 5: Distribución de tiempos en perforación pozo Auca J 154
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
TOTAL TIEMPO PRODUCTIVO
82.77%
TOTAL TIEMPO NO PRODUCTIVO
17.23%
DISTRIBUCION DE TIEMPO
13
2.2.1.1. Pesca
Se conoce a la operación de recuperar el ensamblaje de fondo el cual no puede
viajar a superficie por problemas del hoyo o por mala configuración de la
herramienta: cuando una herramienta queda atrapada en el hoyo y no puede
ser perforada, una muestra: un cono de una broca u otro ejemplo muy común
cuando existe pega de tubería con el BHA en fondo.
La herramienta para recuperar al pescado (nombre que se conoce a la
herramienta cuando está atrapada en fondo), debe ser de acorde a la forma y al
peso de la herramienta que está atrapada, esto en la mayoría de casos lo da la
experiencia.
En la figura # 6 se puede observar las herramientas usadas para recuperar
herramientas atrapadas en fondo del pozo
Figura 6 : Herramientas para recuperar BHA atrapados en fondo o
acondicionar hoyo
Fuente: (Pennwell, 2001)
14
2.2.1.2. Pega de tubería
Este es un riesgo potencial dentro de perforación donde la herramienta de fondo
se adhiere a las paredes del pozo, esto se puede dar por:
Causas primarias
I. Pega deferencial más común
Generalmente ocurre durante la conexión y la sarta de perforación se encuentra
de manera estacionaria,
Las causas son:
- La presión hidrostática del lodo excede la presión de la formación adyacente.
- La formación es permeable (generalmente arenisca) en el punto donde la
tubería está pegada.
Los atascamientos por presión diferencial ocurren a cualquier profundidad pero
sus riesgos se incrementan cuando se perfora en yacimientos agotados.
Tradicionalmente los problemas de atascamiento diferencial están relacionados
con la formación de un revoque grueso en las paredes del hoyo; altas presiones
de sobre balance, fluidos de perforación de alta densidad, alto contenido de
sólidos y el alto filtrado del lodo. Estos últimos dos factores mencionados en
especial, aumentan el espesor del revoque y el coeficiente de fricción, haciendo
que sea más difícil liberar la sarta pegada. Basado en esto, muchos estudios
han sido conducidos para diseñar fluidos de perforación que generen
principalmente un revoque de menor espesor.
La pega diferencial ocurre en formaciones permeables como areniscas donde
se forma un revoque, en formaciones como lutitas no ocurre pega ya que no
hay formación de revoque.
15
II. Mala geometría del hoyo
III. Formaciones reactivas (hinchazón arci lla)
Causas Secundarias
I. Acumulación de cortes por mala limpieza de hoyo.
II. Zonas de carbón
III. Secciones permeables y de pérdida de fluido.
IV. Presencia de sal
V. Presencia de basura o chatarra
VI. Colapso de casing.
2.2.1.3. Pérdida de Circulación
Esto ocurre en perforación cuando se atraviesa una zona muy porosa y
fracturada lo que provoca que el fluido de perforación fluya por esta zona y se
pierda, esta zona también se conoce como zona de robo, para controlar este
problema en necesario bombear píldoras con agentes que permitan tapar la
zona no deseada, por ejemplo masas granulares o mezclas las cuales incluyen
carbón molido, cascara de nuez, asbesto, entre otros compuestos.
2.2.1.4. Viajes a superfic ie
Dentro de las operaciones de perforación a menudo ocurre viajes a superficie
no programa para cambio de herramientas:
I. Falla del MWD
II. Falla del motor
III. Bajo ROP/ cambio de broca
16
Los viajes a superficie son un considerable tiempo no productivo ya que se
pierde varias horas por añadidura aumenta el costo de perforación ya que el
taladro de perforación factura por hora, para esto es indispensable un buen
programa de perforación de todas las líneas de servicios:
I. Buena selección de brocas
II. Configuración del BHA adecuado
III. Buena química del lodo de perforación
Estos datos se logran optimizar de manera constante en base a experiencias
pasadas, he aquí la importancia de una línea de optimización de perforación,
porque permite un proceso de mejora continua: detectar problemas,
solucionarlos, optimizar e innovación prácticas en perforación, como resultado
se obtienen pozos en un menor número de días, menores costos de
perforación, evitar tiempos no productivos y fallas recurrentes en perforación
(equipos, malas prácticas, etc)
2.2.1.5. Acondicionamiento de hoyo
Dentro de las operaciones de perforación es necesario realizar viajes cortos que
permiten calibrar el hoyo para que el BHA pueda realizar viajes sin problemas,
estos viajes se conocen como viajes de acondicionamiento o calibración,
cuando la sarta no puede viajar libremente es necesario utilizar una operación
que se conoce como Rimado o rimar (encender Bombas + rotación del top
drive), esto permite continuar con los viajes normalmente de los BHA cuando
se presentan restricciones, cuando la operación de rimado dura tiempos
excesivos de convierte en un tiempo no productivo ya que lo más probable es
que se realizo una mala práctica de operación dentro de una de las líneas de
perforación
17
Causas de rimado:
I. Puntos apretado y de apoyo
II. Presencia de cortes (caída de lutitas por desprendimiento)
III. Geometría no adecuada del hoyo.
IV. Configuración no adecuada del BHA
v. Química no optima del fluido de perforación.
2.2.1.6. Influ jos del pozo
En las operaciones de perforación son de mucho cuidado en lo que se refiere a
controlar las presiones de formación ya que si están son mayores a la contra
presión que ejerce la columna hidrostática puede ocurrir desastres que pueden
conllevar no solo a perder el pozo sino también pérdidas humanas en la
operación, por esto es fundamental contro lar el pozo con una densidad
adecuada del lodo de perforación mayor a la presión de formación conocido
como sobre balance en el rango de (200 – 300 psi ).
Un indicio de que puede ocurrir un reventón en el pozo es cuando hay un influjo
del pozo, (presión formación mayor al peso ejercido por la presión hidrostática)
esto también se ve reflejados en los parámetros de perforación un muestra clara
es el retorne de GPM (galones por minuto) debido a que este aumenta de forma
instantánea u otro indicador es la presión de fondo la misma que aumenta de
manera rápida.
El periodo que toma controlar influjos del pozo se convierte en un tiempo no
productivo, este tema es tratado porque es relevante, conlleva riesgo para el
personal que labora en las operaciones de perforación además de las pérdidas
de equipos o taladros que ocurren por este motivo.
18
En la figura #7 se puede apreciar el método que se usa para evitar influjos del
pozo y por ende evitar problemas mayores como un pozo fuera de control,
consiste en que la presión que ejerce el lodo de perforación (esto se logra
aumentando la densidad) sea mayor a la presión que ejerce la formación con un
diferencial mayor entre 200 a 300 psi, controlando así el pozo de manera
optima.
Figura 7: Presión de formación controlada.
Fuente: (Heriot Watt University)
Cuando la presión que ejerce la columna hidrostática del lodo de perforación no
es suficiente para controlar la presión de formación como se lo indica en la
figura # 8; es obligación por seguridad industrial toda operación de perforación
tiene: un preventor de reventones conocidos como BOP (Blow out preventer),
el cual se cierra y crea un sello entre la superficie del taladro y el fondo del
pozo evitando así que la presión ejercida por el pozo cause pérdidas humanas.
19
Figure 8: Perdida de control de un pozo en perforación.
Fuente: (Heriot Watt University)
2.2.1.7. Otros
Hay muchos tiempos no productivos que se presentan en menor manera pero
que son indispensables tomarlos en cuenta por ejemplo:
I. Problemas por complejidad geológica (cuando no es prevista puede
ser presencia de carbón)
II. Otros (problemas del taladro: zarandas, falla del top drive, etc)
III. Mala logística de material o herramientas.
IV. Condiciones climáticas
20
2.3. PROCESOS INMERSOS EN PERFORACIÓN
El arte de construir un pozo dentro de operaciones de tiene tres líneas de
servicios fundamentales en las cuales ocurren el mayor porcentaje de tiempo
no productivos.
I. Fluidos de perforación (DF)
II. Servicios de direccional (DS)
III. Brocas de perforación (DB)
Los viajes a superficie por falla de MWD (direccionales), viaje a superficie por
cambio de brocas, problemas en los viajes por viajes rimando (Fluidos de
perforación), son ejemplos comunes que ocurren las operaciones cotidianas.
El arte de planear adecuadamente un pozo incide en la reducción de tiempos no
productivos, un plan adecuado da como resultado un buen pozo, esto se puede
lograr en base a un análisis de tiempo muerto ocurrido en pozos pasados de
similares características (pozos offsets)
Figura 9 : Proceso involucrados en de pozos petroleros
Fuente: (Heriot Watt University)
21
2.3.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Es un Fluido de características físicas y químicas apropiadas que puede ser aire
o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite con diferente contenido
de sólido. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las
contaminaciones de sales solubles o minerales, y además estable a las
temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las
operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. El propósito
fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación,
mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser
determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en
lodos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los
ajustes necesarios.
Las principales funciones son:
I. Remover los recortes del pozo.
II. Prevenir que el fluido de formación entre al pozo
III. Mantener la estabilidad de las paredes del pozo
IV. Enfriar y lubricar la broca
V. Transmitir la potencia hidráulica a la broca.
VI. Controlar la corrosión.
El fluido es parte fundamental dentro de la optimización de perforación, ya que
si este posee las propiedades adecuadas para la formación que se están
perforando, se podrá reducir tiempos de viaje ya que no habrá puntos apretados
, además no habrá la necesidad de sacar (POH) o introducir(RIH) la sarta de
perforación rimando.
22
2.3.1.1. Fluido base agua
En la figura # 10 se puede apreciar los diferentes tipos de fluidos que se
pueden usar para la construcción de un pozo de petróleo.
Figura 10: Tipos de fluidos usados en perforación de pozo petroleros
Fuente: (Heriot Watt University)
23
En el país ecuatoriano por normas medioambientales no se usa fluido base tipo
aceite por lo que la descripción será del fluido tipo agua.
El fluido base agua es relativamente barato ya que tiene mayor porcentaje (%)
de agua y menor porcentaje (%) de sólidos y químicos, el agua fresca es
comúnmente usada para este fluido
En las figura # 11 se puede apreciar el porcentaje de lo que está compuesto un
fluido de perforación a base de agua, en la figura # 12 se logra ver el porcentaje
de composición de un fluido base aceite, su mayor compuesto es el aceite por
ende su costo sube aunque posee excelentes propiedades lubricantes y
estabilizadoras del hoyo sin embargo los recortes de perforación cuando se usa
este fluido son muy tóxicos.
Figura 11: Composición de un fluido de perforación base agua
Fuente: (Heriot Watt University)
24
Figure 12: Composición de un fluido de perforación base aceite
Fuente: (Heriot Watt University)
La principal desventaja de los lodos base agua es que provocan hidratación de
la arcillas, además de inestabilidad en las lutitas consecuentemente los costos
no productivos aumentan sobre todo por los problemas con estas litologías.
25
2.3.2. SERVICIOS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
Tiempo atrás la perforación se realizaba solo de manera vertical, por lo que era
necesario mover la torre de perforación para perforar más de un pozo, además
era imposible perforar zonas protegidas , hoy en día gracias a la perforación
direccional se pude perforar zonas protegidas ambientalmente , además permite
alcanzar arenas productoras difíciles de perforar si esto fuera de manera
vertical, la perforación direccional son ofertados por las diferentes empresas de
servicios las cuales realizan minuciosos planes de perforación antes de la
misma, ya que la perforación direccional es más compleja que la perforación
vertical pero tiene mayores beneficios.
Figura 13: Perfiles direccionales de pozos petroleros
Fuente: (Halliburton, 2009)
26
2.3.2.1. Princip ios de perforación d ireccional
I. Principio de Fulcro
Se lo utiliza para construir un ángulo deseado por ejemplo al inicio de la
construcción de un pozo tipo J para lograr inclinación.
Un ensamblaje de fondo con un estabilizador cercano a la broca luego un
segundo estabilizador entre 40’ – 100’ pies después del primer estabilizador
(separados por un Drill Collar) esto permite desarrollar un ángulo cuando se
aplica peso a la broca (WOB), es decir que entre mayor sea la distancia entre la
broca y el primer estabilizador se aumentara la tasa de construcción, e
igualmente si se disminuye la distancia entre las herramientas disminuirá la tasa
de construcción.
II. Principio de estabilización
Se usa para mantener el ángulo y la dirección por ejemplo en la tangente de los
pozos tipo J de la sección de 12 ¼’’ como se muestra en la figura # 16.
Un ensamblaje donde hay tres estabilizadores colocadas en la sarta de forma
que la distancia de separación sea corta, la herramienta de fondo va a resistirse
a seguir una curva y forzara a la broca a perforar una trayectoria relativamente
recta, a estos ensamblajes se los conoce como opacados o para construir
tangentes.
Ejemplo:
Broca – Estabilizador – lastra barrena corto – Estabilizador – lastra barrena
estándar – Estabilizador.
III. Principio de péndulo
Se utiliza para hacer caer el ángulo por ejemplo en la sección de 12.25’’ de
pozos tipo S.
27
La broca trata de llegar a la vertical debido al efecto de péndulo, se diseña
colocando un estabilizador distanciado aproximado entre 30 a 90’ de la broca,
entre más cerca de la broca este mas fácil será mantener el control direccional
(recomendable a 30’).
Se debe cuidar los parámetros de perforación ya que si se coloca mucho peso
sobre la broca (WOB), el BHA tiende a construir ángulo
Ejemplo BHA tipos:
En la figura # 14 se aprecia el diseño de los BHA para construcción de pozos
direccionales
Figura 14: Aplicaciones de perforación direccional
Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)
28
En el diseño del BHA el arreglo y el diámetro de los estabilizadores es
fundamental; dependiendo del trabajo direccional deseado el estabilizador es
ubicado a cierta distancia de la broca de perforación, además incide el gauge
del mismo (holgura del estabilizador con respecto al diámetro del hoyo) como se
muestra en la figura #15, esto se lo puede realizar en base a programas
especializados y experiencias en pozos offset de las diferentes tendencias de
los BHA por formación atravesada.
Figura 15: Diámetro de los estabilizadores dependiendo del diseño BHA
Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)
29
2.3.2.2. T ipos de pozos
Gracias a la perforación direccional, se puede alcanzar objetivos deseados que
en el pasado se necesitaban mayor número de pozos, los tipos se pueden
clasificar
I. Tipo J
Este pozo consta de tres secciones, la primera sección vertical que va desde
superficie hasta el punto de desviación - Kick off point seguida de una sección
de construcción de ángulo y finaliza con una tangente hasta alcanzar el objetivo
Figura 16: Puntos de construcción de un pozo tipo J
Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)
30
II. Tipo S
Consta de cinco secciones de las cuales las tres primeras secciones son
idénticas a las del perfil J, la cuarta corresponde al tumbado de ángulo hasta la
verticalidad en 8.5'', en las arenas productoras
Figura 17: Puntos de construcción de pozos tipo S
Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)
31
III. Tipo horizontal
Tiene tres secciones, la primera sección vertical hasta el punto de desviación
(KOP) seguida de una sección de construcción hasta alcanzar una inclinación
90 grados, y finalmente navega dentro de la arena productora se conoce como
objetivo.
Figure 18: Puntos de construcción pozo tipo Horizontal
Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)
32
2.3.3. BROCAS DE PERFORACIÓN
Una adecuada selección de brocas de perforación permite tener un buen
rendimiento en cuanto la rata de penetración (ROP), además evita viajes
innecesarios por cambio de la misma. La selección de brocas debe ser de
acuerdo a la formación que se va a perforar, un criterio valido es realizar el plan
de brocas (selección de brocas o programa de brocas) de acuerdo a pozos
perforados anteriormente (se conocen como offset) y seleccionar las que hayan
dado mayores ROP.
El rendimiento de brocas está condicionado a varios factores:
I. Peso en la broca (WOB)
II. Revoluciones por minuto en superficie. (RPM)
III. Galones por minuto (GPM)
IV. Propiedades del lodo
V. Eficiencia hidráulica.
Dentro de las brocas de perforación tenemos 2 grandes tipos :
I. Tricónicas ( roller Cone)
II. PDC (polycrystaline Diamond Compact)
33
Figura 19 : Partes de una broca tricónica
Fuente: (Baker Hughes, 2004)
2.3.3.1. Rata de penetración
La rata de penetración (ROP), están condicionadas por otros parámetros de
perforación una buena elección de brocas es fundamental para alcanzar altas
ROP, también es necesario controlar aumentar otros parámetros que son
proporcionales a las ROP, como se muestras en las siguientes figuras.
En la figura #20 se logra observar que a mayor peso ejercido sobre la broca la
rata de perforación va aumentar esto se debe a que se ejerce mayor presión
sobre una área, cabe mencionar que al aplicarle mayor peso a la broca (WOB)
también esta se desgasta más rápido por lo que en formaciones abrasivas se
debe controlar los parámetros de perforación ya que altas ROP puede ocurrir un
deterioro alto de la broca que se lo conoce como broca anillada
34
Figura 20: ROP vs WOB
Fuente: (Heriot Watt University)
En la figura # 21 que las ROP son directamente proporcional a las RPM dadas
por el Top drive que se encuentra sobre la mesa rotaria, esto está condicionado
a las formaciones perforadas; por ejemplo en tiyuyacu que es una formación
suave (arcilla) a mayores RPM obtener altas ROP, pero en formaciones duras
como calizas lo optimo es bajar las ROP y las RPM ya que se corre el riesgo de
anillar la broca, además la ROP tienen un techo en este tipo de formaciones
35
Figura 21: ROP vs RPM Top Drive
Fuente: (Heriot Watt University)
En la figura # 22 se logra ver que una buena limpieza del hoyo manteniendo el
WOB permite una optima rata de penetración, la limpieza del hoyo está
condicionada a la eficiencia hidráulica por medio de los Jets de la broca, es
decir a un caudal de flujo (gpm) óptimo y una leve pérdida de presión en la cara
de la broca asegura una buena limpieza del hoyo, las formaciones condicionan
el galonaje (gpm) requerido, por ejemplo en arcillas se puede aprovechar la
eficiencia hidráulica con un alto caudal (gpm).
36
Figure 22: ROP VS Limpieza del hoyo
Fuente: (Heriot Watt University)
37
2.4. PARÁMETROS BÁSICOS DE UN PLAN DE
PERFORACIÓN
Dentro de la perforación actual cada línea de servicio se traza un plan o
programa a cumplir, con el objetivo de reducir tiempos no productivos, y lograr
una perforación exitosa, a menudo los planes de perforación de cada una de las
líneas (brocas, fluidos, direccional), se van actualizando en base a lecciones
aprendidas además en base a estrategias para que se logre el objetivo en un
menor tiempo.
2.4.1 CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Para optimizar y evitar tiempos no productivos, se debe contar con cierta
información en un plan de fluidos:
I. Presión de formación:
Influye en el diseño del casing, en la selección de peso del lodo, además para
evitar reventones del pozo y las pega de tubería.
Peso lodo > presión de formación
Peso lodo no debe exceder la presión de fractura de formación, esto puede
causar reventón del pozo y daño en las zonas productoras.
En la figura # 24 se puede apreciar la importancia de los planes de perforación
(curva de densidad), ya que en la práctica la curva de densidad es muy similar
a lo planeado.
38
Figura 23: Curva de densidades plan vs real.
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
II. Propiedades físicas/ químicas del fluido:
No cabe duda que las funciones del fluido son de vital importancia para una
perforación eficiente, para aquello las propiedades de este deben ser
planeadas, además la adición aditivos permitirán cumplir con el rango
recomendado para cada formación a perforar
39
Tabla 1 : Propiedades requeridas por el lodo para cumplir su función
Función Propiedades físicas /
químicas
transportar los recortes Punto cedente, viscosidad
aparente, fuerza del gel
prevenir flujo dentro formación Densidad
Mantener estabilidad hoyo Densidad, reactividad con
arcillas , lutitas
enfriar y lubricar la broca Densidad, velocidad
transmitir potencia hidráulica Velocidad, densidad ,
viscosidad
Fuente: (Heriot Watt University)
Un aditivo que puede usarse para optimizar tiempo dentro de perforación es el
lubricante, dependiendo de la necesidad de la operación, bajar casing, mejorar
tiempos en los viajes, alto torques, etc.
40
2.4.2. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS
DIRECCIONAL
La optimización dentro del servicio de perforación direccional, está basado
muchas veces a lecciones aprendidas, si se logra reducir el número de BHA
usados, disminuirán las horas viaje por ende los tiempos muertos y por
añadidura los costos. El éxito de la perforación direccional está basado en un
plan direccional casi perfecto el cual debe indicar lo siguiente:
I. Sección vertical proyectada
II. Números de BHA usados por sección y el objetivo de cada uno
(tumbar, construir, mantener la tangente)
III. Configuración BHA adecuada para cada sección, motor
estabilizadores, MWD etc.
IV. Objetivo principal y secundario, arenas productoras a perforar
V. Estado mecánico del pozo: litología esperada en el pozo.
VI. Profundidad donde se realizaran puntos de desviación como KOP o
Build.
VII. Reglas anticolisión, las cuales advierten distancias en un cierto radio,
donde el pozo actual a perforar puede chocar con pozos ya
perforados.
Usar BHA adecuados es vital para cumplir con el objetivo planeado, esto se lo
realiza con una optima configuración del BHA: arreglo estabilizadores
dependiendo del trabajo direccional requerido (Construir o tumbar ángulo /
mantener tangente), además hay ciertas formaciones que dan tendencia a los
ensamblajes de fondo, lo cual en varias ocasiones desvía la perforación del
objetivo planeado.
El ensamblaje de fondo es decir el arreglo broca, motor, estabilizadores, Cross
over, etc, debe permitir lograr parámetros de perforación óptimos, por ejemplo:
41
I. Transmitir adecuadamente el peso a la broca
II. Eliminación de torques excesivas
III. Permitir realizar el trabajo direccional requerido (tumbar, mantener o tumbar)
IV. Bajas dog leg severity, Al aumentar estas aumenta la tortuosidad del pozo y
de la mano el índice de complejidad (DDI)
Figura 24: BHA planeado para construir en la sección de 16’’ en el campo
Auca.
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
42
Figura 25: BHA diseñado para mantener tangente en la sección de 12 ¼’’
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
43
Dentro de las operaciones de perforación direccional, es necesario perforar
deslizando de acuerdo al plan, pero se debe evitar deslizamientos innecesarios
ya que estos disminuyen la rata de perforación (ROP).
Un aspecto transcendental es alcanzar el objetivo principal y secundarios, ya
que esto permitirá que el pozo perforado, logre producir hidrocarburos, si esto
no ocurre se puede decir que la perforación ha sido innecesaria.
En la figura # 27 se observa un plan direccional con los diferentes puntos de
construcción además con las arenas las cuales son el objetivo a perforar.
44
Figura 26 : Perfil direccional planeado para un pozo tipo J
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
45
2.4.3. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DE BROCAS
Un programa óptimo de brocas debe por lo menos considerar los siguientes
aspectos:
I. Geología.
II. Datos de pozos vecinos.
III. Propiedades del fluido de perforación.
IV. Limitaciones de parámetros perforación (WOB máximo, Torque máximo)
V. Diámetro del Jet Nozzle, de acuerdo a la litología.
VI. Otros (tipo de ensamblaje, galones por minuto, etc.)
Una buena selección de brocas permitirá tener ROP deseadas lo que permitirá
alcanzar el objetivo (arena productora), en menor tiempo, además se evitara
viajes innecesarios de BHA fuera del pozo por cambio de brocas, así se
evitaría tiempos no deseados.
Buena selección brocas = mayor rop = menor costo por pie perforado = evitar
viajes innecesarios por cambio de broca = menor tiempo no productivo
En la figura # 28 se observa una programa de brocas, optimizando las brocas
usadas por sección lo cual permite reducir viajes por cambio de broca además
con optimas ROP esto gracias a una adecuada selección de parámetros de
perforación sumado a jets y TFA (área de flujo de orificios) de la broca
recomendables, este programa se lo realizo en base a pozos (offset) que
tuvieron un excelente rendimiento en corrida de brocas
46
Figure 27: Ejemplo de un programa de brocas diseñado para un pozo tipo J campo Auca.
47
Figure 28: Brocas usadas en la perforación del pozo Auca 1
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013).
48
CAPÍTULO III
49
3. PRESENTACIÓN INFORMACIÓN
Para la muestra de data se realizara un análisis macro de las perforación por
pozos, en el cual se incluirán las curvas de tiempo para conocer las operaciones
relevantes realizadas por sección, también se mostrara el perfil direccional y su
desplazamiento horizontal junto a la geología, por último se realizara graficas de
ingeniería de perforación en base a la curva de tiempo y a datos que se los
obtiene en de los diferentes reportes finales que realizan las líneas de producto
una vez terminado el pozo :
Reporte finales de brocas
Reportes finales de direccional
Reportes diarios de perforación
Survey’s finales
Entre otros.
Cabe indicar que en las graficas de ingeniera de perforación no se tomaran en
cuenta lo perforado en la sección de 26’’ por ser poca distancia en pies, además
el alcance del objetivo principal (%), se lo toma en cuenta en base a una
distancia centro a centro mínima de 25 pies, este criterio es en base al plan
direccional de estos pozos.
50
3.1. CURVAS DE TIEMPO
3.1.1. CURVA DE TIEMPO AUCA 1
En la curva de tiempo se describen las operaciones relevantes del pozo, este
pozo presento pocos problemas además se termino el pozo antes de lo
planeado, se controlo adecuadamente los parámetros de perforación en los
conglomerados (formaciones abrasivas), además se respeto las practicas
operacionales de 40 a 45 horas de perforación realizar viaje calibración sumado
a cambios de BHA y broca de acuerdo a lo necesidades que se presenten en
las actividades de perforación.
Figure 29: Curva de tiempo de perforación pozo Auca 1
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Real
Tiempo Planeado
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
Viaje a superficie para cambio de TFA de la broca 45 horas de perforacion
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 10983
Viaje planeado para cambio de broca PDC 5 aletas x 5PDC
20" Csg
Viaje corto 45 Horas de Perforacion
Congl. Sup. parámetros controlados
Viaje planeado para cambio de broca PDC 5aletas x 6 PDC
Cambio Broca Triconica por PDC
Corrida Registros Electricos con LWDCorrida de Registros Electricos + Viajes
Congl. inf parámetros controlados
Setting tool fuera. Finaliza evento de perforacion. 17H00 del 01-junio-2013
Reparacion de bomba: 2.0hrs
Cambia oring stand pipe 0.5hrs
Reparacion Bomba 0.5hrs
Rima 5.5hrs
51
3.1.2. CURVA DE TIEMPO AUCA 2
En la curva de tiempo de este pozo se puede apreciar que la sección de 16’’ no
Tienen inconvenientes, mas delante en la sección de 12 ¼’’ tienen problemas
en los viajes de tubería ya que hay un considerable tiempo de rimado, además
presento un alto tiempo por el trabajo direccional, en la sección de 8 ½’’ no tuvo
problemas además la corrida de registros se dio con normalidad.
Figura 30 : Curva de tiempo de perforación Auca 2
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
11000.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32
Pro
fu
nd
idad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Planeado
Tiempo Real
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
Viaje a superficie para cambio de TFA de la broca 45 horas de perforacion
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 10853
Viaje planeado para cambio de broca PDC 5 aletas x 5PDC
20" Csg
Viaje corto 45 Horas de Perforacion
Congl. Sup. parámetros controlados
Cambio Broca Triconica por PDC
Corrida Registros Electricos con LWDCorrida de Registros Electricos + Viajes
Congl. inf parámetros controlados
Setting tool fuera Finaliza el evento de Perforacion 15:00hrs 10/Julio/2013
Limpia flow : 1 hrs
Repara Top drive : 1 hrs
Rima acondiciona lodo: 9hrs
Rima hoyo 7.5 hrs
Viaje no programado: 16hrs direccional
Tiempo no programado: 25.5hrs
Tiempo no programado. Bajo ROP: 9.7hrs
52
3.1.3. CURVA DE TIEMPO AUCA 3
Según la curva de tiempo en la sección de 16’’ tienen problemas por averías
taladro de perforación, en la sección de 12 ¼’’ tiene un alto tiempo de rimado
además logran salir de con éxito de una pega mecánica, sin embargo por los
parámetros uti lizados en el rimado y la acción del marti llo para poder salir de la
pega, resulta en daños a la broca por lo que se debe hacer un cambio de la
misma, en la sección de producción no tuvo problemas
Figura 31: Curva de tiempo pozo Auca 3
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
11000.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Planeado
Tiempo Limpio
Tiempo Real
12 1/4" Hole
Viaje a superficie para cambio de TFA de la broca 45 horas de perforacion
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11028
Viaje planeado para cambio de broca PDC 5 aletas x 5PDC
20" Csg
Viaje corto 45 Horas de Perforacion
Congl. Sup. parámetros controlados
Cambio Broca Triconica por PDC
Corrida Registros Electricos con LWD
Corrida de Registros Electricos + Viaje
Congl. inf parámetros controlados
Repara Top Drive: 1 hrs
Desconecta gato de Top Drive: 1.5 hrs
Cambia gato hidraulico del Top Drive: 4 hrs
Rimado: 15 hrsTrabaja pega: 9hrs
Cambio de Broca no planeado
53
3.1.4. CURVA DE TIEMPO AUCA 4
En la sección de 16’’ se puede apreciar que realizan el viaje de calibración por
las 45 horas de perforación una buena práctica operativa, además en la misma
sección tiene problemas por falla del MWD, en la sección de 12 ¼’’ realizan el
control de parámetros en ambos conglomerados de forma correcta pero tienen
inconvenientes realizan 2 viajes no planeados, el primer viaje bajan BHA
convencional para acondicionar el hoyo, luego el segundo viaje no planeado se
da por altos valores de torque, en la sección de 8 ½’’ no tuvieron inconvenientes
con la corrida de registros.
Figura 32: Curva de tiempo pozo Auca 4
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Real
Tiempo Planeado
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11015
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Hoyo de 26'
Corrida REGISTROS LWD
Viaje a Superficie
Viaje de Superficie
Congl. Sup. parámetros controlados
Basal Tena. parámetros controlados
Congl. Inf. parámetros controlados
Setting Tool Fuera fin evento perforacion
Falla Senal MWD. Viaje no planeado 17 hrs.
Falla Senal MWD. 1.5 hrs.
Cambia Wash pipe: 3hrs
viaje no planeado: 26.5hrs
viaje no planeado: 20.5hrs
54
3.1.5. CURVA DE TIEMPO AUCA 7
En la curva de tiempo se observa que en la sección tienen NPT por problemas
con el taladro además de falla de MWD, en la sección de 12 ¼’’ controlan los
parámetros en los conglomerados pero tienen problemas por rimado y por bajo
ROP por motivos de confidencialidad no se describen las operaciones a detalle
en esta sección (en la curva de tiempo), en la sección productora no
presentaron problemas
Figura 33: Curva de tiempo pozo Auca 7
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
11000.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Planeado
Tiempo Real
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 10860
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 4 aletas+LWD
Corrida RE (Convencional)+ viaje de condicionamiento.
Hoyo de 26'
Cambio de broca Triconica por PDC @ 500'
viaje cambio de broca PDC 4 por 6 aletas
Perfora Congl. Inf. parámetros controlados
Perfora Congl. Sup. parámetros controlados
NPT Sinopec :Reparando bombas del rig: 1.5 Hrs
Finaliza Operaciones de Perforacion 15-04-2013
Gyro'
Gyro'
NPT Sinopec Ruido en Bombas:1.Hr
NPT Baker Inteq: Intentando tomar survey :3.Hr
NPT Baker Inteq MWD: 2 Hr
55
3.1.6. CURVA DE TIEMPO AUCA 8
En la sección de 16’’ tiene problemas leves en el armado del BHA, corrida de
Gyro , problemas en las bombas y en la corrida del casing, en la sección de 12
¼’’ controlan los parámetros en los conglomerados de Tiyuyacu , presentan
problemas en los viajes de tubería , en la sección de 8 ½’’ toman varios
registros, inherentes a las arenas productoras.
Figura 34: Curva de tiempo pozo Auca 8
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
11000.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Planeado
Tiempo Real
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 10810
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 (talon)
Corrida RE (Convencional)+ viaje de condicionamiento.45 HORAS: Cancelado se realiza con LWD
Hoyo de 26'
Perfora Congl. Inf. parámetros controlados
Perfora Congl. Sup. parámetros controlados
Corrida REGISTROS + Presionesviaje de condicionamiento. 104 HORAS
Armado de HWDP: 1.5 Hrs
Sinopec NPT (Repara Bombas): 1 Hrs
NPT: Gyro Data:(Toma de Gyro) 0.5 Hrs
Sinopec NPT (Falla Equipo de Corrida de Casing): 2.5 Hrs
Verificacion de Direccion, Toma de gyro: 4 Hrs
Sinopec: Repara Bombas: 1 Hrs
Corte de Cable +Simulacro
Trabajo de Rimado:11 Hrs
Saca con Back Reaming:3.5Hrs
Dano en Rosca De DC: 3Hrs
FInaliza Operaciones de Perforacion14-Junio -2013 a las 12:30pm
Corrida REGISTROS + Presiones + Fluidosviaje de condicionamiento. 105.5 HORAS
56
3.1.7. CURVA DE TIEMPO AUCA 9
En la sección de 16’’ presentan varios inconvenientes por falta de decodificación
de la herramienta direccional MWD pero al final consiguen llegar al TD de la
sección, en la sección de 12 ¼’’ se realiza adecuadamente las operaciones en
lo que se refiere control de parámetros en conglomerados pero cuentan con
altas NPT por viajes no planeados, el primer viaje se debe a que se sale del
plan direccional por lo que deben cambiar BHA , el segundo viaje no planeado
se debe al pobre avance por colgamiento de la sarta, por lo que se debe realizar
viajes a superficie para cambio de configuración del BHA, en la sección
productora no tienen problemas
Figura 35: Curva de tiempo pozo Auca 9
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0.0
1000.0
2000.0
3000.0
4000.0
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
11000.0
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
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ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Planeado
Tiempo Real
Tiempo Limpio
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11155
20" Csg
Viaje por 40 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 )
Hoyo de 26'
Viaje de acondiconamiento Corrida REGISTROS y corrida de Casing sin
Viaje de Acondicionamiento
NPT Hoyo: Tiempo extra en Pruebas de GWD: 6Hrs
NPT: DS: problemas de decodificacion: 4 Hrs
NPT: DS: problemas de decodificacion: 5 Hrs
NPT: DS: problemas con MWD 3 Hrs
NPT: DS: Problemas Toma de Survey: 1.5 Hrs
NPT: Sinopec Repara bombas de Lodo: 1 Hrs
Control Congl Sup:7020'-7335' (315')
Control Congl Inf8250'-8847' (597')
12 1/4" Hole
NPT Hoyo: Trabajo de Rimado: 2 Hrs
NPT Hoyo: Viaje No Planificado: 21.5 Hrs
NPT DS: Viaje No Planificado por baja ROP:
6.5 Hrs
NPT: Sinopec Washout : 6 Hrs
NPT DS: Viaje No Planificado:
26 Hrs
Finalizo Operaciones de Perforacion 28-07-2013 a las 20:00 PM.
BOT: Trabajo de Expansion Sin
Exito:: 13 Hrs
57
3.1.8. CURVA DE TIEMPO AUCA 10
En la sección de 16’’ pulgadas se nota que realizan lo recomendado en las
operaciones de perforación viaje de calibración cumplida de 40 a 45 horas de
perforación, tienen retrasos por problemas inherentes al taladro de perforación ,
en la sección de 12 ¼’’ realizan el control de parámetros en los conglomerados,
viajes de calibración conforme criterio adecuado, tienen mayores problemas
por falla del MWD de la herramienta direccional, en la sección de 8 ½’ ’ además
tienen problemas en la corrida de registros wireline pero logran salir con éxito .
Figure 36: Curva de tiempo pozo Auca 10
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Real
Tiempo Planeado
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 12397
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Hoyo de 26'
Viaje a Superficie
NPT Sinopec:Reparacion Generador:8hrs
NPT Sinopec:Cambio de Rams: 1.5Hrs
Controla 656ft Conglomerado Superior
7620ft-8276ft
Controla 696FT:Conglomerado
Inferior: 9075tFT - 9771FT
NPT SINOPEC; Circulando Por cauchos en filtros en
tuberia::2.5Hrs
NPT Back Reaming::4.5Hrs
NPT Sinopec: Repara Equipo: 4 Hrs
Cambia unidad Hidraulica de WTF ::1Hrs
NPT: DS: Falla MWD::20Hrs
Falla de Htas de Registros WL: 3
Horas
FINALIZO OPERACIONES DE
PERFORACION: 15-
09-2013; 07:00 AM
58
3.1.9. CURVA DE TIEMPO AUCA 11
En la curva de tiempo se observa que fue un pozo con excelente rendimiento,
en la sección de 16’’ realizan la operación adecuada de 45 horas de perforación
viaje calibración luego llegan a TD de la sección sin problemas, en la sección de
12 ¼’’ realizan control de parámetros en los conglomerados de tiyuyacu , luego
cambian de broca ya que esta perforo conglomerados luego realizan un
pequeño viaje de calibración para poder sacar la sarta libre y lograr bajar casing
9 5/8’’ sin problemas, en la sección productora corren registros wireline y luego
bajan BHA de limpieza para lograr bajar liner de 7’’ sin problemas.
Figura 37: Curva de tiempo pozo Auca 11
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
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8000
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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
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ad
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Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Real
Tiempo Planeado
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11750
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 50 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 ): 50 Hrs
Registros Electricos con Cable, Baja revestidor sin Viaje de acondicionamiento + Utiliza cabezal Multibolw
Viaje Corto 45 Horas
Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (32Hrs- 54Planificados).Puntos de Presion No Planificado: 9.5 Hrs
Falla unidad Gyro: NPT: 1.5 hrs
Repara TDS NPT: 2.5 hrs
Alinea Rieles: 0.5 hrs
Controls de Parametros(Conglomerado Super): 7364'-7902': 548ft
Controls de Parametros(Conglomerado Inf): 8648'-': 9350ft: 702ft
Sacando BHA de Limpieza con Broca de 6 1/8" a 9800ft
Cambia Hta Fnix WL:0.5Hrs
Tiempo No Planificado Limpieza + Expansion : 4 Hrs
Setting Tool Fuera Finaliza evento de perforacion 26 -Oct-2013 00:00 hrs
59
3.1.10. CURVA DE TIEMPO AUCA 12
A simple vista se denota que este pozo tuvo un excelente desempeño, ya que el
tiempo limpio (línea verde) es igual al tiempo real (línea azul), en la segunda
sección de 16’’ se observan que llegan a TD de la sección con un BHA, en la
sección de 121/4’’ se observan que realizan 2 viajes de calibración además
cambian de broca una vez travesado los conglomerados, en la sección de 8.5’’
no tienen problemas con la corrida de registro.
Figura 38: Curva de tiempo pozo Auca 12
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad
Tiempo Real
Tiempo Planeado
Tiempo Limpio
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11357
20" Csg
Viaje por 50 horas de perforacion
Viaje corto por 50 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC + Cambio de BHA
Hoyo de 26'
Viaje Corto 45 Horas
Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (58Hrs)
Cambio de Fluido, viaje de calibracion
Registros Electricos con Cable, Corrida de revestidor sin Viaje.
Perfora hoyo de 26' @ 75'
Setting tool en superficie
60
3.2. PERFIL DIRECCIONAL & GEOLOGÍA
3.2.1 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 1
En la grafica # 39 se observa que por el perfil direccional que es un pozo tipo
J, el trabajo direccional de construir ángulo empieza aproximadamente a los
3800’, el plan direccional se cumple de manera exitosa además logran
mantener la tangente sin problemas a pesar de la presencia de los
conglomerados, el objetivo principal en este pozo es la arenisca U inferior.
Figura 39: Perfil direccional Auca 1 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,0000 500 1000 1500 2000 2500 3000
Plan Direccional (MD)
PLAN
REAL
61
3.2.2. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 1
En la figura # 40 el plan direccional vs real se logra ver que llegan más profundo
en TD a lo planeado además en la geología se observa que la arena objetivo
principal es Hollín inferior, la cual tiene un espesor considerable de 113 pies, a
pesar que en el trabajo direccional tuvieron problemas al deslizar al final logran
mantener la tangente en 12 ¼’’.
Figura 40: Perfil direccional Auca 2 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,0000 500 1000 1500 2000 2500 3000
Plan Direccional (MD)
PLAN
REAL
62
3.2.3. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 3
El objetivo principal de este pozo es Hollín superior, en la figura # 41 se denota
un desplazamiento horizontal aproximadamente de 3000’ su perfil direccional
no cabe duda que es tipo J, además se el TD del pozo es más profundo de lo
planeado.
Figura 41: Perfil direccional pozo Auca 3 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000
Plan Direccional (MD)
PLAN REAL
63
3.2.4. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 4
En la figura # 42 se logra ver el plan direccional se siguió de acorde al plan, el
objetivo principal de este pozo es Hollín superior, en este pozo trabajaron
cuidadosamente en la sección de 16’’ según lo indicado en la reglas anticolisión,
por los pies perforados en conglomerados de tiyuyacu la broca # 4 presento
desgaste y salió fuera de calibre.
Figura 42: Perfil direccional pozo Auca 4 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
0 1000 2000 3000
Plan Direccional (MD)
PLAN
64
3.2.5. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 7
Se logra ver en la figura # 43 que el perfi l direccional se siguió de manera
correcta con leve diferencia aproximadamente @ 8400’, donde se construye por
encima del plan ya que las lutitas de Napo presentes en las formaciones bases
(base + formación) tienden a tumbar, por lo que se observa @ 9721’ el BHA
comienza a tumbar la dirección consiguiendo de manera adecuada lo refere nte
al plan, el objetivo principal es la arena hollín.
Figura 43 : Perfil direccional pozo Auca 7 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
9721
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000 -100 400 900 1400 1900 2400 2900
Plan Direccional (MD)
PLAN
65
3.2.6. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 8
En el figura # 44 se observa en el trabajo direccional real para lograr la
trayectoria adecuada hasta el objetivo principal construyen por encima de lo
planeado @ 7168’, ya que desde Tena y sobre todo las lutitas de Napo tienden
a tumbar el ángulo de perforación, de manera que al atravesar esta zona se
encuentren dentro del plan, el objetivo principal de este pozo es arenisca ‘’T’’
inferior.
Figura 44: Perfil direccional pozo Auca 8 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000 -100 400 900 1400 1900 2400 2900
Plan Direccional (MD)
PLAN
9504
ARENISCA "T" INFERIOR
9629
10451
CALIZA M-1
10211
10352
10368
BASE ARENISCA "U" INFERIOR
ARENISCA"T" SUPERIOR 9860
8657
9431
10155
9624
9372
9421BASE CALIZA M-2
9666
TENA 8241
8967
92019678
9155
89519414ARENISCA BASAL TENA
CALIZA "B"
NAPO
BASE CALIZA M-1
HOLLÍN INFERIOR
HOLLÍN SUPERIOR
10810PROFUNDIDAD TOTAL
10684
10285
CALIZA "A"
ARENISCA "U" SUPERIOR
ARENISCA "U" INFERIOR
9996
10121
9845
10620
CALIZA M-2 9858
9909
BASE ARENISCA "T" INFERIOR 10526
CALIZA "C" 10612
10164
10012
10095
9940
10103
9710
FORMATION MD TVD
TIYUYACU 6800 6559
ORTEGUAZA 5812 5659
CONGL. SUPERIOR 6887 6638
BASE CONGL. SUPERIOR 7245 6961
CONGL. INFERIOR 8144 7780
BASE CONGL. INFERIOR 8465 8069
66
3.2.7. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 9
En objetivo principal de este pozo es arenisca T inferior, en la figura # 45 en el
plan direccional se logra ver que tiene un desplazamiento horizontal de 3450’,
además logran mantener la tangente en 12 ¼’’ a pesar de los problemas
presentados en el trabajo direccional, en la sección 8 ½’’ falto levemente tumbar
ángulo para cumplir a cabalidad con el plan direccional.
Figura 45: Perfil direccional pozo Auca 9 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
-100 400 900 1400 1900 2400 2900 3400 3900
Plan Direccional (MD)
PLAN REAL
67
3.2.8. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 10
El objetivo principal de este pozo es arenisca T inferior, en la figura # 46 se
puede apreciar que este pozo tiene un TD más profundo que los pozos
anteriores además tiene un desplazamiento horizontal más alto, por lo que su
complejidad aumenta al momento de perforar, sin embargo logran mantener la
tangente sin problemas llegando un TD más profundo de lo planeado hasta el la
arenisca Hollín inferior.
Figura 46: Perfil direccional pozo Auca 10 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
12,000
0 2000 4000 6000
Plan Direccional (MD)
PLAN REAL
68
3.2.9. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 11
El objetivo de este pozo es la arena Hollín, además se observa que un pozo con
un alto desplazamiento horizontal 4930 pies por lo que es más complejo
alcanzar el objetivo deseado ya que cada formación tiene a desviar la
trayectoria del BHA, además la limpieza del hoyo por su inclinación es más
compleja.
Figura 47: Perfil direccional pozo Auca 11 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
12,000
-100 400 900 1400 1900 2400 2900 3400 3900 4400 4900
Plan Direccional (MD)
PLAN REAL
FORMACION MD TVD
ORTEGUAZA 6200 5627
TIYUYACU 7298 6559
CONG. SUP 7409 6654
CONG. SUP BASE 7865 7042
CONG. INF 8681 7696
CONG. INF BASE 9170 8087
TENA 9375 8247
BASAL TENA 10235 8937
NAPO 10265 8998
HOLLIN 11540 10102
TD 11750
69
3.2.10 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO
AUCA 12
En la figura # 48 en el perfil direccional se observa que el plan direccional se
cumple de manera optima, el objetivo principal de este pozo es arenisca T
inferior, además se observa que aproximadamente en la sección de 8.5’’ la
tendencia del BHA es a tumbar ángulo esto se debe principalmente por la
presencia de lutitas de Napo en este intervalo.
Figura 48: Perfil direccional pozo Auca 12 & geología perforada
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000
12,000
-100 400 900 1400 1900 2400 2900 3400 3900 4400 4900
Plan Direccional (MD)
PLAN
70
3.3. INGENIERÍA PERFORACIÓN 10 POZOS ANALIZADOS
Cabe mencionar que los valores graficados de tiempo no productivo (NPT) son
definidos una vez finalizado el pozo, alguno de ellos no constan en la curva de
tiempo, además para estas graficas no se toma en consideración la sección de
26’’ ya que pies perforados no son mayores a 300 pies.
3.3.1. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 1
En la figura # 49 se logra ver que el pozo tuvo un buen desempeño ya que tuvo
pocas NPT en las líneas de servicios (5.5 hrs por Drilling fluids), perforo 10 776
pies en 12.5 días lo que da como resultado 862 pies por día un buen
desempeño, además tuvo una ROP de 63.7 pies por hora muy aceptables
tomando en cuenta que este campo cuenta con conglomerados.
El alcance del objetivo de 56 % es muy aceptable, ya que la eficiencia es
tomando en cuenta una distancia centro a centro (ultima coordenada TD pozo
perforado vs coordenada arena productora) el radio máximo de distancia
permitido por la operado entre los dos puntos de de 25 ft, para mejorar la
eficiencia en el alcance del objetivo (arena productora), es necesario usar
configuración que permitan realizar el trabajo direccional requerido.
71
Figura 49 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 1
0.0
5.5
00.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
12.5
22.85
0
5
10
15
20
25
AUCA 1
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
862.08
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
AUCA 1
PIES X DIA
63.7
0
10
20
30
40
50
60
70
AUCA 1
ROP (PIE/HR)
10776
2843.2
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 1
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
56%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 1
ALCANCE OBJETIVO (%)
72
3.3.2. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 2
En la siguiente grafica # 50 se puede observar que el pozo Auca 2 han tenido
varios problemas, aproximadamente 2 días perdidos a causa de los NPT en
las línea de fluidos y de direccional, lo que a merita un análisis más a profundo
cuales fueron las causas principales también como reducirlas , además se
puede ver que el desempeño tanto en ROP y pies perforados por día fue menor
al del Auca 1, sumado a esto no lograron direccionalmente llegar al radio de 25
ft como mínimo en distancia centro a centro con respecto al objetivo principal,
esto se debe principalmente a los problemas que tuvieron en el trabajo
direccional de 12 ¼’’, cuando perforan 8 ½’’ no consiguen tumbar ángulo de la
manera deseada por lo quedan distanciados del objetivo principal @ 27.34’ pies
73
. Figure 50: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 2.
23.0
22.0
00.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
16.00
25.57
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
Auca 2
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
53.3
0
10
20
30
40
50
60
Auca 2
ROP (PIE/HR)
10653
2633.0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Auca 2
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
0%0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Auca 2
ALCANCE OBJETIVO (%)
667
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Auca 2
PIES X DIA
74
3.3.3. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 3
En la grafica # 51 de ingeniería de perforación se nota que hay considerables
NPT 15 horas por fluidos de perforación el cual se debió a operaciones de
rimado, y 33 horas por cambio de broca, en cuanto a ROP y pies por días tiene
un muy buen desempeño 75.1 y 737 respectivamente, además los días de
perforación , días totales se encuentran en buenos valores, si se hubieran
evitado las NPT los días totales seria menores aproximadamente 2 días menos
de igual manera hubieran disminuido los días de perforación , lo que queda a
mejorar es la distancia centro a centro con el objetivo principal ya que no entran
en el radio mínimo de 25 pies y reducción de NPT.
75
Figura 51: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 3
0.0
15.0
33
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
14.71
24.15
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
AUCA 3
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
75.1
0
10
20
30
40
50
60
70
80
AUCA 3
ROP (PIE/HR)
10840
2909.7
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 3
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
0%0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Auca 2
ALCANCE OBJETIVO (%)
737
0
100
200
300
400
500
600
700
800
DIAS PERFORACION
PIES X DIA
76
3.3.4. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 4
En las siguiente graficas # 52 se observa que tuvieron un bajo rendimiento en
cuanto a ROP y pies perforados por día en comparación a otros pozos esto se
ve reflejado en días totales y días de perforación, además este pozo tiene un
alto NPT en DS, en cuanto al alcance de objetivo logran un 41 % dentro del
radio de 25 pies es decir quedan a una distancia centro a centro de @ 14.87
pies del objetivo principal.
77
Figure 52 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 4
48.5
0.0 00.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
18.00
27.23
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
AUCA 4
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
55.4
0
10
20
30
40
50
60
AUCA 4
ROP (PIE/HR)
10827
3057.6
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 4
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
41%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 4
ALCANCE OBJETIVO (%)
602
0
100
200
300
400
500
600
700
AUCA 4
PIES X DIA
78
3.3.5. INGENIERIA PERFORACION POZO AUCA 7
En las grafica # 53 de ingeniería de perforación se nota que el pozo tuvo un
bajo desempeño en cuanto a ROP en relación a los otros pozo apenas 45 pies
por hora, además sus días totales llegan a 28.09 días lo que indica que el pozo
tuvo problemas en las diferentes operaciones tanto en perforación y en tiempo
plano , su desplazamiento horizontal no fue complejo, los pies perforados por
día también fueron bajos 592 pies por día lo que aumento los días de
perforación, otro punto a mejorar son las NPT ya que tuvieron 25 hrs (suma de
todas la líneas de producto) el mayor de ellos por fluidos de perforación e l cual
son 15 hrs por tiempo excesivo rimado, un punto a resaltar es el trabajo
direccional ya que logran entrar dentro del radio de 25 pies un 76 % (del
objetivo principal), esto debe a que toman en cuenta la tendencia de cada
formación
79
Figure 53: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 7
5.0
15.0
5.0
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
18.36
28.09
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
AUCA 7
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
45
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
AUCA 7
ROP (PIE/HR)
10860
2555.0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 7
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
76%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 7
ALCANCE OBJETIVO (%)
592
0
100
200
300
400
500
600
700
AUCA 7
PIES X DIA
80
3.3.6. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 8
En las grafica # 54 de ingeniería de perforación del pozo Auca 8 se nota que
obtuvieron un buen desempeño en cuantos días de perforación logrando 798
pies perforados por día, además tienen una rata de penetración aceptable de 55
pies por hora, en el trabajo direccional tuvieron muy buen desempeño con un 72
% un aspecto a mejorar son las NPT en las líneas de fluidos de perforación ya
presentan 14.5 hrs debido al exceso de tiempo rimando en los viajes de BHA.
81
Figure 54: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 8
0.0
14.5
0.00.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
14.0
16.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
13.24
26.33
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
AUCA 8
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
55.3
0
10
20
30
40
50
60
AUCA 8
ROP (PIE/HR)
10563
2730.2
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 8
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
72%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 8
ALCANCE OBJETIVO (%)
798
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
AUCA 8
PIES X DIA
82
3.3.7. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 9
En la figura # 55 se ve que hay un alto NPT en la por DS esto se debe a los
viajes a superficie por problemas de decodificación y falla de del BHA.
Además se observa que los días de perforación son altos y por ende el
desempeño de las ROP y PIES X DIA son regulares este indicador baja debido
a los problemas en la línea de DS, en cuanto al trabajo direccional consiguen un
objetivo del 30% del radio de 25 pies es decir quedan a una distancia centro a
centro @ 17.44 pies.
83
Figura 55: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 9
67.5
2.00.0
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
70.0
80.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
19.79
27.69
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
AUCA 9
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
551
0
100
200
300
400
500
600
AUCA 9
PIES X DIA
51.4
0
10
20
30
40
50
60
AUCA 9
ROP (PIE/HR)
10895
3450.9
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 9
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
30%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 9
ALCANCE OBJETIVO (%)
84
3.3.8. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 10
En la figura # 56 se logra analizar lo siguiente: pesar del los NPT de 20 hrs por
falla del MWD atribuidas a Drilling Services, el pozo tuvo muy buen desempeño,
en trabajo direccional lograron mantener la tangente a pesar de su alto
desplazamiento horizontal además alcanzo un objetivo es distancia centro a
centro de 53% muy bueno considerando que el radio permisible es 25 pies ,
además tuvo bajo días de perforación y buen desempeño en pies perforados
por día ( 720), las ROP son aceptables estas se ven disminuidas por el arduo
control de parámetros en conglomerados, en definitiva el pozo tuvo muy buen
desempeño, se puede mejorar disminuyendo los NPT.
85
]
Figura 56: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 10
20.0
4.5
0.00.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
16.81
29.66
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
35.00
AUCA 10
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
720
0
100
200
300
400
500
600
700
800
AUCA 10
PIES X DIA
57
0
10
20
30
40
50
60
AUCA 10
ROP (PIE/HR)
12098
6126.4
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
AUCA 10
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
53%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 10
ALCANCE OBJETIVO (%)
86
3.3.9. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 11
En la figura # 57 se nota que este pozo tuvo un excelente desempeño ya que
no tuvo NPT en las líneas de perforación , además los pies de perforación por
día son óptimos (764), la ROP se ve disminuida porque al pasar conglomerados
estas se controlan (disminuyen) para evitar ani llamiento en la broca, en
conclusión a pesar de su alto desplazamiento horizontal el desempeño en
operaciones fue excelente, en lo que se refiere a trabajo direccional , como
objetivo principal(arena productora) en distancia centro a centro no lograron
entrar dentro de los 25 pies de distancia mínima de radio , esto se debe
principalmente al ser un pozo con alto desplazamiento horizontal es complicado
mantener la trayectoria direccional por la tendencia de cada formación a tumbar
o construir ángulo.
87
Figure 57: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 11
0.0 0.0 0.00.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
14.98
27.81
0.00
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
AUCA 11
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
764
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
AUCA 11
PIES X DIA
50.2
0
10
20
30
40
50
60
AUCA 11
ROP (PIE/HR)
11452
4930.6
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
AUCA 11
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 11
ALCANCE OBJETIVO (%)
88
3.3.10. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 12
En la siguiente grafica # 58 se observa que este pozos tuvo un excelente
rendimiento de forma general, en cuanto NPT de las principales líneas de
servicios de perforación fueron nulas, los pies por día son altos (833) , además
las ROP son muy buenas y la distancia centro lograron un buen porcentaje
estar dentro del radio de 25 pies con respecto a la arena productora, en
conclusión este es uno de los mejores pozos perforados ya que no tuvo
inconvenientes y las operaciones de perforación fueron optimas.
89
Figure 58: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 12
0.0 0.0 0.00.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
DS DF DB
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
NPT LINEAS (HRS)
13.27
22.70
0
5
10
15
20
25
AUCA 12
DIAS PERFORACION
DIAS TOTALES
833
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
AUCA 12
PIES X DIA
62.6
0
10
20
30
40
50
60
70
AUCA 12
ROP (PIE/HR)
11058
4301.0
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
AUCA 12
PIES PERFORADOS
DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL (PIE)
59%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
AUCA 12
ALCANCE OBJETIVO (%)
90
3.4. RESUMEN DE CAUSAS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS
(NPT)
En la tabla # 2 se puede apreciar el número de horas de NPT por cada línea de
servicios y descritas por pozos, los tiempos no productivos estas presentes en
las operaciones de perforación pero estos se pueden reducir mas no eliminar
por completo, reducir con una optimización continua de las operaciones de
perforación
Tabla 2: Resumen NPT de 10 pozos perforados en el campo Auca
POZOS
NPT POR LINEAS (HORAS)
DS DF DB
AUCA 1 0.0 5.5 0
AUCA 2 23.0 22.0 0
AUCA 3 0.0 15.0 33
AUCA 4 48.5 0.0 0
AUCA 7 5.0 15.0 5
AUCA 8 0.0 14.5 0
AUCA 9 67.5 2.0 0
AUCA 10 20.0 4.5 0
AUCA 11 0.0 0.0 0
AUCA 12 0.0 0.0 0
TOTAL 164.0 78.5 38.0
91
Donde:
DS: Servicios de perforación direccional
DF: Servicios de fluidos de perforación
DB: Servicios de brocas de perforación.
En la tabla # 2 también se logra ver que el mayor tiempo no productivo está
presente en la línea de DS esto se debe mayormente a las siguientes causas:
Problemas dirección del pozo ( tendencias de cada formación)
Alto torque o arrastre
Falla de herramientas direccionales.
Colgamiento de la sarta de perforación
En la línea de DF se aprecia que también tiene un considerable tiempo no
productivo esto se debe por:
Pega de tubería
Viajes acondicionado el hoyo ( rimado)
La línea de DB tiene bajas NPT lo que significa que las ROP en la mayoría de
los pozos fueron muy buenas, mayormente se atribuye NPT a esta línea por
bajo ROP esto se da por las siguientes causas:
Anillamiento de la broca
Broca fuera de calibre
Configuración no adecuada ( Jets , TFA, Aletas, longitud cortadores)
Desgaste general broca (cuerpo, cortadores, etc) o perdida de cono en
fondo (broca cuando tiene partes móviles como triconica.
92
CAPÍTULO IV
93
ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN Y RESULTADOS
La metodología para determinar las causas de NPT son las siguientes:
I. Realizar comparación del pozo actual vs un pozo offset, el cual
debe cumplir los siguientes requisitos:
a. Tener el mismo perfil que el pozo actual (tipo J).
b. desplazamiento horizontal (VS) similar.
c. Dirección del pozo (Azimuth) similar al offset.
II. Revisión de los reportes finales de cada línea :
a. Reportes final servicios de perforación direccional
b. Reporte final de brocas de perforación
c. Reportes finales de fluidos de perforación.
III. Revisión parámetros de perforación.se utiliza el software Wellcad.
IV. Revisión de viajes de BHA uso de software Wellcad.
V. Revisión de reportes diarios de perforación (si es el caso) para
conocer al detalle la operación.
Cabe mencionar que para el análisis de tomara como referencia la
profundidad medida (MD) y no la profundidad vertical (TVD)
94
4.1. ANÁLISIS POZO AUCA 1
El pozo tiene 5.5 hrs de NPT en la línea de servicios de fluidos de perforación
(DF), esto se debió a un excesivo rimado en la sección de 12 ¼’’ en la
formación tiyuyacu riman 848 pies mientras que en la formación tena apenas
225 pies , el tipo de fluidos usado es base tipo agua.
Que es el rimado: es una operación de perforación que se realiza en los viajes
de BHA donde hay problemas e inconvenientes para que este pueda subir o
bajar libremente por lo que se acondiciona el hoyo; mediante la operación de
prender bombas para que haya circulación de fluido en el hoyo sumado a
encender el top drive de manera de dar rotación a la sarta, esta operación en
general toma más tiempo que una operación de viajes de BHA normal.
95
Figura 59: Curva de tiempo pozo Auca 1 con descripción de los NPT
8853
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 5 10 15 20 25 30
CURVA TIEMPO VS PROFUNDIDAD AUCA 1
96
4.1.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS
En la figura # 60 se observa el comportamiento de la curva de densidad del
fluido utilizado en el pozo Auca 1 vs un pozo offset (pozo de similares
características), en esta se observa que la densidad no fue la adecuada, ya que
comparando la curva de densidad del pozo actual vs el pozo offset, se debió
trabajar la sección de 12 ¼’’ con mayor densidad aproximadamente desde
7500’ pies de profundidad medida hasta la profundidad total (TD) de la sección.
Figure 60: Curva densidad pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 12 ¼’’
8853.0
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
9.40 9.60 9.80 10.00 10.20 10.40 10.60 10.80
DENSIDAD OFFSET VS. ACTUAL - SECCION 12 1/4 ''
Densidad ppg
Densidad ppg
Pozo actual
Auca 1 vs Pozo offset
97
En la figura # 60 se observa que el pozo offset se sube la densidad del lodo de
perforación @ 7500’ pies de profundidad medida en 0.2 ppg con esto se
mejoro la estabilidad en las paredes del hoyo mientras que en el pozo actual
falto aumentar por lo menos 0.2 ppg esta propiedad a lo largo de la sección de
12 ¼’’ (desde 6000’ hasta 10000’ pies de profundidad medida).
En la grafica # 61 se compara el porcentaje de lubricidad del pozo actual vs el
pozo offset, el porcentaje de lubricante usado el Auca 1 no fue el óptimo, ya que
se debió usar un porcentaje de 2 % en adelante.
Figura 61: Porcentaje de lubricante pozo Auca 1 vs offset sección 12 ¼’’
6833.00
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
12000.00
0 1 2 3 4
Porcentaje de lubricante presente en lodo de perforación
Lubricante %
Lubricante %
Pozo actual Auca 1 vs Pozo offset
98
El Lubricante usado es en base de surfactantes orgánicos y ácidos grasos
modificados de manera que forme una película protectora en el BHA, en el pozo
offset se uso un porcentaje mayor de lubricante @ 6970 pies de profundidad
medida aproximadamente, bombearon píldoras lubricantes para poder realizar
el trabajo direccional ya que había un elevado torque del top drive, después se
trabajo con un porcentaje mayor a 2.5 % en volumen para disminuir la fricción
en los puntos de contacto del BHA además realizar viajes de BHA más limpios.
4.1.2. ANÁLISIS DEL NPT
Mediante las graficas # 59 y # 60 se determina que la causa principal de los
NPT por rimado se debe a la falta de lubricante el cual se debe adicional en un
porcentaje de 2 % en volumen en adelante para la sección de 12 ¼’’, además la
lubricidad permite reducir la fricción en los puntos de contacto del BHA, esto
ayuda en las operaciones de perforación (reducción de torque y arrastre) y en
los viajes de BHA.
Otro aspecto a mejorar es la curva de densidad del lodo de perforación la cual
debe ser realizada en base a pozos offset, ya que en la mayoría de los casos la
empresa operadora no cuenta con información como presión de poro y presión
de fractura, estas permiten determinar de forma óptima la densidad del lodo de
perforación para las operaciones.
En la tabla # 3 se puede ver las buenas prácticas usadas en el pozo Auca 1 vs
aspectos de operaciones que se puede mejorar y aplicar para futuras
perforaciones de pozos petroleros.
99
Tabla 3 : Descripción de las operaciones de perforación pozo Auca 1
SECCIONES
/ PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRACTICAS
OPTIMAS PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Viaje a superficie BHA x 40 - 45
hrs perforación
Tomar en consideración el estado
mecánica del taladro
Aprovechar la potencia hidráulica
y altas ROP Chalcana N/A
SECCION 12
1/4''
Control Parámetros
Conglomerados
Tomar en cuenta la configuración del
BHA con LWD ya que ocasiona rimados
Viaje Corto por 40 a 45 horas de
perforación en 12 1/4''
Bombear píldoras lubricantes cuando
hayan puntos de apoyo o apretados, en
los viajes de BHA / trabajar con una
concentración mayor a 2 % en
lubricante en 12 ¼’’
Se usó motor de baja lo que
permitió trabajar con caudales
mayores aumentando la limpieza
sin afectar ROP en 12 1/4''
Evitar deslizar en formaciones duras
como en calizas
SECCION 8
1/2''
Optimo procedimiento de toma de
registros N/A
Control caudal de f lujo (gpm) para
evitar daño a las arenas N/A
100
4.2. ANÁLISIS POZO AUCA 2
Este pozo tiene altas NPT 23 horas por DS (servicios de perforación
direccional), y 22 horas por DF (servicios de fluidos de perforación)
En figura # 62 se observa en la sección de 16’’ pulgadas se tiene fuertes
problemas de rimados en los viajes de calibración con el BHA # 4 estos
intervalos rimados suman 14.5 horas, en la sección de 12 ¼’’ el rimado con el
BHA # 6 es 7.5 hrs, sumado todos los NPT por rimado en los viajes de BHA da
un total de 22 horas.
Los NPT por Drilling Services (DS) se da por bajas ROP (rata de penetración)
al deslizar con el BHA # 7 da un total de 23 horas.
101
Figura 62 : Curva de tiempo pozo Auca 2 con descripción de los NPT
725
1284
5729
7000 7525
8654
9871 9886
10853
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
CURVA TIEMPO VS PROFUNDIDAD AUCA 2
RIH V.C BHA# 4 Rimando BHA # 4 4815 - 5729' ( 9 hrs)
RIH BHA # 6 Rimando @ 6925' - 7525' (7.5
Perforan Deslizando bajo ROP @ 9700' - 9849' (23 hrs)
POOH V.C # 2BHA # 4 Rimando @ 5729' hasta 4956' (5.5 hrs)
MD (PIES)
DIAS
102
4.2.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS
4.2.1.1 Sección 16 ’’
En el siguiente gráfico # 63 se observa el pozo actual Auca 2 comparado vs un
pozo offset de similares características, donde se verifica el porcentaje de arcilla
reactiva mediante una prueba conocida como MBT (prueba de azul metileno),
la cual indica que la reactividad de la arcilla en pozo Auca 2 es mayor a la del
offset por lo tanto tiende a hincharse con mayor facilidad tomando en cuenta
que el fluido es en base agua.
Figure 63: MBT Pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 16’’
Desde el inicio de la sección hasta el TD (profundidad total) de la misma se
verifica; la prueba MBT indica que la reactividad de la arcilla en el pozo offset es
0.00
1000.00
2000.00
3000.00
4000.00
5000.00
6000.00
7000.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00
MBT Offset vs. Actual
MBT lb/bbl
MBT lb/bbl
Pozo actual Auca 2 vs
Pozo Off set
103
menor, por lo tanto se tiene menores problemas al perforar la formación
Chalcana mientras que el pozo actual se verifica que la reactividad de la arcilla
es mayor por lo que tiende a hínchanse rápidamente.
4.2.1.2 Sección 12 ¼’’
En figura # 64 se observa que la reactividad de la arcilla del pozo actual es alta
(Auca 2) comparado a su pozo offset, por lo que las concentraciones de
inhibidores de arcillas en el fluido de perforación deben ser mayores.
Figure 64: MBT Pozo Auca 2 vs Pozo offset sección 12 1/4’’
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00
MBT Offset vs. Actual
MBT lb/bbl
MBT lb/bbl
Pozo actual Auca 2
vs Pozo Off set
104
4.2.2. CAUSAS NPT: POR DIRECCIONALES
Los NPT se da con el BHA # 7 pero se puede analizar las operaciones a lo largo
de la sección de 12 ¼’’ respecto al trabajo direccional:
En la sección de 12 ¼’’ tienen varios problemas en cuanto al trabajo direccional
ya que no se toma en cuenta las tendencias de las formaciones a desviar la
trayectoria del BHA por ejemplo el BHA # 5 tuvo una fuerte tendencia a tumbar
en la transición Orteguaza y tiyuyacu por lo que deslizan además hubo
problemas de arrastre en este BHA.
En el BHA # 6 se logra mantener estable la tendencia de inclinación en
tiyuyacu.
En la perforación del BHA # 7 se dio 23 horas de NPT ya que para seguir la
trayectoria planeada se deslizo en la caliza M2 además presentaron problemas
de colgamiento lo cual se logra mitigar con bombeo de píldoras lubricantes
En la figuras # 64 y # 65 se verifica las configuraciones usadas de BHA del
pozo Auca 2 en la sección de 12 ¼’’, comparando las dos figuras se observa
las herramientas usadas en cada BHA.
105
Figura 65: Configuración BHA # 6 usado en el pozo Auca 2
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
En la figura # 65 se aprecia BHA #6, este es un ensamblaje direccional sin
mayores puntos de contacto (Columna de Gauge)
Figura 66: Configuración BHA # 7 usado pozo Auca 2 con problemas de ROP
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
106
En la figura # 66 verifica que la configuración de BHA # 7 es de tipo full (con
herramientas adicionales), lo que provoca mayores puntos de contacto en los
viajes de BHA y en la perforación, esto se debe a los diámetros externos de las
herramientas (Columna de Gauge.)
4.2.3 ANALISIS NPT
Los NPT por rimado se dio a la falta de uso de una la concentración mayor de
inhibidores de arcilla (lb/ barril), las formaciones donde se presento el mayor
tiempo de rimado fueron Chalcana y tiyuyacu en donde predominan las arci llas,
por ende al ser el fluido de perforación base agua estas tienden a hincharse por
lo que es necesario usar una mayor concentración de inhibidor ya que según
las pruebas MBT estas formaciones eras mas reactivas que las del pozo offset.
Además se recomienda uso de píldoras surfactantes para evitar embolamientos
de la broca, también se debe asegurar un alto caudal en lo que se refiere a
perforación de arcillas sobretodo de la formación chalcana.
En la tabla # 4 se observa que la composición de las formaciones donde ocurrió
rimado es mayormente compuesta por arcillas.
107
Tabla 4 : Descripción formaciones donde hubo mayor tiempo de rimado.
Formación Descripción Sección
CHALCANA
constituida principalmente por arcillolitas ,
sumado a depósitos finos de limolitas ,
intercalados con lentes finos de arenas
16''
TIYUYACU
Formada principalmente por arcillolita
intercalada con niveles de limolita y arenisca
además dos cuerpos de conglomerados bien
definidos (superior e inferior)
12 1/4''
En la figura # 67 se logra ver a fondo la formación tiyuyacu que está compuesta
por dos conglomerados en los cuales en el avance (ROP) debe ser menor para
evitar ani llamientos en la broca.
108
Figura 67: Esquema gráfico de la formación tiyuyacu compuesta por los dos
miembros de conglomerados
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
109
Las baja ROP en DS deslizando (operación de perforación) se debe:
I. Desvió de la trayectoria direccional, obliga a deslizar en formación
dura.
II. BHA full (varios puntos de contacto)
En lo referente a problemas de trabajo direccional, se debe tomar en cuenta las
tendencias de BHA por cada formación de manera que la ejecución direccional
del pozo cumpla con el programa de perforación, además evitar deslizar en
formaciones duras como caliza porque el avance es pobre.
El uso de herramientas adicionales como LWD son beneficiosas ya que
permiten obtener mayor información del hoyo, pero aumentan los puntos de
contacto con las paredes del hoyo generando colgamientos (no llega el peso
aplicado a la broca)
En la tabla # 5 se observa aspectos a mejorar en las operaciones de este pozo.
110
Tabla 5: Descripción prácticas pozo Auca 2
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 2
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Viaje a superficie cambio BHA x 40 -
45 hrs perforación
Usar mayor concentración de inhibores de
arcillas cuando la reactividad de la arcilla
sea alta
Aprovechar la potencia hidráulica y
altas ROP Chalcana
Bombear píldoras con surfactante para
evitar embolamiento de la broca
SECCION 12 1/4''
N/A Bajo peso en la broca para evitar
vibraciones + cuidar broca en
conglomerados masivos
Viaje Corto por 40 a 45 horas de
perforación en 12 1/4''
Usar estabilizador 11 3/4" para tener una
tendencia de construcción en tena
N/A
Evitar deslizar en formaciones duras como
en calizas / tener en cuenta la
configuración del BHA con LWD en los
viajes y perforación.
SECCION 8 1/2''
Optimo procedimiento de toma de
registros N/A
Control de caudal para evitar daño a
las arenas N/A
111
4.3. ANÁLISIS POZO AUCA 3
Este pozo tuvo 15 horas (negociadas) de NPT por DF y 33 horas por DB.
Figura 68: Esquema gráfico de problemas de rimado y pega Auca 3
RIH LIBRE
Sección 16’’
Csg 13 3/8’’
Pega tubería BHA # 7
@ 8580’ (8.5 hrs.)
Seccion 12 ¼’’
hueco abierto
RIH BHA # 7
rimando desde
7135' hasta 8580'
MD. (9.5 hrs)
RIH Rimando BHA
#7 @ 8580’ – 8750’
(6 hrs)
(6 hrs)
112
4.3.1. CAUSAS NPT: FLUIDOS
En las gráficas # 69 y # 70 se observa el viaje de RIH BHA # 7 incrementan la
densidad en 0.2 ppg y el porcentaje de lubricante en 0.5 % en volumen @
8750’ pies de profundidad, la causa principal del fuerte rimado se debe a que se
uso una debida concentración de inhibidor de arcillas (lb/bl) en la sección de 12
¼’’.
Figura 69: Densidad Pozo Auca 3 vs Pozo offset sección 12 ¼’’
8750.0
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
9.00 9.50 10.00 10.50 11.00
Densidad Offset vs. Actual
Densidad ppg
Densidad ppg
Pozo actual Auca 3
vs Pozo Off set
113
Figura 70 : Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’
8750.0
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
12000.00
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00
Porcentaje de lubricante presente en lodo
Lubricante %
Lubricante %
Pozo actual Auca 3
vs Pozo Off set
114
Figura 71: Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’
La causa principal de los NPT en la línea de fluidos de perforación es la falta de
concentración de inhibidor de arcilla en el pozo actual, como verifica en la
figura # 71, en el pozo offset la concentración usada es mayor, esto influye ya
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
5934 7215 7753 8245 8590 8853 9260 10012 10012 10012 10012
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
INHIBIDOR DE ARCILLAS (LB /BL )
CLAYTROL
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
7207 8423 8750 8750 8990 9622 9631 10039 10039
10 11 12 13 14 15 16 17 18
CLAYTROL
Pozo actual
Auca 3 vs Pozo
Offset
115
que la zona de rimado es tiyuyacu y sus conglomerados, compuestos
principalmente por arcillas.
4.3.2. CAUSAS BAJO AVANCE DE LA RATA PENETRACIÓN
La broca a su salida presento una calificación 2-3-CT-S/G-X-1/16-BT-PR,
además salió fuera de calibre esto se debe al rimado (operación: encendido de
bombas para dar caudal + rotación del top drive) en la zona de conglomerados
lo que desgato la broca sumado a la acción de los martillos hidráulicos para
poder liberar el BHA en la zona de pega.
Figura 72: Medición calibre broca usada con el BHA # 7 pozo Auca 3
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
116
4.3.3. ANÁLISIS NPT
En este pozo las NPT por DF se debió a la falta de concentración de inhibidor
de arcillas, además leve falta de aumento de densidad en el fluido de
perforación ya que esta debió ser entre 0.2 y 0.3 ppg mayor a la usado en el
intervalo de viaje donde hubo problemas, esto se debe principalmente a que las
operadoras en la mayoría de casos no cuentan con los datos de presión de poro
y gradientes de fracturas.
Otra práctica a tener en cuenta es realizar viajes de calibración antes de seguir
con la perforación de conglomerados aun mas cuando se introduce un BHA
(con otra configuración) por ejemplo con LWD, como se dio en este caso
sumado a esto el porcentaje de lubricante en el lodo de perforación debe ser
igual o mayor a 2 % en la sección de 12 ¼’’ de manera que permita realizar
viajes de BHA más limpios.
Para evitar daño en la broca, el técnico de brocas debe trabajar conjuntamente
con el perforador, indicando cuáles son los parámetros máximos que puede
soportar la misma referente a operaciones de rimado y golpes de martillo
hidráulico, para evitar un desgaste prematuro de la herramienta como
consecuencia el avance va a ser pobre.
En la tabla # 6 se observa un resumen de las prácticas usadas en el pozo Auca
3 con los respectivos parámetros a mejorar.
117
Tabla 6: Descripción practicas Auca 3
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN DE PRÁCTICAS AUCA 3
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Viaje a superficie cambio
BHA x 40 - 45 hrs perforación
Chequear las condiciones del taladro previo a
la perforación
Aprovechar la potencia
hidráulica y altas ROP
Chalcana
N/A
SECCION 12
1/4''
N/A
Coordinar parámetros de rimado con
brocologo sobretodo cuando esto se realiza
en conglomerados
Viaje Corto por 40 a 45 horas
de perforación en 12 1/4''
En pega de tubería considerar valores
máximos de tensión ya que los golpes con
martillo afectan a la broca.
N/A
Mantener buena limpieza del hoyo 12 ¼ +
usar mayor concentración de inhibidor de
arcillas en tiyuyacu y conglomerados +
tomar en cuenta configuración de BHA +
Realizar viajes de calibración antes de bajar
BHA full (con BHA convencional con
ensamblajes similares)
SECCION 8
1/2''
N/A N/A
Control galonaje para evitar
daño a las arenas N/A
118
4.4. ANÁLISIS POZO AUCA 4
Este pozo tuvo altos NPT atribuidos a la línea de DS.
Estos se dan de la siguiente manera:
119
Figure 73: Curva de tiempo pozo Auca 4 con descripción de los NPT
5163
5541 5910
9618 10125
11015
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32
CURVA TIEMPO VS PROFUNDIDAD AUCA 4
Falla MWD BHA # 4 Perforando @ 5163' (1.5 hrs)
viaje superficie x falla MWD BHA #4 @ 5541' (18
hrs)
Alto torque al perforar 12 1/4'' BHA # 7 @ 9618' + viaje a superficie para cambio de BHA (29 hrs)
MD
DIAS
120
4.4.1. CAUSA NPT: POR DIRECCIONALES
I. Referente a la falla de MWD en 16 ‘’ (19.5 horas) :
Se evidencio erosión y desgaste prematuro de componentes en el modulo de
generación de pulso (UPA) especialmente en el alternador ademas la
presencia de sólidos ajenos a la composición del fluido de perforación;
generando una condición fuera de parámetros operacionales para el normal
desempeño de la herramienta (MWD).
La guía superior del ensamble interno del MVA (Main Valve assembly) del MWD
se erosionó críticamente figura # 74 al punto de quedar fuera de tolerancia y
perder el ajuste con la campana, generando tensiones laterales en la misma
que posteriormente condujeron a la fragmentación de ambos componentes
Figura 74: Partes de la herramienta MWD
Fuente: (Baker Hughes, 2008)
121
II. Problemas referentes alto torque
En la siguiente figura # 75 se observa que se bajo un BHA con MWD mas
LWD, lo que provoca mayores puntos de contactos del BHA por ende un mayor
torque, además el porcentaje de lubricante debe ser mayor o igual al 2 % en
volumen en el lodo de perforación cuando se baja ensamblajes full
(herramientas adicionales en el ensamblaje direccional BHA).
Figura 75: Ensamblaje BHA # 7 usado en el Pozo Auca 4
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
122
En la siguiente figura # 76 se verifica que recién suben el porcentaje de
lubricante de 1.5% a 2 % una vez que tienen problemas, aproximadamente @
9600’ pies de profundidad, esto repercute al trabajo direccional sobre todo
cuando bajan un ensamblaje full.
Figura 76: Porcentaje de lubricante usado Pozo Auca 4 vs Pozo offset
Sección 12 ¼’’
5000.0
6000.0
7000.0
8000.0
9000.0
10000.0
11000.0
12000.0
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50
Porcentaje de lubricante presente en lodo
Lubricante %
Lubricante %
Pozo actual
Auca 4 vs Pozo
Offset
123
Otro factor a consideración es la simulación de torque de cada BHA, el cual se
debe comparar con el torque máximo del top drive de manera evitar problemas
durante la perforación.
En la figura # 77 se observa un ejemplo de simulación de torque de unBHA
con respecto a la profundidad que este va perforando.
Figura 77: Ejemplo simulación de torque vs profundidad de un BHA
Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)
124
4.4.2. ANÁLISIS NPT
Para evitar fallas en las herramientas direccionales se debe realizar
mantenimiento periódico a las mismas dependiendo de las horas de trabajo (en
fondo del pozo), además probar las herramientas en superficie antes de usarla
en fondo.
Para un óptimo desempeño de la herramienta se debe monitorear el porcentaje
de sólidos presente en el lodo de perforación además incrementar el diámetro
del restrictor figura # 78 de la parte de la herramienta MVA (Main valve
assembbly) que pertenece al MWD, en condiciones de operación donde se
tenga caudales sobre los 900 gpm (galones por minuto) y pesos de lodo sobre
los 9 ppg.
Figura 78: Ensamblaje de la válvula principal del MWD
Fuente: (Baker Hughes, 2008)
125
Cuando se baja BHA con ensamblajes full, se debe coordinar entre el ingeniero
direccional y el ingeniero de fluidos el porcentaje de lubricante que se requiere
para que el BHA de perforación direccional, en los viajes y en la perforación
tenga un desempeño óptimo.
Con respecto al bajo ROP, en los ensamblajes de fondo full especialmente en
12 ¼’’ usar un porcentaje de lubricante en el fluido de perforación igual o mayor
al 2 % además considerar las simulaciones de torque y arrastre de cada BHA,
esto comparado a las limitaciones de torque del top drive de manera que la
perforación sea de forma continua sin paras por excesos de torque.
126
Tabla 7: Descripción practicas Auca 4
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 4
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Viaje a superficie cambio BHA x 40
- 45 hrs perforación
Realizar mantenimiento periódico a
las herramientas direccionales.
Aprovechar la potencia hidráulica y
altas ROP Chalcana
Controlar el porcentaje de sólidos
en el f luidos de perforación
SECCION 12 1/4''
N/A
Coordinar el porcentaje de
lubricante en el lodo entre el
personal de f luidos y de perforación
, de acuerdo a necesidades del
BHA
Viaje Corto por 40 a 45 horas de
perforación en 12 1/4''
Usar un porcentaje igual o mayor a
2 % de lubricante en el lodo cuando
se bajen BHA full.
Bajar de BHA calibración antes de
bajar un BHA full o con
configuración diferente.
Tomar en consideración las
simulaciones de torque de cada
BHA
SECCION 8 1/2''
Corrida se Registros LWD N/A
Control galonaje para evitar daño a
las arenas N/A
127
4.5. ANÁLISIS POZO AUCA 7
Este pozo presente las siguientes NPT en las líneas de servicio
DF: 15 hrs
DB: 5 hrs
DS: 5 hrs
128
Figura 79: Curva de tiempo pozo Auca 7 con descripción de los NPT
57065872 5882
8147
9579
10860
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34
CURVA TIEMPO VS PROFUNDIDAD AUCA 7
Falla MWD BHA # 4 Perforando @ 5706' (3 hrs)
Arman BHA # 6 + prueban herramienta direccionales @ 180 ' Falla MWD + realizan cambio del MWD del BHA# 6 (2 hrs) seccion 12 1/4''
Rimando BHA # 7 @ 6400' - 8147' (15 hrs)
Bajo ROP BHA # 9 @ 9579' + deciden dejar TD de la seccion
(5 hrs)
MD
(PIE)
DIAS
129
4.5.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIO DIRECCIONAL
I. Falla de MWD
En la sección de 16’’ el tiempo de falla de 3 horas se debió a falla de sensor de
superficie (conectan y desconectan sensor).
Figura 80: Esquema gráfico se funcionamiento de herramienta MWD
Fuente: (Heriot Watt University)
130
La herramienta de fondo envía la señal a superficie usando de pulsos de
presión que se transmiten en lodo de perforación.
Las 2 horas en la sección 12 ¼’’ se debe a que la herramienta MWD no
transmite señal por lo que se debió reemplazar esta herramienta del BHA.
II. Bajo ROP
El bajo ROP no se debió a la broca ya que al momento de la evaluación de la
broca (a la salida del hoyo) no presenta desgastes en sus aletas, además sale
en calibre (diámetro broca adecuada) figura # 81.
Figura 81: Broca usada con el BHA # 9 pozo Auca 7
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
Los problemas de NPT se deben a que el peso requerido para perforar no
llegaba a la broca por un alto arrastre del BHA # 9 (figura # 82) cabe indicar
que este BHA uso un sistema RSS (Rotary sterable system).
131
Figure 82: Esquema gráfico de torque y arrastre de un BHA
Fuente: (Schlumberger, 2011)
4.5.2. CUSAS NPT: POR FLUIDOS
En el gráfico # 83 se observa la curva de densidad del pozo Auca 7 (color rojo)
vs un pozo offset, en el cual se aprecia que la densidad aplicada @ 8147’ pies
de profundidad medida es menor que la de su pozo offset además no se sube la
densidad previo al viaje a superficie del BHA # 6.
132
Figure 83 : Densidad fluido de perforación pozo Auca 7 vs offset sección 12
¼’’
En la figura # 84 se verifica; la concentración usada en el inhibidor de arcillas
en el Auca 7 es menor a la usada en el pozo offset en toda la sección de 12 ¼’’
pulgadas, esto afecta en el exceso trabajo de rimado en las formaciones
tiyuyacu y conglomerados, ya que estas son conformadas por arci llas,
sumado a esto se observa en la figura # 85 que la reactividad de la arcilla es
mayor @ 8147’ pies de profundidad medida en la cual ocurre en el exceso de
rimado.
8147.00
5000.00
5500.00
6000.00
6500.00
7000.00
7500.00
8000.00
8500.00
9000.00
9500.00
10000.00
9.40 9.60 9.80 10.00 10.20 10.40 10.60 10.80
Densidad Offset vs. Actual
Densidad ppg
Densidad ppg
Pozo actual Auca 7
vs Pozo Off set
133
Figure 84: Concentración inhibidor de arcilla usado en el Pozo Auca 7 vs
offset sección 12 ¼’’
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
6400 7126 7412 7982 8552 8552 8863 9595 9710 9710
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19
INHIBIDOR DE ARCILLAS (lb/bl)
0.00
0.50
1.00
1.50
2.00
2.50
3.00
3.50
4.00
4.50
5.00
5872 6199 6968 7397 7920 8147 8147 8286 8657 8677 9485 9566 9579 9579 9579
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Pozo actual
Auca 7 vs Pozo
Offset
134
Figura 85: MBT Pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’
Otro Factor que influye en el fuerte rimado es la configuración del BHA # 7,
este es un BHA full (además de herramientas normales consta con LWD), lo
que provoca mayores puntos de contacto en los viajes, adicional se vuelve
una sarta más rígida por las herramientas adicionales usadas, figura # 86.
8147.00
5000.00
5500.00
6000.00
6500.00
7000.00
7500.00
8000.00
8500.00
9000.00
9500.00
10000.00
0 5 10 15 20 25 30
MBT Offset vs. Actual
MBT lb/bbl
MBT lb/bbl
Pozo actual Auca
7 vs Pozo Off set
135
Figura 86: Configuración BHA # 7 usado en el pozo Auca 7
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
4.5.3. ANÁLISIS NPT
Realizar un mantenimiento periódico a las herramientas direccionales
dependiendo de las horas de trabajo en fondo.
Usar una mayor densidad al momento de perforar 12 ¼’’ para mantener la
estabilidad en las paredes del pozo y el hoyo en calibre además aumentar la
concentración de inhibidores de arcillas evitando que estas se hinchen
especialmente en tiyuyacu y en conglomerados.
136
Bajar BHA convencionales previo a perforar con BHA full, con configuraciones
similares minimizando tiempos de rimado permitiendo asegurar viajes más
limpios.
Usar herramientas en fondo que permitan determinar un arrastre real y
compararlo con el arrastre obtenido en las simulaciones, asegurando una
perforación óptima, por consiguiente en futuros trabajos de perforación de
pozos se lograra bajar configuraciones de BHA adecuadas con menores puntos
de contacto gracias a los datos obtenidos con estas herramientas tecnológicas.
En la tabla # 8 se logra ver las buenas prácticas usadas en el pozo Auca 7 vs
aspectos a mejorar.
137
TABLA 8: descripción prácticas auca 7
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 7
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Viaje a superficie BHA x 40 - 45
hrs perforación
Mantenimiento de las
herramientas direccionales
Aprovechar la potencia
hidráulica y altas ROP Chalcana N/A
SECCION 12 1/4''
Controll Parámetros
Conglomerados
Aumentar la densidad previo a
viajes a superficie + aumentar la
concentración de inhibidor de
arcilla
Probar herramientas
direccionales en superficie antes
de bajar al hoyo
Evitar perforar conglomerados
con BHA que tengan
ensamblajes con LWD.
Uso de sistema RSS cuando
haya problemas en cuanto a la
dirección
Tomar en consideración el
arrastre de cada BHA usar
herramientas en fondo que para
obtener datos reales de este
valor,
SECCION 8 1/2''
Viaje de calibración después de
la corrida de registros N/A
Control caudal de f luido (gpm)
para evitar daño a las arenas N/A
138
RIH BHA # 6 LIBRE
PERFORAN BHA #6
DESDE 8552’ HASTA 9710
‘
POOH BHA # 6 LIBRE
4.6. ANÁLISIS POZO AUCA 8
Este pozo tuvo NPT por 14.5 horas atribuida a las líneas de DF
Figura 87: Esquema gráfico problemas de rimado Auca 8
SECCION 16’’
CASING DE 13 3/8 ‘’
SECCION 16’’
CASING DE 13 3/8 ‘’
POOH CON BOMBA
BHA # 6 @ 9710’ – 8217’
(14 HRS)
RIH RIMANDO BHA # 6
@ 7350’ – 8552’ (11 HRS)
139
4.6.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS
En la siguiente figura # 88 se verifica que el pozo Auca 8 a una profundidad
medida de 8552’ pies no hay un incremento de la densidad previa al viaje a
superficie del BHA # 5.
Figure 88: Densidad fluido de perforación pozo Auca 8 vs Offset sección 12
¼’’
Otro aspecto importante que contribuye al rimado es la configuración del BHA #
6 el cual es un ensamblaje full (se realiza con herramientas adicionales como
LWD) en la siguiente figura # 89 se observa que hay cuatro herramientas de un
8552.00
5000.00
5500.00
6000.00
6500.00
7000.00
7500.00
8000.00
8500.00
9000.00
9500.00
10000.00
9.40 9.60 9.80 10.00 10.20 10.40 10.60 10.80
Densidad Offset vs. Actual
Densidad ppg
Densidad ppg
Pozo actual Auca 7
vs Pozo Off set
140
diámetro mayor, lo que aumenta los puntos de contacto sumado a esto los
puntos de contactos son en la sección de la tangente del pozo lo que aumenta
el arrastre por el peso del BHA.
Figura 89 : Configuración BHA # 6 & perfil direccional
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
En esta ocasión el porcentaje de lubricante en el fluido de perforación es el
adecuado ya que al momento de bajar el BHA full esta en 2 % llegando hasta
2.5 % el viaje, como se observa en la figura # 90.
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,000
10,000
11,000 -100 400 900 1400 1900 2400 2900
REAL
141
Figura 90: Porcentaje de lubricante usado en el fluido de perforación pozo
Auca 8
8552.00
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
12000.00
0.00 1.00 2.00 3.00 4.00
Lubricante usado en el lodo de perforación
Lubricante %
142
4.6.2. ANÁLISIS NPT
La compañía operadora no cuenta con presiones de poros por lo que es
necesario realizar la curva de densidad en bases a pozos offset ( de similares
características) para mantener las paredes del pozo estables ademas una
adecuada limpieza de ripios, otro aspecto importante es subir la densidad previo
a un viaje de BHA a superficie por lo que al sacar este existe un diferencial de
presión en el pozo (desbalance condiciones del pozo) por lo que es necesario
recompensar esto, subiendo la densidad .
Antes de bajar a fondo un BHA con ensamble full es necesario realizar viajes
de calibración con un BHA convencional con un arreglo similar sobre todo con
respecto a las herramientas de mayor diámetro externo esto se puede lograr
con ayuda de estabilizadores, de forma que al bajar el BHA full el hoyo se
encuentre en excelentes condiciones y disminuya el tiempo de rimado como
consecuencia se puede evitar pega de estos BHA full, los cuales son muchos
más caros que un BHA convencional.
En la tabla # 9 se describe en general los aspectos a resaltar y a mejorar dentro
de las operaciones de perforación en el pozo Auca 9.
143
Tabla 9: Descripción practicas pozo Auca 8
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 8
DETALLES DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Uso herramienta Gyro por
interferencia con pozos
cercanos al inicio de la sección
Revisión de los componentes
fundamentales del taladro
Aprovechar la potencia
hidráulica y altas ROP Chalcana N/A
SECCION 12 1/4''
Controll Parámetros
Conglomerados
Aumentar la densidad previo a viajes a
superficie
Viaje corto por 45 horas de
perforación / antes de perforar
congl inferior
Realizar la curva de densidad en base a
experiencias de pozos similares (offset),
cuando la operadora no tenga datos de
presión del poro
Uso de sistema RSS cuando
haya problemas en cuanto a la
dirección
Realizar viajes de calibración previo a
corridas de BHA full con BHA
convencional con una configuración en
los diámetros de las herramientas que
tienen mayor punto de contacto.
SECCION 8 1/2''
Viaje de calibración después de
la corrida de registros ( 2 BHA
de calibración)
N/A
Control de caudal (galones por
minuto) para evitar daño a las
arenas
N/A
144
4.7. ANÁLISIS POZO AUCA 9
Este pozo tuvo las siguientes NPT:
DS (servicios de perforación direccional) 67.5 horas
DF (fluidos de perforación) 2 horas
145
Figure 91 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Prof
undi
dad
[pie
s]
Tiempo [Dias]
Curva de tiempo Auca 9
Tiempo Real
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11155
20" Csg
Viaje por 40 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 )
Hoyo de 26'
Viaje de acondiconamiento Corrida REGISTROS y corrida de Casing sin
Viaje de Acondicionamiento
NPT Hoyo: Tiempo extra en Pruebas de GWD: 6Hrs
NPT: DS: problemas de decodificacion: 4 Hrs
NPT: DS: problemas de decodificacion: 5 Hrs
NPT: DS: problemas con MWD 3 Hrs
NPT: DS: Problemas Toma de Survey: 1.5 Hrs
NPT: Sinopec Repara bombas de Lodo: 1 Hrs
Control Congl Sup:7020'-7335' (315')
Control Congl Inf8250'-8847' (597')
12 1/4" Hole
NPT Hoyo: Trabajo de Rimado: 2 Hrs
NPT Hoyo: Viaje No Planificado: 21.5 Hrs
NPT DS: Viaje No Planificado por baja ROP:
6.5 Hrs
NPT: Sinopec Washout : 6 Hrs
NPT DS: Viaje No Planificado:
26 Hrs
Finalizo Operaciones de Perforacion 28-07-2013 a las 20:00 PM.
BOT: Trabajo de Expansion Sin
Exito:: 13 Hrs
146
4.7.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONAL
En la tabla # 10 se muestra el resumen de los tiempos no productivos del pozo
Auca 9
Table 10: Resumen de NPT por DS pozo Auca 9
SECCION PROFUNDIDAD ACCION NPT TIEMPO
(HRS)
16" 1240 Problemas de decodif icación BHA #
2 4.0
16' 2187 Problemas de decodif icación BHA #
2 5.0
16" 2187
Problemas con MWD
BHA # 2 + sacan BHA a superficie
por falla MWD
3.0
16" 2769 Problemas para toma de Survey
BHA # 3 1.5
12 1/4" 9490 Cambio BHA Viaje superficie
problemas de dirección BHA # 6 21.5
12 1/4" 9991 Baja ROP trabajo direccional BH# 7
(RSS) 6.5
121/4’’ 9991
Viaje no planif icado Cambio de BHA
# 7 (RSS)
26.0
147
Los problemas de decodificación en el BHA # 2 (12 horas) se debe a que la
herramienta MWD que se uso en este BHA le faltaba un nodo de conexión a la
parte (Bidirectional Communication and Power Module), por este motivo no
podía decodificar.
Las 1.5 horas lo más probable es que se debió a un rápido armado del BHA ya
que el problema se soluciono trabajando la sarta.
Las 21.5 horas se debió que el BHA # 6 no estaba realizando el trabajo
direccional requerido, ya que en lugar de mantener la tangente este BHA
comenzó a construir, por lo que se debió sacar cambiar el BHA por uno que
cuente con un sistema RSS, lo que permitió corregir la inclinación de 32.48°
hasta 29.61° y la dirección desde 108.24° hasta 101.34°con lo cual se corrigió
de manera optima la posición del pozo con respecto al plan para alcanzar los
objetivos deseados (arenas productoras)
Las 6 horas se debe a un bajo ROP con sistema RSS, por lo que se debió
cambiar el BHA # 7.
Las 26 horas de debió al cambio de BHA # 7 (viaje a superficie y de regreso a
fondo con otro BHA), el pobre avance se debió especialmente a que la peso
aplicado a la broca no llega a fondo esto se conoce como colgamiento, la razón
de esto se debe a la alta tortuosidad producto de las DLS figura # 92.
La leve tortuosidad como se muestra figura # 93 permite que todo el peso
aplicado a la broca llegue sin problemas.
148
Figura 92: Alta tortuosidad del pozo con BHA rígidos y flexibles
Fuente: (SPE, 1999)
Figure 93: leve tortuosidad con BHA rígidos y flexibles
Fuente: (SPE, 1999)
149
4.7.2. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS
Las 2 horas fue porque se bajo el BHA # 5 desde 6500’-8924’ pies de
profundidad medida rimando además presencia de puntos de apoyo, todo esto
por falta de leve aumento de densidad previo a viaje de BHA a superficie
4.7.3. ANÁLISIS NPT
Es necesario que a las herramientas direccionales se les realice un
mantenimiento preventivo dependiendo de las horas de trabajo de cada una,
además se debe probar herramientas en superficie antes bajarlas a fondo
siempre revisando el correcto armado las mismas.
En cuanto a los problemas de dirección es necesario tomar en cuenta las
tendencias de cada BHA figuras #: 95, 96, 97 con respecto a pozos offset estos
deben ser de similares características; en perfil y dirección para tener un
indicativo real para futuros pozos, así evitar excesos en trabajo de deslizar ya
que esta operación aumenta las DLS (Dog leg severity) directamente
proporcional a la tortuosidad del pozo.
En la planificación de pozo en los cuales los pozos tengan problemas de
dirección (zonas con problemas de tendencias de formación altas) con respecto
al objetivo principal se puede usar sistemas RSS figura # 94 pero para toda la
sección, así tener menor tortuosidad en el pozo, evitando colgamientos, junto
a esto se debe asegura tener una óptimas RPM en fondo para ayudar a la
limpieza de ripios.
150
Figura 94: Sistema RSS (Sistema Rotario Dirigible / Rotary Steerable System)
Fuente: (Schlumberger, 2000)
Mediante el sistema RSS se controlar la trayectoria del pozo consiste en dos
patines los cuales se abren o se cierran a voluntad del ingeniero direccional
todo esto ocurre en tiempo real, evitando así las tendencias por formación
además no se desliza lo que disminuye la tortuosidad del pozo.
Figura 95: Tendencia formación con BHA direccionales con motor
Fuente: (Schlumberger, 2000)
CARACTER TENDENCIAS FORMACION
ANGULO CONSTRUIR TUMBAR
GIRO DERECHO IZQUIERDA
151
Figura 96 : tendencias de giro y construcción de ángulo de BHA con motor en
formaciones
Fuente: (Schlumberger, 1996; Ortiz & Cuzco, 2013)
En la figura # 96 se puede ver de forma clara las tendencias que siguen cada
BHA con motor al perforar diferentes litologías, en un cuadrante de 360 grados,
es necesario conocer las tendencias de cada BHA con su respectiva
configuración para aplicarlos como pozos offsets para futuros pozos a perforar
de similares características.
152
Figure 97: Alcance del objetivo direccional (Target)
Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)
En la figura # 97 se verifica que en el plan direccionales se traza un radio al
cual se debe llegar, un correcto trabajo direccional se realiza; conociendo las
tendencias de cada formación con respecto al ensamblaje del BHA (la
configuración del BHA está relacionado a la tendencia del mismo) tomando en
cuenta las herramientas que mayor influyen como los estabilizadores, lo que
permite un alcance optimo del objetivo principal (arena productora).
153
Tabla 11 : Descripción prácticas pozo Auca 9
SECCIONES
/
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 9
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Uso herramienta Gyro por interferencia
con pozos cercanos al inicio de la sección
Mantenimiento preventivo de las
herramientas direccionales
Aprovechar la potencia hidráulica y altas
ROP Chalcana
Probar herramientas de superficie antes de
bajarlas a fondo
SECCION 12
1/4''
Controll Parámetros Conglomerados Aumentar la densidad previo a viajes a
superficie
Acondicionamiento de hoyo en puntos:
apretados o de apoyo.
Tomar en cuenta la tendencia de cada
formación de manera de evitar excesivos
trabajos deslizando disminuyendo así DLS.
Uso de sistema RSS cuando haya
problemas en cuanto a la dirección del
pozo
Analizar uso de herramientas adicionales
como ensanchadores de pozo o reductores
de torque para disminuir puntos de contacto
de BHA/ si la complejidad del pozo es alta
usar un sistema RSS para toda la sección /
evitando así colgamientos de sarta
SECCION 8
1/2''
Corrida de registros sin problemas Realizar viaje de calibración después de
corrida de registros.
Control del caudal del f luido (galones por
minuto) para evitar daño a las arenas N/A
154
4.8. ANÁLISIS POZO AUCA 10
Este pozo tuvo las siguientes NPT:
DS (servicios de perforación direccional) 20 horas
DF (Fluidos de perforación). 4 horas
155
Figura 98: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Prof
undi
dad
[pie
s]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad AUCA 10
Tiempo Real
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 12397
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Viaje corto por 45 hrs perforacion
Hoyo de 26'
Viaje a Superficie
NPT Sinopec:Reparacion Generador:8hrs
NPT Sinopec:Cambio de Rams: 1.5Hrs
Controla 656ft Conglomerado Superior
7620ft-8276ft
Controla 696FT:Conglomerado
Inferior: 9075tFT - 9771FT
NPT SINOPEC; Circulando Por cauchos en filtros en
tuberia::2.5Hrs
NPT Back Reaming::4.5Hrs
NPT Sinopec: Repara Equipo: 4 Hrs
Cambia unidad Hidraulica de WTF ::1Hrs
NPT: DS: Falla MWD::20Hrs
Falla de Htas de Registros WL: 3
Horas
FINALIZO OPERACIONES DE
PERFORACION: 15-
09-2013; 07:00 AM
156
4.8.1 CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONALES
Las 20 horas se debió a falla del MWD ya que este no tenia pulso se probó con
varios parámetros variando el caudal de fluido (galones por minuto) sin éxito,
por lo que se tuvo que realizar un viaje a superficie para cambio de herramienta
MWD.
4.8.2 CAUSAS NPT: POR FLUIDOS
El rimado se dio en el viaje de calibración POOH BHA # 5 con RSS en los
siguientes intervalos:
10817’-10728’ (1.5 horas) lutitas Napo.
9757’- 9665’ (2 horas) tiyuyacu
9546’-9467’ (1 hora) conglomerado inferior
En la siguiente figura se observa la curva de densidad del pozo Auca 10 (color
rojo) vs un pozo offset donde se observa la curva de densidad del pozo actual
es menor a la de su pozo offset.
157
Figura 99 : Curva densidad pozo Auca 10 vs pozo offset sección 12 ¼’’
En la siguiente figura se observa que el complejo de aluminio para controlar
lutitas es usado en un una baja concentración las mas alta llega a 0.6 lb/bl
5000.00
6000.00
7000.00
8000.00
9000.00
10000.00
11000.00
12000.00
9.00 9.50 10.00 10.50 11.00
Densidad Offset vs. Actual
Densidad ppg
Densidad ppg
Pozo actual Auca 10
vs Pozo Off set
158
Figura 100: Concentración de inhibidor de lutitas usado pozo Auca 10 sección 12 ¼’’
0
0.2
0.4
0.6
0.8
1
1.2
1.4
1.6
1.8
2
64
50
74
15
80
93
84
30
92
25
94
80
97
71
97
71
10
33
5
10
91
0
11
00
0
11
43
6
11
43
6
10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22
INHIBIDOR DE LUTITAS (LB/BL)
MAX-PLEX
159
4.8.3. ANÁLISIS NPT
En este caso la operadora no cuenta con presiones de poro que permite
calcular una optima densidad del lodo, por lo cual es indispensable realizar la
curva de densidad en base a pozos offset de similares características en perfil y
en dirección.
En la sección de 12 ¼’’ se debe incrementar la concentración de inhibidores de
lutitas por la presencia de Orteguaza y lutitas de Napo, de acuerdo a pozos
offset que hayan dado resultados óptimos.
Realizar mantenimiento preventivo de las herramientas direccionales de
acuerdo a las horas de trabajo en fondo del pozo además probar las mismas
antes de usarlas en superficie.
160
Tabla 12: Descripción prácticas Auca 10
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 10
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Uso herramienta Gyro por
interferencia con pozos
cercanos al inicio de la sección
Revisión componentes importantes del
taladro
Aprovechar la potencia
hidráulica y altas ROP
Chalcana
N/A
SECCION 12
1/4''
Controll Parámetros
Conglomerados
Realizar la curva de densidad en base a
experiencias de pozos offset de similares
características
Viaje corto por 45 horas de
perforación Revisión componentes del taladro
Uso de sistema RSS para una
optima dirección y mitigar la
tortuosidad
Usar mayor concentración de inhibidor de
lutitas para controlar las inestabilidad de
las mismas
SECCION 8 1/2''
N/A Probar herramientas de registros en
superficie
Control del caudal del f luido
(gpm) para evitar daño a las
arenas
N/A
161
4.9. ANÁLISIS POZO AUCA 11
Este pozo no tuvo NPT en las líneas de estudio
Figura 101 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 11
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad 11
Tiempo Real
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11750
20" Csg
Viaje por 45 horas de perforacion
Viaje corto por 50 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 ): 50 Hrs
Registros Electricos con Cable, Baja revestidor sin Viaje de acondicionamiento + Utiliza cabezal Multibolw
Viaje Corto 45 Horas
Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (32Hrs- 54Planificados).Puntos de Presion No Planificado: 9.5 Hrs
Falla unidad Gyro: NPT: 1.5 hrs
Repara TDS NPT: 2.5 hrs
Alinea Rieles: 0.5 hrs
Controls de Parametros(Conglomerado Super): 7364'-7902': 548ft
Controls de Parametros(Conglomerado Inf): 8648'-': 9350ft: 702ft
Sacando BHA de Limpieza con Broca de 6 1/8" a 9800ft
Cambia Hta Fnix WL:0.5Hrs
Tiempo No Planificado Limpieza + Expansion : 4 Hrs
Setting Tool Fuera Finaliza evento de perforacion 26 -Oct-2013 00:00 hrs
162
Tabla 13 : Descripción prácticas Auca 11
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 11
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A
MEJORAR
SECCION 16''
Viaje de calibración previo corrida de casing Revisión componentes
importantes del taladro
Aprovechar la potencia hidráulica y altas
ROP Chalcana N/A
SECCION 12 1/4''
Controll Parámetros Conglomerados N/A
3 Viaje cortos por 45 horas de perforación N/A
Ensamblaje sin mayores puntos de contacto
perforando con bajo torque N/A
SECCION 8 1/2''
Uso RSS para no desviarse del plan
direccional N/A
Control del f lujo del f luido de perforación
(gpm para evitar daño a las arenas N/A
163
4.10. ANÁLISIS POZO AUCA 10
Este pozo no tuvo NPT en las líneas de estudio.
Figura 102: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 12
Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
12000
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35
Pro
fun
did
ad
[p
ies]
Tiempo [Dias]
Tiempo vs Profundidad AUCA 12
Tiempo Real
12 1/4" Hole
26" Hole
8 1/2" Hole
16" Hole
7" Liner
9-5/8" Csg
13 3/8" Csg
TMD: 11357
20" Csg
Viaje por 50 horas de perforacion
Viaje corto por 50 hrs perforacion
Viaje cambio de broca PDC + Cambio de BHA
Hoyo de 26'
Viaje Corto 45 Horas
Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (58Hrs)
Cambio de Fluido, viaje de calibracion
Registros Electricos con Cable, Corrida de revestidor sin Viaje.
Perfora hoyo de 26' @ 75'
Setting tool en superficie
164
Tabla 14: Descripción prácticas Auca 12
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRACTICAS AUCA 12
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A
MEJORAR
SECCION 16''
Se perforo con una broca y con un BHA sección
16’’ N/A
Aprovechar la potencia hidráulica y altas ROP
Chalcana N/A
SECCION 12 1/4''
Control Parámetros Conglomerados N/A
Cambio de broca después de perforar
conglomerados y Napo N/A
Realizan dos viajes de calibración / perforando
conglomerados inferior y previo corrida de casing N/A
SECCION 8 1/2''
Viaje de calibración después de toma de registros N/A
Control f lujo del f luido de perforación (gpm) para
evitar daño a las arenas N/A
165
4.11. COMPARACIÓN POZO CON MAYOR NPT VS POZO CON
OPERACIONES ÓPTIMAS.
4.11.1. POZO CON MAYORES PROBLEMAS EN HORAS POR NPT
Tabla 15: Descripción prácticas Auca 9
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRACTICAS AUCA 9
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Uso herramienta Gyro por
interferencia con pozos cercanos al
inicio de la sección
Mantenimiento preventivo de las herramientas direccionales
Aprovechar la potencia hidráulica y
altas ROP Chalcana Probar herramientas de superficie antes de bajarlas a fondo
SECCION 12
1/4''
Control Parámetros Conglomerados Aumentar la densidad previo a viajes de BHA a superficie
Acondicionamiento de hoyo en
puntos: apretados o de apoyo.
Tomar en cuenta la tendencia de cada formación de manera
de evitar excesivos trabajos deslizando disminuyendo así
DLS.
Uso de sistema RSS cuando haya
problemas en cuanto a la dirección del
pozo
Analizar uso de herramientas adicionales como
ensanchadores de pozo o reductores de torque para
disminuir puntos de contacto de BHA / si la complejidad del
pozo es alta usar un sistema RSS para toda la sección /
evitando así colgamientos de sarta
SECCION 8
1/2''
Corrida de registros sin problemas Realizar viaje de calibración después de corrida de registros.
Control del caudal del f luido (galones
por minuto) para evitar daño a las
arenas
N/A
166
4.11.2 POZO CON BUENAS PRÁCTICAS
Tabla 16: Descripción prácticas pozo Auca 11
SECCIONES /
PRÁCTICAS
DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 11
DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR
SECCION 16''
Viaje de calibración previo corrida de casing
Revisión componentes importantes del
taladro
Aprovechar la potencia hidráulica y altas
ROP Chalcana N/A
SECCION 12 1/4''
Controll Parámetros Conglomerados
N/A
3 Viaje cortos por 45 horas de perforación N/A
Ensamblaje sin mayores puntos de contacto
perforando con bajo torque N/A
SECCION 8 1/2''
Uso RSS para no desviarse del plan
direccional N/A
Control del f lujo del f luido de perforación
(gpm) para evitar daño a las arenas N/A
167
4.11.3. RESUMEN ÓPTIMAS PRÁCTICAS
Se los dos pozos presentados a continuación se describen las buenas
prácticas aplicadas en el pozo Auca 11 sumado a esto los aspectos a mejorar
del pozo Auca 9
Realizar viajes de calibración previa corrida de casing de manera que
este baje de forma libre.
Perforar con altos caudal de flujo ( gpm) y altas ROP la formación
chalcana evitando así el hinchamiento prematuro de la arcilla en la
sección de 16’’
Realizar viajes de calibración cumplida las 45 horas de perforación de
manera se asegurar un hoyo en buen calibre y con buena limpieza.
Usar BHA con menores puntos de contacto con el hoyo sumado a esto
usar herramientas en fondo que permitan determinar el arrastre y el
torque real del BHA de forma que se tenga como dato para futuros
pozos.
Realizar mantenimiento preventivo a las herramientas direccionales
sobre todo al MWD de acuerdo a un cronograma de horas de trabajo en
fondo de pozo.
Definir la tendencias de las formaciones de acuerdo a la configuración de
cada BHA como referencia para pozos futuros
Subir la densidad previa a viajes de BHA a superficie para compensar el
desbalance que sufre el pozo.
Usar sistema RSS de manera de alcanzar el objetivo principal (arena
productora), especialmente en la sección de 8.5’’
168
4.11.4. RESUMEN DETALLES OPERACIONES COMO TEMAS DE INVESTIGACION
Tabla 17 : Causas relevantes de NPT que pueden ser sujeto a estudio mas profundo para mejorar el estado de
arte y optimizar las operaciones de perforación
PROBLEMAS NPT
DS DF DB
Configuración de BHA con altos torque y arrastre Falta de concentración de inhibidores de arcillas
Abuso de parámetros de perforación en operaciones de rimado y liberación de sarta / falta de coordinación del
técnico partes involucrada
Investigar nuevo de brocas que permitan mejores ROP deslizando en formaciones duras.
Desviación de la objetivo planeado por tendencias de formación
Pega de tubería por hinchazón de arcilla
Configuración de BHA muy rígidas Curva de densidad menor (ppg) a lo requerido por el pozo
Falto de uso de RSS para alcanzar objetivos planeado y disminuir tortuosidad del pzoo.
Uso de lubricante menor a lo requerido para el trabajo direccional
Configuración de BHA con mayores puntos de contacto ( BHA full)
Tomar mayor consideración la prueba MBT.
169
4.12. VALOR ECONÓMICO NPT EN BASE AL COSTO DE
OPORTUNIDAD
El costo de oportunidad es el valor de la mejor inversión no realizada, en este
caso de lo relaciona con la producción de barriles de petróleos, la pérdida de
un día en las actividades de perforación por los NPT incide directamente en un
día de barri les de petróleos no producidos.
Cabe mencionar que el valor a pagar por la empresa de servicios no puede ser
mayor al valor del servicio préstamo de manera que esta no quiebre.
Primero se tomara como referencia el costo del taladro por día (dólares)
Tabla 18: Costos del taladro.
COSTO TALADRO X DIA 36589.44
COSTO TALADRO X HORA 1524.56
Se toma en cuenta las horas perdidas por NPT de las líneas de servicio
170
Tabla 19: Horas de NPT por las diferentes líneas de servicios
HORAS NPT POR LÍNEA
DS 164
DF 78.5
DB 38
TOTAL NPT (h) / (d) 280.5 11.69
A continuación se detalla la simbología a usar en las fórmulas para el cálculo de
costos:
Tabla 20: Simbología usada en formulas para calculo de costos
SIMBLOGIA FORMULAS
T COSTO TALADRO X DIA
Th COSTO TALADRO X HORA
Bp PROYECCION DE PRODUCCION DIARIA (bl/d)
bpope
COSTO X BARRIL PRODUCIDO ESTADO PAGA A
OPERADORA
Vbp
VALOR VENTA BARRIL CRUDO PROMEDIO POR PARTE
ESTADO AL EXTERIOR
NPT TOTAL NPT (h) / (d)
171
En este caso se toma una producción la cual espera que el pozo a perforar
produzca igual 385.89 bl /d, esto dato se calculo en base a un promedio de la
producción de pozos aledaños del campo Auca.
Tabla 21: valores para cálculo costo por oportunidad con expectativa de
producción del pozo en base a pozos aledaños.
DATOS PARA CÁLCULO COSTO OPORTUNIDAD
PROYECCION DE PRODUCCION DIARIA 385.89 bl/d
COSTO X BARRIL PRODUCIDO ESTADO PAGA A
OPERADORA ESTIMADO 18 $
VALOR QUE EL ESTADO EXPORTA EL BARRIL DE
CRUDO 100 $
Perdida empresa de servicios
Ec. 1.
Perdida Estado.
Ec. 2.
Ec. 3.
172
4.12.1. COSTOS NPT POR POZO.
Los valores de NPT por pozo se logran observar en la tabla # 2, las pérdidas
económicas por parte del estado son calculadas en base al costo de
oportunidad, no son valores absolutos más bien relativos.
El costo de oportunidad en este caso se relaciona a la no producción de barriles
de petróleo por parte de la empresa operadora lo que afecta económicamente a
los ingresos del estado.
Para el ahorro económico de los NPT se toma en consideración una reducción
de hasta 50 % en base a las mejoras de prácticas operacionales esto en base a
los criterios ya descritos para evitar el tiempo no deseado.
173
4.12.1.1. Pozo Auca 1.
Figura 103 : Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 1
7251.52
9976.9
0.00 5000.00 10000.00 15000.00
COSTOS POR NPT AUCA 1
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA
EL ESTADO $
174
Figura 104 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 1
2494.22
4988.44
0.00 2000.00 4000.00 6000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE
SERVICIOS AUCA 1 AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
1812.88
3625.76
0.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00
AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 1
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
175
4.12.1.2. Pozo Auca 2.
Figura 105: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 2
59330.59
81629.0
0.00 50000.00 100000.00
COSTOS POR NPT AUCA 2
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $
176
Figura 106 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 2
20407.25
40814.49
0.00 20000.00 40000.00 60000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE SERVICIOS
AUCA 2
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
14832.65
29665.29
0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00
AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 2
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
177
4.12.1.3. Pozo Auca 3.
Figura 107: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 3
63285.96
87070.9
0.00 50000.00 100000.00
COSTOS POR NPT AUCA 3
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA
EL ESTADO $
178
Figura 108: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 3
21767.73
43535.46
0.00 20000.00 40000.00 60000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE SERVICIOS
AUCA 3 AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 25 % NPT
15821.49
31642.98
0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00
AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 3
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
179
4.12.1.4. Pozo Auca 4.
Figure 109: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 4
63945.19
87977.9
0.00 50000.00 100000.00
COSTOS POR NPT AUCA 4
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $
180
Figura 110: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 4
21994.48
43988.95
0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00 50000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE
SERVICIOS AUCA 4 AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 25 % NPT
15986.30
31972.59
0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00
AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 4
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
181
4.12.1.5. Pozo Auca 7.
Figure 111: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 7
32961.44
45349.4
0.00 20000.00 40000.00 60000.00
COSTOS POR NPT AUCA 7
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $
182
Figura 112 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 7
11337.36
22674.72
0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00 25000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE
SERVICIOS
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
8240.36
16480.72
0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00
AHORRO ECONOMICO PARA
EL ESTADO AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 25 % NPT
183
4.12.1.6. Pozo Auca 8.
Figura 113: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 8
19117.63
26302.7
0.00 10000.00 20000.00 30000.00
COSTOS POR NPT AUCA 8
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $
184
Figura 114: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 8
6575.67
13151.34
0.00 4000.00 8000.00 12000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE SERVICIOS
AUCA 8 AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
4779.41
9558.82
0.00 5000.00 10000.00 15000.00
AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 8
AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO
REDUCCION 25 % NPT
185
4.12.1.7. Pozo Auca 9.
Figure 115: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 9
91632.80
126071.4
0.00 50000.00 100000.00 150000.00
COSTOS POR NPT AUCA 9
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $
186
Figure 116: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 9
31517.86
63035.72
0.00 20000.00 40000.00 60000.00 80000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE
SERVICIOS AUCA 9 AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
22908.20
45816.40
0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00 50000.00
AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 9
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
187
4.12.1.8. Pozo Auca 10.
Figure 117: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 10
32302.21
44442.4
0.00 20000.00 40000.00 60000.00
COSTOS POR NPT AUCA 10
PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $
PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $
188
Figure 118: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 10
11110.61
22221.22
0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00 25000.00
AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE
SERVICIOS AUCA 10
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
8075.55
16151.10
0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00
AHORRO ECONOMICO PARA
EL ESTADO AUCA 10
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT
AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT
189
4.13. PORCENTAJES DE TIEMPO DE NPT CON RESPECTO AL
TIEMPO DE PERFORACIÓN
Tabla 22: Porcentaje de NPT de las líneas esenciales (DS, DB, DF) con
respecto al tiempo de perforación
POZOS NPT
TOTALES (h) (DS-DF-DB)
NPT (d) TIEMPO
PERFORACIÓN
PORCENTAJE NPT RESPECTO AL TIEMPO
PERFORACIÓN (%)
AUCA 1 5.5 0.23 12.5 1.83
AUCA 2 45 1.88 16 11.72
AUCA 3 48 2.00 14.71 13.60
AUCA 4 48.5 2.02 18 11.23
AUCA 7 25 1.04 18.36 5.67
AUCA 8 14.5 0.60 13.24 4.56
AUCA 9 69.5 2.90 19.79 14.63
AUCA 10 24.5 1.02 16.81 6.07
AUCA 11 0 0.00 14.98 0.00
AUCA 12 0 0.00 13.27 0.00
190
CAPÍTULO V
191
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. CONCLUSIONES
1. Es posible reducir los NPT al tomar medidas técnicas, y aplicar
sistemas gestión de calidad, ambiental, operacional , de seguridad
industrial y de gestión de activos
2. Los Tiempos no productivos determinados en este estudio suceden por
las causas indicadas tabla #17, se resumen en causas operacionales,
de gestión y causas debidas a la geología. Las dos primeras son
controlables por los profesionales que activan una perforación.
3. La experticia de los profesionales incide en la mayor o menor cantidad
de NPT.
4. El porcentaje de pérdida de los NPT está entre el rango de las
operaciones de perforaciones según en la tabla # 22. Entre el 1.8 %
hasta el 14.7 %
5. La mayor línea que presento NPT fue la de DS, esto se debe a la suma
de problemas de direcciones por las tendencias de BHA, fallas de MWD
y problemas en cuanto configuración del BHA (torque y arrastre) .
6. La línea DF presenta NPT por fuertes rimado atribuidos a falta de
densidad, configuraciones de BHA, pega de tubería (hinchazón de
arcilla) y falta de concentraciones de inhibidores especialmente de
arcillas.
7. la línea de DB presenta pocas NPT a comparación de las otras líneas,
la mayoría de estas se debe a falta de control de los parámetros en las
operaciones de rimados (RPM) sumado a fuertes golpes por martillo
hidráulico por atascamiento de tubería lo cual ocasiona severos daños a
la broca,
192
8. Usar pozos offset como referencia para perforar futuros pozos es
indispensable dentro de la perforación ya que permite mejorar las
prácticas operativas además prevenir eventos no deseados NPT.
Los pozos offset deben ser elegidos de acuerdo al perfil del pozo y de
su dirección para que al momento de realizar respectivas
comparaciones se tengan datos reales para aplicar al pozo a perforar.
9. El tiempo de perforación de un pozo se puede disminuir
considerablemente si se corren menos BHA y brocas por sección, esto
tiene que ver con un plan direccional y de brocas de forma adecuada
pero que se debe ir actualizando constantemente de acuerdo a los
problemas, aciertos, conocimiento mayor del campo a medida que se
perfora los pozos, de forma que a la larga los tiempos no productivos
van a ser menores.
193
5.2. RECOMENDACIONES
1. En las herramientas direccionales es necesario realizar un esquema
preventivo de acuerdo a las horas de trabajo de cada herramienta de
manera de evitar fallas, para evitar problemas de arrastre y torque en la
actualidad hay herramientas tecnológicas de fondo que permiten
determinar los problemas en fondo lo que permite realizar mejoras
continuas de la configuración de BHA.
2. Cuando no se cuente con presiones de poros que permitan
desarrollar una curva de densidad adecuado se debe realizar la misma
en base a experiencias de pozos offset, además usar la concentración
necesario de inhibidores y/o estabilizadores dependiendo de las
formaciones que existan en cada sección ( Chalcana – tiyuyacu
inhibidores arcillas / Orteguaza – lutitas Napo inhibidores de lutitas)
3. Cuando se trabaje con parámetros de rimado y golpes de martillo
hidráulico es necesario que el técnico de brocas coordine o indique los
máximos parámetros permitidos para trabajar con cada tipo de broca,
de manera de evitar daños a la misma,
4. Después de cada sección es de gran provecho una revisión del
desempeño de las líneas involucradas de manera de determinar las
posibles resoluciones a los problemas presentados para aplicarlos a
pozos futuros.
5. Un departamento de optimización de perforación es indispensable ya
que permite definir óptimos parámetros de perforación y definir offset
adecuado, además permite un proceso de mejora continua en las
operaciones de perforación.
6. Llevar indicadores de rendimiento de las deferentes líneas de
producto es necesario ya que permite un proceso de mejora continua
194
además ayuda a entender el desempeño de cada pozo en las diferentes
líneas de servicios.
7. Desarrollar una cultura de optimización de perforación que permita
disminuir tiempos no productivos, aumentar las ROP, reducir días de
perforación, entre la empresa de servicios y la compañía operadora de
forma que haya una relación beneficiosa entre las ambas empresas que
ayude a innovar constantemente.
8. La empresa operadora debe desarrollar una política en cuanto a la
reducción de NPT pero que abarque todos sus campos como
consecuencia el principal beneficiario va a ser el estado ecuatoriano ya
que se ayudara a cumplir las metas de producción de barriles de
petróleo anuales por ende el estado exportara mayor cantidad de
barriles de petróleo anualmente.
9. Investigar y probar otro tipo de brocas (mixtas: PDC + Triconica) para
perforar conglomerados de tituyacu que permitan de tener ROP
mayores en estas formaciones abrasivas.
10. Probar la tecnología Sísmica cuando se perfora (SWD), es un
sistema similar al de MWD, lo que permitirá actualizar en tiempo real el
objetivo principal y secundarios (arenas productoras), además ayudara
a definir de mejor manera los estratos donde haya mayor cantidad de
hidrocarburos rentables comercialmente.
195
GLOSARIO
I. BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de fondo de pozo)
II. BOP: Blow Out Preventer
III. BPD: Barril por día o bl/d.
IV. DB: Drilling bits.
V. DF: Drilling fluids
VI. DLS: Dog Legs Severity
VII. DS: Drilling Servicies
VIII. GPM: unidad de medida galones por minuto.
IX. KOP: Kick Off point, la profundidad a la cual el pozo es desviado de la
vertical.
X. LIBRA: Es una unidad de medida de peso (lb).
XI. LWD: Logging While Drilling.,
XII. MWD: Measurement While Drilling
XIII. NPT: Non-Productive Time
XIV. ORTEGUAZA: Formación geológica presente en la Cuenca oriente
formada mayormente por lutitas.
XV. PAM: Petroamazonas
XVI. PDC: (polycrystaline Diamond Compact) tipo de brocas, son
conocidas asi porque diamantes son usados en de superficie de la
misma como cortadores.
XVII. PIE (‘): Una de medida referente a la profundidad del pozo.
XVIII. POOH: Pull Out of Hole, referente a sacar BHA fuera del pozo o viaje
intermedios de calibración de abajo hacia arriba
XIX. PPG: unidad de medida (ingles) libras por galón.
196
XX. PULGADA (“): unidad de medida usada en diámetros de las
secciones y herramientas usadas en fondo del pozo.
XXI. RIH: Run In Hole, referente a introducir BHA dentro del pozo o viajes
intermedios de calibración de arriba hacia abajo.
XXII. ROP: rata de penetración.
XXIII. RPM: Revolutions por minute.
XXIV. RSS: Rotary Steerable Systems
XXV. Survey: la medición de la inclinación y dirección del pozo en una
profundidad particular.
XXVI. TD: Total Depth
XXVII. TDS: Top Drive System
XXVIII. TIYUYACU: Formación geología presente en la Cuenca oriente
fomrada mayormente por arci llas que consta de dos cuerpos
adicionales conglomerados superior e inferior.
XXIX. TRICONICA: tipo de brocas compuestos por conos de rodillos ( roller
Cone) motiva por el cual se conoce por aquel nombre.
XXX. VS: Vertical Section o desplazamiento horizontal.
XXXI. WOB: Weight on Bit
197
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