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OPTIMIZACIÓN DE LOS COSTOS EN LAS OPERACIONES DE SUBSUELO DE
UN CAMPO PETROLERO DE LA COMPAÑÍA OIL LTDA.
ANDRÉS MAURICIO LARA OCAMPO
EDGAR TORRES TORRES
CANDIDATO A MAGISTER EN FINANZAS
TUTOR
DR. EDGAR LUNA GONZÁLEZ
UNIVERSIDAD DE SANTANDER
UDES
MAESTRÍA EN FINANZAS
BUCARAMANGA, SANTANDER
2016
Agradecimientos
Agradecemos sinceramente a nuestro asesor de tesis, Dr. Edgar Luna, por su paciencia y
motivación que permitió el logro de los objetivos y contribuyó a la formación en la maestría en
finanzas.
Igualmente agradecemos a todos los profesores por compartir sus conocimientos, sus
orientaciones y experiencias. También agradecemos a la Universidad de Santander (UDES) por
inculcar su visión internacional y enfoque en un mundo globalizado.
Agradecemos a nuestras familias por brindar su apoyo moral para continuar estudiando y
lograr el objetivo trazado para un futuro mejor y ser orgullo para ellos.
Agradezco a mi compañero de tesis por su paciencia, Dios permitió que compartiéramos
muchas experiencias académicas y personales, terminamos este proyecto pero conservamos una
gran amistad.
Por ultimo agradecemos a nuestros jefes, compañeros de trabajo y a la compañía donde
laboramos por facilitarnos el espacio y poder asistir a la UDES a la Maestría en Finanzas,
nosotros retribuiremos los conocimientos adquiridos en beneficios de la compañía.
Gracias…………………
Tabla de Contenido
Tabla de Contenido ......................................................................................................................... 3
Resumen .......................................................................................................................................... 1
Abstract ........................................................................................................................................... 2
Introducción .................................................................................................................................... 3
Capítulo 1: Identificar los costos de las operaciones de subsuelo de los campos petroleros donde
tiene operaciones la empresa OIL Ltda., en el Magdalena Medio .................................................. 6
Capítulo 2: Analizar los costos de las operaciones de subsuelo de los campos petroleros donde
tiene operaciones la empresa Oil Ltda., en el Magdalena Medio ................................................. 22
2.1 Costos promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el Campo I.
Año 2013 ................................................................................................................................... 24
2.2 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2013 .................... 26
2.3 Duración promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el Campo I.
Año 2013 ................................................................................................................................... 29
2.4 Duración promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2013 ................ 32
2.5 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en el Campo I.
Año 2013 ................................................................................................................................... 34
2.6 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo I. Año 2013 .............. 36
2.7 Costos promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el Campo II.
Año 2013 ................................................................................................................................... 38
2.8 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2013 .................. 41
2.9 Duración promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el Campo II.
Año 2013 ................................................................................................................................... 44
2.10 Duración promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2013 ............ 46
2.11 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en el Campo
II. Año 2013 .............................................................................................................................. 47
2.12 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo II. Año 2013 .......... 50
2.13 Costos de intervención Promedio a Pozo en el Campo I. Año 2014 ................................ 51
2.14 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2014 .................. 53
2.15 Tiempos promedio de intervención a Pozo en el campo I. Año 2014 .............................. 55
2.16 Tiempos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2014 ............... 57
2.17 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en el Campo
I. Año 2014. .............................................................................................................................. 58
2.18 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo I. Año 2014 ............ 60
2.19 Costos de intervención Promedio a Pozo en el Campo II. Año 2014 ............................... 61
2.20 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2014 ................ 64
2.21 Tiempos promedio de intervención a Pozo en el campo II. Año 2014. ............................ 66
2.22 Tiempos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2014 ............. 70
2.23 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en el Campo
II. Año 2014 .............................................................................................................................. 71
2.24 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo II. Año 2014 .......... 73
Capítulo 3: Plantear una estrategia con el propósito de gestionar la disminución de los costos en
aquellas actividades que se identifiquen como fuentes de desviación de recursos ....................... 75
Capítulo 4: Comparar los costos y beneficios entre las intervenciones de Well Services y
Workover ejecutadas en operación directa y asociada ................................................................. 82
4.1 Comparación costos y beneficios en operaciones de Workover directos y contratados
Campo I. Año 2013 y 2014 ....................................................................................................... 82
4.2 Comparación costos y beneficios en operaciones de Well Services contratados Campo I.
Año 2013 y 2014 ....................................................................................................................... 86
4.3 Comparación costos y beneficios en operaciones de Well Services y Workover contratados
Campo II. Año 2013 y 2014 ..................................................................................................... 87
4.4 Comparación de eficiencia en las operaciones de Well Services y Workover con equipos
contratados y directos en los Campo I y II. Año 2013 y 2014.................................................. 89
Capítulo 5: Pronosticar los costos promedio de la intervención en los pozos de los campos
petroleros de la compañía OIL Ltda. ............................................................................................ 92
5.1 Evaluación económica para las intervenciones de Well Services y Workover .................. 92
5.2 Pronóstico de los costos promedio para las intervenciones de los SLA con equipos de Well
Services y Workover en los Campos I y II de la compañía Oil Ltda. ..................................... 102
5.2.1 Histórico de duración promedio de las intervenciones por Well Services y Workover en
los SLA para los Campos I y II. .............................................................................................. 103
5.2.2 Pasos para pronosticar los costos promedio en las intervenciones de los SLA con equipos
de Well Services y Workover en los Campos I y II. ............................................................... 132
Conclusiones ............................................................................................................................... 144
Recomendaciones ....................................................................................................................... 151
Referencias .................................................................................................................................. 154
Apéndice A ................................................................................................................................. 156
Glosario ....................................................................................................................................... 157
Lista De Tablas
Tabla 1: Costos Operativos de Subsuelo de la compañía Oil Ltda. Año 2013 ............................... 7
Tabla 2: Costos De Operación De La Compañía Oil Ltda. Año 2014 ......................................... 12 Tabla 3: Variación De Los Costos De Operación De La Compañía Oil Ltda. Año 2013 – 2014 18 Tabla 4: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Equipo en el Año 2013 (Campo I) ........... 25 Tabla 5: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento año 2013 27 Tabla 6: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2013
(Campo I) ...................................................................................................................................... 28 Tabla 7: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2013 (Campo I) ....................... 30 Tabla 8: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2013 por sistema de
Levantamiento (Campo I) ............................................................................................................. 32
Tabla 9: Eficiencia de la Intervención Promedio a pozo en el año 2013 (Campo I) .................... 35 Tabla 10: Eficiencia de la Intervención Promedio a pozo por sistema de Levantamiento en el año
2013 (Campo I) ............................................................................................................................. 37 Tabla 11: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Equipo en el Año 2013 (Campo II) ........ 39
Tabla 12: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento e
inyección año 2013 ....................................................................................................................... 42 Tabla 13: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2013
(Campo II) ..................................................................................................................................... 43 Tabla 14: Costos Promedio de Intervenir un Pozo Por Equipo en el Año 2014 (Campo I) ......... 52
Tabla 15: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2014
(Campo I) ...................................................................................................................................... 54 Tabla 16: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento año 2014
....................................................................................................................................................... 55
Tabla 17: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2014 (Campo I) ..................... 56 Tabla 18: Costos Promedio de Intervenir un Pozo Por Equipo en el Año 2014 (Campo II) ........ 63 Tabla 19: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2014
(Campo I) ...................................................................................................................................... 65 Tabla 20: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento año 2014
....................................................................................................................................................... 66 Tabla 21: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2014 (Campo II) ................... 68
Tabla 22: Porcentaje de error en el cargue de la información en el Campo I ............................... 75 Tabla 23: Porcentaje de error en el cargue de la información en el Campo II ............................. 76 Tabla 24: Pérdidas asociadas por la no intervención oportuna de pozos de un equipo en un año 86 Tabla 25: Variables básicas para evaluación económica de trabajos de Well Services y
Workover. ..................................................................................................................................... 93
Tabla 26: Datos reales de un pozo para el Campo II. ................................................................... 95 Tabla 27: Cálculo de la declinación de la producción del pozo. .................................................. 96
Tabla 28: Pasos para el cálculo de la producción neta acumulada mes y acumulada total .......... 98 Tabla 29: Pasos para el cálculo del flujo de caja .......................................................................... 99 Tabla 30: Resultados de VPN, TIR, Tiempo de retorno y Eficiencia de la Inversión ................ 101 Tabla 31: Tiempos de espera planeados. .................................................................................... 104 Tabla 32: Tiempos de espera no planeados. ............................................................................... 117 Tabla 33: Tiempo operacional. ................................................................................................... 118
Tabla 34: Resultados de las operaciones realizadas en las áreas del Campo I año 2015. .......... 121
Tabla 35: Relación de las variables con respecto al tiempo total de ejecución de cada una de las
áreas que componen el Campo I. ................................................................................................ 122 Tabla 36: Eficacia Global de las intervenciones a las áreas del Campo I. .................................. 124
Tabla 37: Resultados de las operaciones realizadas en las áreas del Campo II año 2015. ......... 125 Tabla 38: Eficacia Global de las intervenciones a las áreas del Campo II. ................................ 125 Tabla 39: Histórico de duración promedio de las intervenciones por Well Services y Workover
en los SLA para el Campo I. ....................................................................................................... 127 Tabla 40: Distribución de duración promedio de las intervenciones por Well Services y
Workover en los SLA para el Campo I. ...................................................................................... 128 Tabla 41: Histórico de duración promedio de las intervenciones por Well Services y Workover
en los SLA para el Campo II....................................................................................................... 130 Tabla 42: Distribución de duración promedio de las intervenciones por Well Services y
Workover en los SLA para el Campo I. ...................................................................................... 131 Tabla 43: Costos generados por Servicios. ................................................................................. 134
Tabla 44: Materiales necesarios para el completamiento del pozo. ............................................ 135 Tabla 45: Histórico de duración promedio para un trabajo de Workover en el área A del Campo
II. ................................................................................................................................................. 136 Tabla 46: Variable para la evaluación económica de un trabajo de Workover en un pozo inyector
..................................................................................................................................................... 137
Tabla 47: Variables de entrada para realizar la evaluación económica del Workover ............... 138 Tabla 48: Resultados obtenidos de la evaluación económica para el trabajo de Workover ....... 138
Tabla 49: Programa general de trabajo para una intervención con equipo de Workover en un
pozo inyector ............................................................................................................................... 139 Tabla 50: Tiempos y costos promedio para realizar la Evaluación Económica en las
intervenciones por Well Services y Workover en el Campo I. ................................................... 141
Tabla 51: Tiempos y costos promedio para realizar la Evaluación Económica en las
intervenciones por Well Services y Workover en el Campo II. ................................................. 143
Lista De Figuras
Figura 1: Costos Directos de Operación Año 2013 ........................................................................ 8
Figura 2: Costos Indirectos de Operación Año 2013 ...................................................................... 8 Figura 3: Costos de Soporte Operacional Año 2013 ...................................................................... 9 Figura 4: Comparación Costos (%) Reales Vs Planeados año 2013 ............................................ 10 Figura 5: Costos De Operación De La Compañia Año 2013 ........................................................ 11 Figura 6: Costos Directos de Operación Año 2014 ...................................................................... 14
Figura 7: Costos Indirectos de Operación Año 2014 .................................................................... 14 Figura 8: Costos de Soporte operacional Año 2014 ..................................................................... 15 Figura 9: Costos (%) Reales Vs Planeados año 2014 ................................................................... 16 Figura 10: Costos De Operación De La Compañia Año 2014 ...................................................... 17
Figura 11: Comparación De Costos (%) Y Variación (%) Año 2013 Y 2014 ............................. 20 Figura 12: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo I) ................ 26
Figura 13: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2013
(Campo I) ...................................................................................................................................... 28
Figura 14: Duración Promedio De Intervención A Pozo - Año 2013 (Campo I) ......................... 31 Figura 15: Duración Promedio De Intervención A Pozo por Sistema de Levantamiento - Año
2013 (Campo I) ............................................................................................................................. 33
Figura 16: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo I) .................. 36 Figura 17: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2013
(Campo I) ...................................................................................................................................... 38 Figura 18: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo I) ................ 40 Figura 19: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo II) .............. 41
Figura 20: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por SLA Año 2013 (Campo II) .................. 43
Figura 21: Duración Promedio De Intervención A Pozo - Año 2013 (Campo II) ........................ 45 Figura 22: Duración Promedio De Intervención A Pozo - Año 2013 (Campo II) ........................ 45 Figura 23: Duración Promedio De Intervención A Pozo por Sistema de Levantamiento - Año
2013 (Campo II) ............................................................................................................................ 47 Figura 24: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo II) ................. 49
Figura 25: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo II) ................. 49 Figura 26: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2013
(Campo II) ..................................................................................................................................... 51 Figura 27: Duración Promedio De Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2014
(Campo I) ...................................................................................................................................... 57 Figura 28: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2014 (Campo I) .................. 59 Figura 29: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2014
(Campo I) ...................................................................................................................................... 60 Figura 30: Duración Promedio De Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2014
(Campo II) ..................................................................................................................................... 70 Figura 31: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2014 (Campo II) ................. 72 Figura 32: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2014 (Campo II) ................. 72 Figura 33: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2014
(Campo II) ..................................................................................................................................... 74 Figura 34: Comparación Costos y tiempos promedio Workover años 2013 y 2014 (Campo I) .. 83
Figura 35: Comparación Costos y tiempos promedio Well Services años 2013 y 2014 (Campo I)
....................................................................................................................................................... 86 Figura 36: Comparación costos y tiempos promedio Well Services y Workover años 2013 y 2014
(Campo II) ..................................................................................................................................... 88
Figura 37: Comparación de la eficiencia en las operaciones de Well Services y Workover en los
Campos I y II entre los años 2013 y 2014 .................................................................................... 90 Figura 38: Perfil de producción del pozo antes y después del servicio. ....................................... 97 Figura 41: Equipo de Workover ................................................................................................. 156
1
Resumen
En el siguiente trabajo se identificó y analizaron los costos operativos de dos campos
petroleros donde la compañía Oil Ltda. tiene operación, con lo cual, se creó una estrategia para
disminuir los costos en aquellas operaciones donde se evidenciaron mayores desviaciones de
recursos, se identificaron los costos en la planeación y la ejecución de las operaciones de Well
Services y Workover de manera directa y contratada, se planteó una metodología para hallar
tiempos y costos promedio históricos como variables fundamentales a la hora de analizar la
viabilidad económica de las intervenciones a pozo dependiendo del tipo y alcance del trabajo; así
como del tipo de Sistema de Levantamiento Artificial que se requiera intervenir y finalmente se
recomendó una mejora en la forma de contratación actual; así como un cambio con respecto a
cómo se están evaluando actualmente las intervenciones a pozo mediante conceptos como
desempeño y eficiencia por una nueva metodología llamada eficacia que mide la disponibilidad,
el desempeño y calidad operacional de los equipos de Well Services y Workover.
Palabras claves: Costos, Workover, Well Services, desviaciones, planeación, ejecución,
duración promedio histórica, Sistema de Levantamiento Artificial, desempeño, eficiencia,
intervención a pozo, eficacia.
2
Abstract
In this work we identified and analyzed the operating costs of two oil fields where the
Company Oil Ltda., has operation, thus, a strategy was developed to reduce costs in operations
where deviations greater resources were evident, they identified the costs in the planning and
execution of operations well Services and Workover direct and contracted way, a methodology
was proposed to find time and historical average costs as key variables when analyzing the
economic feasibility of interventions to well depending on the type and scope of work; and the
type of Artificial Lift System that is required to intervene and finally an improvement
recommended in the form of current recruitment; as well as a change from how they are
currently evaluating interventions through concepts as well performance and efficiency with a
new methodology called effectiveness measures the availability, performance and operational
quality of equipment and Workover Well Services.
Keywords: Costs, Workover, Well Services, desviations, planning, execution, historical average
duration, Artificial Lift System, performance, efficiency, well intervention, effectiveness.
3
Introducción
En la compañía Oil Ltda., se realizan muchas operaciones con equipos de Well Services y
Workover para recuperar u optimizar la producción e inyección de agua en los pozos, sin
embargo, no se tiene pleno conocimiento de las principales desviaciones de los recursos y el
porqué del aumento de los costos de un año a otro en la ejecución de sus operaciones; no se tiene
claridad sobre que es más rentable para la compañía en cuanto a la ejecución de trabajos
mediante equipos directos o contratados; no se tienen un patrón definido de tiempos y costos
promedios de las intervenciones (según el tipo y alcance de trabajo y el tipo de Sistema de
Levantamiento Artificial que se requiere intervenir) que permitan a la empresa evaluar si está
haciendo las cosas bien y de forma correcta. Por otra parte se requiere identificar si la forma de
evaluar a las empresas aliadas es la más idónea y si el modelo de contratación actual más allá de
contemplar ciertos estándares, permite estimular a las empresas a realizar sus trabajos de manera
eficiente.
Para dar respuesta a cada una de las inquietudes anteriormente mencionadas, se plantea
una estrategia que se inicia desde la identificación y distribución los costos asociados a los
equipos de subsuelo entre los años 2013 y 2014 en los Campos I y II donde la compañía tiene
operación directa y contratada. En ésta primera instancia se podrá conocer como están
distribuidos los costos en los equipos de subsuelo y cómo ha sido su variación de un año a otro y
cuales han sido las principales causas de las desviaciones.
4
Posteriormente se realiza un análisis de los costos en las intervenciones de subsuelo
donde se identifican las diferencias que existieron entre los tiempos y costos promedios
planeados Vs ejecutados y sus causas, al igual que la variación de un año a otro, también se
evalúa el desempeño y la eficiencia operacional tanto en equipos como por sistema de
levantamiento artificial. Con lo anterior se identifica claramente que los equipos directos
intervienen un pozo en un tiempo mayor que los contratados, siendo el tiempo la variable más
crítica para el análisis económico, lo que permite concluir que es una de las principales causas
para que la operación directa sea más costosa que la contratada. Adicionalmente, se demuestra
que con el equipo contratado los pozos que se intervienen tienen menores pérdidas en
producción. Al comparar en un periodo de un año, un equipo contratado interviene 28 pozos y un
equipo directo 16 pozos, es decir, un equipo contratado interviene 2.3 pozos por mes y un equipo
propio interviene 1.3 pozos por mes, con lo cual un equipo contratado alcanza a recuperar la
producción de 12 pozos más.
Conociendo la distribución de los costos de acuerdo a lo mencionado anteriormente, se
estableció una estrategia para minimizar las mayores desviaciones de recursos como son: costos
laborales, mantenimiento, beneficios al personal, costos administrativos, salud ocupacional y
seguridad en el trabajo.
También se establecieron los criterios para que la compañía realice la evaluación
económica de cada intervención teniendo en cuenta el tiempo histórico por sistema de
levantamiento artificial para cada campo y de esta manera pronosticar los costos promedios de
intervención con equipos de well Services y Workover.
5
Finalmente se identificó que el modelo de contratación que actualmente tiene la
compañía no es el más viable porque no asegura la disponibilidad, la calidad y el desempeño de
los equipos. Tal y como está planteado actualmente, el modelo elige a la compañía prestadora de
servicios que “ofrezca un menor precio” (cumpliendo ciertos parámetros estandarizados en la
compañía), no se tienen en cuenta los costos implícitos que conlleva cambiar de una compañía a
otra sin que esta asegure que los tiempos de ejecuciones sean menores o iguales que el tiempo
histórico de los trabajos realizado en cada campo.
Se recomienda modificar la metodología que existe actualmente en la evaluación de los
indicadores en cuanto a desempeño de los trabajos realizados por equipos de well Services y
Workover, realmente lo que está midiendo la metodología es la “eficiencia en la planeación” y lo
que se propone es implementar una nueva metodología llamada eficacia operacional que clasifica
el tiempo de las operaciones en: Tiempos de Espera Planeados, Tiempo No Productivo y Tiempo
Operacional y se comparan con los tiempos históricos de las intervenciones en cada campo y así
poder conocer si se incrementan los costos y tiempos de las intervenciones a los pozos.
6
Capítulo 1: Identificar los costos de las operaciones de subsuelo de los campos petroleros
donde tiene operaciones la empresa OIL Ltda., en el Magdalena Medio
La fase inicial, comprende la adquisición de información e identificación de los costos de
las operaciones de subsuelo en los campos petroleros donde tiene operaciones la empresa OIL
Ltda., en el Magdalena Medio mediante el uso la base datos de la compañía, dicha base de datos
es un software especializado donde se almacena toda la información de las intervenciones de
Well Services y Workover en cuanto a los costos estimados (planeados) y costos reales, al igual
que los tiempos de dichas intervenciones.
Es importante denotar que las operaciones de subsuelo (costo de equipos, movilizaciones,
alquiler de herramientas, servicios de empresas aliadas, compra de materiales para pozos
productores e inyectores entre otros), son el ítem que más consume recursos dentro del
presupuesto que se estima para un determinado año operativo; para la compañía Oil Ltda., dicho
ítem llega en ocasiones a ser hasta un 30% del presupuesto total. Por tal motivo, identificar,
planear y ejecutar las actividades de forma eficiente resulta fundamental en materia económica y
en rentabilidad para la empresa.
A continuación se muestran los costos relacionados a las operaciones de subsuelo en el
año 2013.
7
Tabla 1: Costos Operativos de Subsuelo de la compañía Oil Ltda. Año 2013
Costos de Operación - Año 2013 Costo
Real
Costo
Plan. Desviación
Costos Nivel
Operativo 74.4% 72.7%
Costos
Directos de
Operación
58.1% 57.6%
Gastos Laborales 25.2% 22.7% 12.4%
Mantenimiento 24.2% 17.0% 45.0%
Contratos de Operación 4.2% 8.5% -49.7%
Lubricantes 2.5% 6.6% -61.9%
Materiales, Herramientas y Repuestos 1.6% 2.3% -26.9%
Combustibles 0.400% 0.5% -21.6%
Químicos 0.002% 0.0001% -
Costos
Indirectos de
Operación
16.3% 15.1% 4.2%
Beneficios al Personal 13.4% 13.7% -3.4%
Contratos No Operacionales 2.8% 1.4% 7.6%
Gastos Generales 0.10000% - -
Costos Nivel
Soporte 25.6% 27.3%
Costos de
Soporte
Operacional
25.6% 27.3%
Administrativos, software y contratación 12.5% 13.8% -8.4%
Salud/Ocupacional 9.3% 8.8% 7.6%
Seguridad Física 2.8% 3.6% -21.1%
Seguridad Industrial 0.6% 0.6% 1.1%
Planeación y Compras 0.2% 0.4% -32.3%
Servicios y Tecnología 0.1% 0.1% -23.0%
En el año 2013 la compañía distribuyó el 74,4% en Costos Operativos, de los cuales
58,1% corresponden a costos directos de operación, siendo los más representativos los gastos
laborales y mantenimientos a los equipos de Well Services y Workover.
8
Figura 1: Costos Directos de Operación Año 2013
Los demás costos operativos corresponden al 16,3% de los costos indirectos de operación
como los beneficios al personal en capacitación, educación, planes de salud, transporte,
alimentación. (Fuente: Oil Ltda.).
Figura 2: Costos Indirectos de Operación Año 2013
GASTOS LABORALES
43%
MANTENIMIENTO 42%
CONTRATOS DE OPERACIÓN
7%
MATERIALES, HERRAMIENTAS
Y REPUESTOS 4%
LUBRICANTES 3%
COMBUSTIBLES 1%
58.1% COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN - AÑO 2013
BENEFICIOS AL PERSONAL
82%
CONTRATOS NO OPERACIONALES
- Compras y
transporte 17%
GASTOS GENERALES
1%
16.3% COSTOS INDIRECTOS DE OPERACIÓN - AÑO 2013
9
Por otra parte los Costos de Soporte representan el 25,6%, de mayor a menor porcentaje
son: Software y contratos (49%), campañas de salud ocupacional (37%), servicio de vigilancia
(11%), entre otros. (Fuente: Oil Ltda.).
Figura 3: Costos de Soporte Operacional Año 2013
ADMINISTRATIVO, SOFTWARE Y
CONTRATACIÓN 49%
SALUD / OCUPACIONAL
37%
SEGURIDAD FISICA 11%
SEGURIDAD INDUSTRIAL
2%
PLANEACIÓN Y COMPRAS
1%
SERVICIOS Y TECNOLOGÍA
0%
25.6% COSTOS DE SOPORTE OPERACIONAL- AÑO 2013
10
Figura 4: Comparación Costos (%) Reales Vs Planeados año 2013
También se compararon los costos ejecutados y planeados en el año 2013 y estuvieron
1.5% por encima de lo planeado, los rubros que más aumentaron respecto a lo planeado fueron
los de mantenimiento seguido de los gastos laborales por incremento de horas extras. Ver figura
4. Adicionalmente, se evidencia una regular planeación en costos, ya que hubo una sobre
ejecución en los rubros que mayormente acaparan y gastan el presupuesto.
12
,4%
45
,0%
-49
,7%
-61
,9%
10
4,2
%
-90%
-60%
-30%
0%
30%
60%
90%
120%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%G
AST
OS
LAB
OR
ALE
S
MA
NTE
NIM
IEN
TO
CO
NTR
ATO
S D
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PER
AC
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PLA
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CO
MP
RA
S
SER
VIC
IOS
Y TE
CN
OLO
GÍA
Real Vs Planeado Año 2013
% Total Costos Real % Total Costos Plan. % Desv. (eje derecho)
11
En resumen, a continuación se presenta la distribución de costos de la compañía Oil
Ltda., para el año 2013 en cuanto a las operaciones de Workover y Well Services.
Figura 5: Costos De Operación De La Compañia Año 2013
De la figura 9 se puede concluir que el Pareto de los costos asociado a las intervenciones
con equipos en pozos productores e inyectores de la compañía son 5: Costos laborales,
mantenimiento, beneficios al personal, costos administrativos y salud ocupacional que
representan el 84% de total del presupuesto.
25
,2%
24
,2%
13
,4%
12
,5%
9,3
%
4,2
%
2,8
%
2,8
%
2,5
%
1,6
%
0,6
3%
0,3
6%
0,2
4%
0,0
93
%
0,0
91
%
0,0
01
8%
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
12
Tabla 2: Costos De Operación De La Compañía Oil Ltda. Año 2014
Costos de Operación - Año 2014 Costo
Real
Costo
Plan. Desviación
Costos Nivel
Operativo 74.1% 72.5%
Costos
Directos de
Operación
59.1% 57.8%
Gastos Laborales 27.6% 27.1% 15.4%
Mantenimiento 19.7% 15.1% 48.3%
Contratos de Operación 8.2% 7.7% 21.3%
Lubricantes 1.6% 3.6% -49.7%
Materiales, Herramientas y Repuestos 1.5% 3.8% -55.1%
Combustibles 0.500% 0.5% 14.7%
Químicos 0.002% 0.0% -
Costos
Indirectos de
Operación
15.0% 14.7% -75.3%
Beneficios al Personal 14.9% 14.4% 16.8%
Gastos Generales 0.1% 0.0% 0.0%
Contratos No Operacionales 0.00001% 0.3% -92.1%
Costos Nivel
Soporte 25.9% 27.5%
Costos de
Soporte
Operacional
25.9% 27.5%
Administrativos, software y contratación 12.3% 13.5% 3.1%
Salud/Ocupacional 10.1% 10.1% 13.6%
Seguridad Física 2.3% 2.5% 7.2%
Seguridad Industrial 0.8% 0.7% 23.5%
Planeación y Compras 0.3% 0.7% -47.8%
Servicios y Tecnología 0.1% 0..1% 1.8%
El mismo criterio de evaluación se tuvo en cuenta para los costos del año 2014 donde la
distribución fue similar a la del año 2013, los costos de nivel operativo representaron un 74.1%;
de los cuales, los costos directos de operación representaron el 59.1% principalmente por gastos
laborales y mantenimiento.
13
Las mayores desviaciones de recursos en las variables de mayor peso en los costos
directos de operación se evidenció en los costos de mantenimiento de equipos con una
desviación del 48.3% más de lo planeado equivalente a 1.3 millardos de pesos, seguido de los
gastos laborales con una desviación del 15.4% equivalente a 0.76 millardos de pesos y por
último los contratos de operación con un 21.3% equivalente a 0.297 millardos de pesos.
En los costos indirectos de operación la mayor desviación tuvo lugar en los beneficios al
personal (plan educacional, fondos de pensión y transporte) con un 16.8% con respecto al
planeado, es decir, 0.44 millardos de pesos
En términos generales para el año 2014 se tuvo un sobrecosto en la ejecución de las
actividades del 13.4% por encima de los costos planeados. Ver tabla 2.
Por último, las mayores desviaciones de recursos en los costos de soporte operacional
tuvieron lugar en salud ocupacional (lesiones incapacitantes) con un 13.6% equivalente a 0.25
millardos de pesos.
COSTOS LABORALES
[PORCENTAJE]
MANTENIMIENTO 33%
CONTRATOS DE OPERACION
14%
LUBRICANTES 3%
MATERIALES, HERRAMIENTAS
Y REPUESTOS 2%
COMBUSTIBLES 1% QUIMICOS
0%
59.1 % COSTOS DIRECTOS DE OPERACIÓN - AÑO 2014
14
Figura 6: Costos Directos de Operación Año 2014
De los costos directos de operación en el año 2014 corresponden principalmente a costos
laborales (salarios, horas extras, cesantías, primas, vacaciones., etc.) con un 47% y costos de
mantenimiento (mantenimiento preventivo y correctivo, compra de repuestos) con un 33%
Figura 7: Costos Indirectos de Operación Año 2014
Los costos indirectos de operación fueron del orden del 15% en su mayoría por los
beneficios al personal.
BENEFICIOS AL PERSONAL
99%
GASTOS GENERALES
1%
CONTRATOS NO OPERACIONALE
S 0%
15% COSTOS INDIRECTOS DE OPERACIÓN - AÑO 2014
15
Figura 8: Costos de Soporte operacional Año 2014
Los costos de soporte operacional representaron el 25,9% asociado a software, contratos
y salud ocupacional.
ADMINISTRATIVO, SOFTWARE Y
CONTRATACIÓN 48%
SALUD / OCUPACIONAL
39%
SEGURIDAD FISICA
9%
SEGURIDAD INDUSTRIAL
3%
PLANEACIÓN Y COMPRAS
1% SERVICIOS Y TECNOLOGÍA
0%
25.9 % COSTOS DE SOPORTE OPERACIONAL- AÑO 2014
16
Figura 9: Costos (%) Reales Vs Planeados año 2014
En términos generales se evidencia una mejor planeación en los costos asociados a las
operaciones con respecto a los costos planeados en el año 2013, en especial en aquellos rubros
donde se necesita un mayor presupuesto de ejecución. Sin embargo, es importante notar que en
el rubro de mantenimiento hubo una sobre ejecución del 4.8% en el presupuesto asignado que
equivale a 1.5 millardos de pesos, esto debido principalmente a fallas reiterativas en los equipos
de Workover y Well Services, así como incremento en los costos de servicio de reparación y
repuestos
15
%
48
%
21
%
-50
%
-55
%
-92
%
-48
%
-120%
-90%
-60%
-30%
0%
30%
60%
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
Real Vs Planeado Año 2014
% Total Costos Reales % Total Costos Planeados % Desv.(eje derecho)
17
En resumen, a continuación se presenta la distribución de costos de la compañía Oil
Ltda., para el año 2014 en cuanto a las operaciones de Workover y Well Services.
Figura 10: Costos De Operación De La Compañia Año 2014
Al igual que en el año 2013, los rubros de mayor importancia dentro del presupuesto
estimado para las operaciones de Workover y Well Services son los mismo 5: Costos laborales,
mantenimiento, beneficios al personal, costos administrativos y salud ocupacional que
representan el 85% de total del presupuesto.
27
,6%
19
,7%
14
,9%
12
,3%
10
,1%
8,2
%
2,3
%
1,6
%
1,5
%
0,8
%
0,5
%
0,3
%
0,1
%
0,1
%
0,0
2%
0,0
02
%
0,0%
5,0%
10,0%
15,0%
20,0%
25,0%
30,0%
18
Tabla 3: Variación De Los Costos De Operación De La Compañía Oil Ltda. Año 2013 – 2014
DESCRIPCIÓN COSTOS Var. 2013-2014
Costos reales
Var. 2013-2014
Costo plan.
COSTOS OPERATIVOS
GASTOS LABORALES 11.80% 8.80%
MANTENIMIENTO -17.30% -19.10%
CONTRATOS DE OPERACIÓN 98.20% -17.80%
MATERIALES, HERRAMIENTAS Y REPUESTOS -38.90% -48.10%
LUBRICANTES -0.90% 44.00%
COMBUSTIBLES 34.20% -8.20%
QUIMICOS -1.80% 15.00%
BENEFICIOS AL PERSONAL 13.20% -3.50%
CONTRATOS NO OPERACIONALES - Compras y
transporte -99.20% -78.10%
GASTOS GENERALES 7.70% -
COSTOS DE SOPORTE
ADMINISTRATIVOS, SOFTWARE Y CONTRATACIÓN 0.30% -10.90%
SALUD / OCUPACIONAL 9.90% 4.00%
SEGURIDAD FISICA -14.10% -36.70%
SEGURIDAD INDUSTRIAL 26.70% 3.70%
PLANEACIÓN Y COMPRAS 28.40% 66.70%
SERVICIOS Y TECNOLOGÍA -7.80% -30.20%
VARIACIÓN TOTAL 2013-2014 0.019 -0.088
En la tabla 3. Se muestra la variaron de los costos en el año 2013 Vs 2014 en total fue
1.9% equivalente a 0.375 millardos de pesos. Aumentaron con respecto al año 2013 los gastos
laborales 11.8% (equivalente a 0.6 millardos de pesos) y la proyección fue del 8.8%.
Aumentaron los contratos de operación en un 98.2% equivalente a 0.84 millardos de pesos, aun
cuando en la planeación se esperaba una disminución del 17.8%, esto debido principalmente a
que se esperaba que algunas operaciones fueran asumidas por la operación directa, sin embargo,
debido al aumento de trabajos, la empresa se vio en la necesidad de solicitar apoyo a empresas
prestadoras de servicios. Aumentaron los costos en combustibles en un 34.2% equivalente a 0.02
19
millardos de pesos por el incremento de operaciones en pozo. Aumento la planeación y compras
en un 28.4% equivalente a 0.01 millardos de pesos, pero se estimó incrementara en un 66.7%, se
esperaba que la empresa fuera más eficiente en este tema álgido de la compañía, donde se tienen
los mayores retrasos para la adquisición de bienes y servicios que apoyan la operación.
De acuerdo a la información de la base de datos, se estimó la reducción en compra de
materiales, herramientas y repuestos según lo planeado en un 48.1% y según los costos reales se
logró una disminución del 38.9%. Se aprecia una contradicción dado que en el 2014 hubo un
incremento significativo de las intervenciones a pozos que demandaron más recursos de este
rubro, la explicación tiene lugar a la mala clasificación de los costos planeados y ejecutados en el
año 2013 (errores humanos, confusión en las cuentas a la hora de realizar el cargue de la
información), ya que se debía esperar que la variación de costos reales y planeados en el año
2013 Vs 2014 incrementara.
A continuación se presenta la comparación de los costos reales y el porcentaje (%) de
variación de todos los rubros que hacen parte del presupuesto en los trabajos de Workover y
Well Services entre los años 2013 y 2014.
20
Figura 11: Comparación De Costos (%) Y Variación (%) Año 2013 Y 2014
En conclusión, en el año 2014 se incrementaron los costos laborales en un 11.8%, se pasó
de un 25.2% a un 27.6 %, debido al mayor número de trabajos realizados, 22 trabajos adicionales
que equivalen a un incremento del 9.1% con respecto al 2013, incrementó de cesantías de un
16%, aumento salarial en un 13%, salud ocupacional en un 10.7%.
En cuanto a los costos de mantenimiento, se observa una mayor fiabilidad en los equipos
y herramientas en el año 2014, a pesar del incremento en las operaciones, se evidencia una
disminución importante del 17.3% que en presupuesto son 1.4 millardos de pesos.
Otro punto importante se aprecia en el incremento del rubro de los beneficios al personal
(educación, fondos y estímulos a la eficiencia operativa) en un 13.2% equivalente a 0.36
millardos de pesos.
11
,8%
-17
,3%
13
,2%
98
,2%
-99
,2%
-38
,9%
34
,2%
-120%-90%-60%-30%0%30%60%90%120%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
% COSTOS 2013 % COSTOS 2014 % Var. 2013-2014 (eje derecho)
21
Finalmente, otro rubro (el más destacado) es el de contratos de servicio a la operación
(registros de correlación, servicio de cañoneo, cementación, alquiler de herramientas., etc.) que
tuvo un incremento del 98.2% con respecto al año 2013. Dicho incremento representó costos
adicionales por 0.84 millardos de pesos.
22
Capítulo 2: Analizar los costos de las operaciones de subsuelo de los campos petroleros
donde tiene operaciones la empresa Oil Ltda., en el Magdalena Medio
En este capítulo se abordará el análisis de los costos de las operaciones de subsuelo en
dos campos en donde la compañía Oil Ltda., tiene operación directa y contratada, dicho análisis
abarcará los años 2013 y 2014. Los campos que se analizarán son yacimientos depletados (bajas
presiones de formación) y de recuperación secundaria mediante la inyección de agua. Para que
sea posible la producción de fluidos (Gas, Crudo y Agua) en los campos I y II, los yacimientos
requieren de energía adicional en los pozos productores que se da por medio de los Sistema de
Levantamiento Artificial (SLA*) y adicionalmente mediante la inyección de agua, conocida en la
industria como recuperación secundaria que en términos generales ayuda a mantener la presión
del yacimiento (alarga la vida del campo petrolero) y al desplazamiento de fluidos de la
formación desde el pozo inyector hacia los pozos productores.
Para el análisis de los costos el “Campo I” como en el “Campo II” se enfocará
inicialmente los costos en los equipos de Workover y Well Services y finalmente se analizarán
los costos de intervención en pozos productores e inyectores mediante los SLA que actualmente
existen y que permiten la producción de hidrocarburos en los dos campos en mención. Dichos
SLA son: Bombeo Mecánico - BM, Bombeo neumático o Gas Lift – BN, Bombeo
Electrosumergible - BES, Bombeo por Cavidades Progresivas – BCP y Bombeo
Electrosumergible por Cavidades Progresivas ESPCP y Flujo Natural – FN.
23
Las intervenciones a pozos se realizan por diferentes causas:
En pozos productores: Por falla en el SLA (falla en el sistema de bombeo; falla en
bombas de subsuelo y varilla, falla en sistema de producción; falla en tubería), optimizaciones
(oportunidades para incrementar la producción del pozo, bien sea mediante instalación de
bombas con mayor capacidad de desplazamiento de fluido y/o cambio de SLA), arenamiento
(depositación de sedimentos en fondo de pozo que debido a su acumulación taponan las zonas
productores y/o la bomba de subsuelo), deficiencias (pérdida de producción en el pozo producto
del desgaste normal o acelerado de la bomba de subsuelo) y aumentos de producción mediante
adición de nuevas zonas productores (Workover: cañoneos adicionales, estimulaciones,
aislamiento de zonas productoras de agua y sólidos, fracturamiento hidráulico).
En pozos inyectores (IYA): Por pérdida de integridad en el sistema de inyección en fondo
(BHA: Bottom Hole Assembly); falla en algún componente de BHA que impide el control de
inyección de fluidos a la formación, esto se conoce como sobrecaudales de inyección y se dan
cuando los caudales inyectados en alguna zona son superiores a los requeridos por el yacimiento.
Por pérdida de inyectividad de fluidos del pozo (obstrucción al paso del fluido por el BHA y
arenamiento en las zonas de interés) y finalmente por falla mecánicas (falla inducidas por las
intervenciones a los pozos mediante unidades Rigless; intervenciones que no requieren equipos
de Workover y Well Services)
SLA*. Es un mecanismo externo a la formación productora encargado de levantar crudo desde la
formación a una determinada tasa, cuando la energía del pozo es insuficiente para producirlo por sí mismo o cuando
la tasa es inferior a la deseada. Generalmente esto se logra por medio de dispositivos mecánicos en el pozo, tales
como bombas.
24
2.1 Costos promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el
Campo I. Año 2013
Antes de decidir la intervención en un pozo con equipos de Workover y/o Well Services,
se hace una evaluación económica que consiste en identificar la viabilidad del trabajo, es decir,
es un procedimiento que permite saber si la inversión que se haría para ejecutar la actividad es
financieramente viable, es decir, si el VPN cumple con la rentabilidad esperada por la compañía
y adicionalmente permite conocer el tiempo estimado de la recuperación de la inversión. Si la
inversión es viable, el paso a seguir consiste en planear las actividades y los costos asociados a la
misma mediante una autorización para realizar gastos (AFE: Authorization for Expenditure) que
en general le permite a una persona o equipo de trabajo hacer una o varias solicitudes de
servicios, alquiler de herramientas, compra de materiales, etc.
Para determinar si se realizó una adecuada planeación de costos se definió como criterio
de cumplimiento una banda que varía entre -15% y 10% entre los costos promedios reales y los
costos promedios planeados, el cumplimiento debe estar entre 85% y 110%.
Se consideró crítico aquellos costos reales que tienen una variación superior al 20%
respecto al costo promedio planeado. En la tabla 4 (costos por equipo de Workover o Well
Services) observamos que el equipo de Workover directo WOD3 supero en un 44% los costos
promedios planeados donde la causa principal tuvo mayores tiempos de ejecución de la actividad
25
por ineficiencias operativas y paradas en la actividad no planeadas (fallas mecánicas, inactividad
del equipo por descanso al personal y problemas sociales con la comunidad).
Tabla 4: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Equipo en el Año 2013 (Campo I)
Equipo Costo Plan. Costo Real Cumplimiento % Promedio C. Real
WO Directo USD 284,003
WOD2* USD 198,125 USD 226,275 114%
WOD3 USD 252,368 USD 362,179 144%
WOD4 USD 271,073 USD 284,916 105%
WO
Contratado USD 212,661
WOC5 USD 200,499 USD 189,561 95%
- - - -
WOC7 USD 272,825 USD 244,523 90%
WOC8 USD 314,179 USD 256,171 82%
WS Directo USD 52,082
WSD9** USD 49,419 USD 58,954 119%
WSD10 USD 66,792 USD 78,006 117%
WSD11 USD 56,395 USD 58,967 105%
WSD12 USD 5,773 USD 5,541 96%
WSD13 USD 17,632 USD 12,094 69%
Total Prom USD 135,895 USD 143,857 106% USD 143,857
WO*: Workover WS**: Well ServicesD*: Directo C: Contratado
Se evidencia que el equipo contratado WOC8 no cumplió con los costos planeados, estos
estuvieron inferiores en un 18%, aun cuando se identificó que los tiempos de ejecución sólo
tuvieron una variación de un 1%, se identificó que la principal causa fue una mala planeación de
los costos (sobrevaloración en algunas actividades), el 63% de las actividades realizadas durante
el año estuvieron sobrevaloradas.
26
Figura 12: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo I)
En términos generales el costo promedio total de las intervenciones estuvieron 6% por
encima de lo planeado y aunque se gastó más de lo autorizado no se superó el 10% establecido
como límite.
2.2 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2013
A continuación se identifican las intervenciones que se realizaron en campo de acuerdo a
la clasificación de los SLA. El sistema de bombeo más utilizado en el campo es el bombeo
mecánico, seguido del bombeo por cavidades progresivas, en la tabla 5 podemos observar la
distribución de las intervenciones a pozo realizadas en el año 2013 según el SLA.
19
8
25
2
27
1
20
0
27
3
31
4
49
67
56
6
18
13
6
22
6
36
2
28
5
19
0 24
5
25
6
59
78
59
6
12
14
4
11
4%
14
4%
10
5%
95
%
90
%
82
%
11
9%
11
7%
10
5%
96
%
69
%
10
6%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
WOD2 WOD3 WOD4 WOC5 WOC7 WOC8 WSD9 WSD10WSD11WSD12WSD13
WO Directo WO Contratado WS Directo TotalProm.
Mill
are
s d
e D
ola
res
COSTO PROMEDIO DE INTERVENCION A POZO - AÑO 2013
Costo Plan. Costo Real Cumplimiento %
27
Tabla 5: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento año 2013
Sistema de Levantamiento Distribución de la Intervención
BM 65%
BCP 23%
BN 12%
FN 0.50%
Total 100%
Se determinó el costo promedio de cada SLA para el año 2013 y se relacionó en la tabla
6, el sistema BCP resulto ser el sistema más costoso para intervenir en los trabajos de Workover
con un costo promedio de USD311.260 y el sistema Gas Lift para los trabajos de Well Services
con un costo promedio de USD110.502. Por otra parte el sistema más económico de intervenir
en trabajos de Workover fue flujo natural con un promedio de intervención de USD 97,546
aunque el campo solo cuenta con un pozo con este sistema ya que depende de la energía
almacenada en el yacimiento, para los trabajos de Well Services el sistema más económico de
intervenir fue cavidades progresivas USD 44,709.
El sistema de cavidades progresivas resulto ser el sistema más costoso de intervenir para
los trabajos de Workover (intervención más compleja) y a su vez el de mejor cumplimento pero
el más económico de los trabajos de Well Services (intervención menor).
28
Tabla 6: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2013
(Campo I)
Sistema de
Levantamiento
Tipo de
Trabajo
Costo
Planeado
Costo
Promedio Cumplimiento %
BM1 WRK USD 233,653 USD 260,049 111%
WSV USD 54,835 USD 63,040 115%
BCP2 WRK USD 300,941 USD 311,260 103%
WSV USD 39,077 USD 44,709 114%
BN3 WRK USD 319,781 USD 286,092 89%
WSV USD 71,911 USD 110,502 154%
FN4 WRK USD 95,610 USD 97,546 102%
WSV - - -
TOTAL USD 135,895 USD 143,857 106%
BM1: Bombeo Mecánico, BCP
2: Bombeo por Cavidades Progresivas
BN3: Bombeo Neumático (Gas lift), FN
3: Flujo Natural
En la figura 13 se describe las variaciones entre los costos planeados Vs los ejecutados a
los que hubo lugar en cada SLA y se deduce que los costos más altos están asociados a los
trabajos de Workover
Figura 13: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2013
(Campo I)
23
4
55
30
1
39
32
0
72
96
13
6
26
0
63
31
1
45
28
6
11
1
98
14
4
11
1%
11
5%
10
3%
11
4%
89
%
15
4%
10
2%
10
6%
0%
50%
100%
150%
200%
0
100
200
300
400
WRK WSV WRK WSV WR WSV WRK WSV WRK WSV WR WSV
BM PCP BES BN IYA FN TOTAL
Mill
are
s d
e D
ola
res
COSTO PROMEDIO DE INTERVENCIÓN A POZO POR SISTEMA DE LEVANTAMIENTO - AÑO 2013
Costo Planeado Costo Promedio Cumplimiento %
29
2.3 Duración promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el
Campo I. Año 2013
Para determinar si se realizó una adecuada planeación de tiempos se definió como criterio
de cumplimiento una variación entre -15% y 10% entre los tiempos promedios reales y los
tiempos promedios planeados o un cumplimiento entre el 85% y 110%.
Se consideró crítico aquellos tiempos reales que tiene una variación superior al 20%
respecto al costo promedio planeado y la duración del trabajo supero en 5 días lo planeado.
En la Tabla 7, se observa que el equipo de Workover directo WOD3 supero en un 214%
(14 días) los tiempos promedios planeados, esto debido la inactividad del equipo (37%) por
capacitaciones del personal y descansos con un 3%. El equipo WOD4 supero en un 47% (6.5
días) los tiempos planeados; por inactividad tubo un 29% producto de descansos, capacitaciones,
por la no movilización de equipos en horas nocturnas, relevos de personal y tormentas eléctricas.
30
Tabla 7: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2013 (Campo I)
Equipo Tiempo Plan.
(día)
Tiempo Real
(día) Cumplimiento
Promedio T.
Real (día)
WO Directo 21.4
WOD2 19.2 22.7 118%
WOD3 12.1 25.8 214%
WOD4 11.6 17.1 147%
WO Contratado 9.5
WOC5 8 9 112%
WOC7 8.3 9.9 119%
WOC8 10.7 10.8 101%
WS Directo 7.8
WSD9 5.5 6.9 125%
WSD10 6.4 8.2 127%
WSD11 8.8 12 137%
WSD12 4.1 3.5 86%
WSD13 1 2 200%
Total Promedio 8.9 11.7 132% 11.7
En general los tiempos estuvieron un 32% por encima de lo planeado, superando el límite
permitido del 10%, estos sobre tiempos en la ejecución están enfocados principalmente en
tiempos de capacitaciones, permisos y problemas sociales con la comunidad.
31
Figura 14: Duración Promedio De Intervención A Pozo - Año 2013 (Campo I)
En conclusión el equipo con los costos y tiempos superiores al 20% en el año 2013 fue el
WOD3, 44% y 214% respectivamente, normalmente al aumentar el tiempo de intervención se
aumenta el costo debido a que la tarifa es diaria, a mayor cantidad de días mayor es el costo total
de la intervención al pozo.
En forma global en las intervenciones de Workover con los equipos contratados el tiempo
promedio es de 9.5 días por pozo y el tiempo promedio de intervención de un equipo directo es
de 21.4 días y en cuanto a costos para los equipos contratados es de 0.213 millones de dólares y
en los equipos directos es de 0.284 millones de dólares.
19
12
12
8
8
11
6
6
9
4
1
9
23
26
17
9
10
11
7 8 1
2
4
2
12
11
8%
21
4%
14
7%
11
2%
11
9%
10
1%
12
5%
12
7%
13
7%
86
%
20
0%
13
2%
0%
50%
100%
150%
200%
250%
WOD2 WOD3 WOD4 WOC5 WOC7 WOC8 WSD9 WSD10 WSD11 WSD12 WSD13
WO Directo WO Contratado WS Directo TotalProm.
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE INTERVENCIÓN A POZO - AÑO 2013
Tiempo Plan. (día) Tiempo Real (día) Cumplimiento %
32
2.4 Duración promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2013
En la Tabla 8, se relaciona la duración promedio de un trabajo de Workover y Well
Services por cada SLA; para Workover el menor tiempo se alcanzó en el sistema de
levantamiento por FN con 6.9 días y el mayor tiempo para bombeo mecánico con 20.6 días, para
Well Services el menor tiempo se alcanzó para el sistema de Gas Lift con 6.6 días y el mayor
tiempo para el sistema BCP con 13.4 días.
Tabla 8: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2013 por sistema de
Levantamiento (Campo I)
Sistema de
Levantamiento
Tipo de
Trabajo
Duración
Planeada
Duración
Promedio Cumplimiento %
BM WRK 15.3 20.6 134%
WSV 5.9 7.4 126%
BCP WRK 8.1 8.6 106%
WSV 4.2 5.9 138%
BN WRK 9.1 10.8 119%
WSV 3.5 6.6 190%
FN WRK 4.6 6.9 151%
WSV
TOTAL 8.9 11.7 132%
En los Workover de los pozos con BM se gasta más tiempo que en cualquier otra
intervención, debido a que son los pozos que mayormente se intervienen por incrementos de
producción de agua y sedimentos (aumento de BSW), a esto se le suma que en estas
intervenciones se tienen las mayores inactividades en los equipos por capacitaciones del
personal y orden público. El tiempo activo de los equipos en intervenciones a pozos con BM es
33
del 53%, en los pozos con BCP es del 67%, en los pozos con BN es del 79% (estos trabajos se
hacen normalmente con equipos contratados que tienen una mayor eficiencia operacional).
Adicionalmente, en los trabajos que se realizan en los pozos con BM se realizan más
pruebas y evaluaciones de las zonas para identificar cuáles de éstas se volvieron productoras de
agua.
Figura 15: Duración Promedio De Intervención A Pozo por Sistema de Levantamiento - Año
2013 (Campo I)
15
,3
5,9
8,1
4,2
9,1
3,5
4,6
8,9
20
,6
7,4
8,6
5,9
10
,8
6,6
6,9
11
,7
13
4%
12
6%
10
6%
13
8%
11
9%
19
0%
15
1%
13
2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BN FN TOTAL
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE SERVICIO A POZO (DPS)
Duración Planeada Duración Promedio Cumplimiento %
34
2.5 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en el
Campo I. Año 2013
La eficiencia de las intervenciones está relacionada con la duración y los costos de los
trabajos que se realizan a los pozos productores e inyectores, se define como la relación entre lo
planeado y lo real por un factor de 50% de peso para los costos y 50% para los tiempos.
La meta de cumplimiento de la eficiencia debe ser superior al 95% o la eficiencia debe
ser superior al 90.3% para asegurar que los costos y tiempos se estén cumpliendo de acuerdo a lo
autorizado.
La eficiencia de las intervenciones a los pozos en el año 2013 en total fue 85% para un
cumplimiento de la meta del 90%, no se cumplió principalmente porque algunos equipos
demoraron más de lo planeado las intervenciones como WOD3 (sobre ejecución en costos y
tiempos, 44% y 114% respectivamente) y el WOD4 (sobre ejecución en costos y tiempos, 5% y
47% respectivamente) ocasionando a su vez mayores costos a los autorizados. El factor tiempo
es determinante, ya que a mayor tiempo mayor consumo de presupuesto.
35
Tabla 9: Eficiencia de la Intervención Promedio a pozo en el año 2013 (Campo I)
Equipo Eficiencia
en Tiempo Meta
Eficiencia
(Tiempo, Costos) Cumplimiento
WO Directo
WOD2 84% 95% 86% 91%
WOD3 47% 95% 58% 61%
WOD4 68% 95% 82% 86%
WO Contratado
WOC5 89% 95% 97% 103%
- - 95% - -
WOC7 84% 95% 98% 103%
WOC8 99% 95% 111% 117%
WS Directo
WSD9 80% 95% 82% 86%
WSD10 79% 95% 82% 87%
WSD11 73% 95% 84% 89%
WSD12 116% 95% 110% 116%
WSD13 50% 95% 98% 103%
TOTAL 76% 95% 85% 90%
A continuación en la figura 16, se resumen de la eficiencia operacional de los equipos de
Workover y Well Services directo y contratado, se evidencia que sólo 5 equipos (3 contratados y
2 directos) cumplieron de 11 en total
36
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 16: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo I)
2.6 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo I. Año 2013
Se estimó la eficiencia por SLA para los trabajos de Workover el sistema que se intervino
con mayor eficiencia fue el gas lift con 98% (BN) y el de menor eficiencia fue bombeo mecánico
con 82%; para los trabajos de Well Services el más eficiente fue bombeo mecánico con 83% y el
menos eficiente fue Gas Lift (BN) con 59%.
86% 58% 82% 97% 98% 111% 82% 82% 84% 110% 98% 85%
91%
61%
86%
103% 103%
117%
86% 87% 89%
116%
103%
90% Meta 95%
- WOD2 WOD3 WOD4 WOC5 - WOC7 WOC8 WSD9 WSD10 WSD11 WSD12 WSD13
WO Directo WO Contratado WS Directo TOTAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO - AÑO 2013
Cumplimiento % Meta
37
Tabla 10: Eficiencia de la Intervención Promedio a pozo por sistema de Levantamiento en el
año 2013 (Campo I)
Sistema de
Levantamiento
Tipo de
Trabajo EWS Meta
Eficiencia
Intervención Cumplimiento
BM WRK 74% 95% 82% 86%
WSV 80% 95% 83% 88%
BCP WRK 94% 95% 95% 100%
WSV 73% 95% 80% 84%
BN WRK 84% 95% 98% 103%
WSV 53% 95% 59% 62%
FN WRK 66% 95% 82% 86%
WSV - - - -
TOTAL 76% 95% 85% 90%
Por tanto, los únicos SLA que cumplieron fueron BCP y BN en Workover, 100 % y
103% respectivamente con respecto a la meta, ningún SLA en operaciones de Well Services
cumplió la meta. Los SLA que más se usan en producción de fluidos en el Campo I son BM y
BCP. En términos generales, el cumplimiento de todos los SLA fue del 90% por todas las
justificaciones que fueron mencionadas anteriormente.
82% 83% 95% 80% 98% 59% 82% 85%
86% 88% 100%
84% 103%
62%
86% 90% Meta 95%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BN FN TOTAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
38
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 17: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2013
(Campo I)
2.7 Costos promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el
Campo II. Año 2013
Los criterios de evaluación para el Campo II fueron los mismos que se usaron en el
Campo I. La diferencia entre el Campo I y el Campo II, es que éste último no tiene equipos
propios todas las operaciones se realizan con equipos contratados.
Para determinar si se realizó una adecuada planeación de costos se definió como criterio
de cumplimiento una banda que varía entre -15% y 10% entre los costos promedios reales y los
costos promedios planeados, el cumplimiento debe estar entre 85% y 110%. Se consideró crítico
aquellos costos reales que tienen una variación superior al 20% respecto al costo promedio
planeado.
En la tabla 11 (costos por equipo de Workover o Well Services) observamos que todos
los equipos pertenecientes al grupo Workover WO3 gastaron más del presupuesto asignado, es
importante tener presente que este grupo WO3 ejecutó el 50% de todos los trabajos realizados en
el 2013. El equipo con mayor desviación en recursos fue el P113; este equipo ejecutó 35 trabajos
y se excedió en presupuesto en 26 pozos, que equivale a 0.714 millones de dólares, la causa
principal de esta sobre ejecución se debió principalmente a bloqueos por la comunidad y paro de
39
empresas que prestan el servicio de transporte para los equipos de Workover y Well Services,
situación que se vio reflejada en los demás equipos pertenecientes al grupo WO3. Los demás
grupos tuvieron un cumplimiento aceptable en cuanto a costos.
Tabla 11: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Equipo en el Año 2013 (Campo II)
Equipo Costo Plan. Costo Real Cumplimiento Promedio C.
Real
WO1 USD 141.882
E113 USD 187.896 USD 178.333 95%
E213 USD 30.000 USD 32.530 108%
WO2 USD 113.875
K413 USD 98.275 USD 96.673 98%
K213 USD 188.679 USD 181.038 96%
K113 USD 92.563 USD 98.875 107%
K613 USD 131.013 USD 121.310 93%
K3413 USD 101.570 USD 111.431 110%
K0213 USD 375.775 USD 330.031 88%
WO3 USD 116.168
P013 USD 80.638 USD 97.324 121%
P213 USD 108.517 USD 132.647 122%
P113 USD 85.651 USD 126.244 147%
P313 USD 91.830 USD 111.123 121%
WS1 USD 65.698
R113 USD 80.988 USD 74.242 92%
R213 USD 64.862 USD 57.764 89%
TOTAL USD 99.875 USD 111.419 112% USD 111.419
WO*: Workover WS**: Well Services
Lo equipos pertenecientes al grupo WS1 al igual que los equipos E113, K413, K213,
K613 y K0213 tuvieron un cumplimiento por debajo de lo planeado, lo cual indica dos cosas;
40
una que fueron muy eficientes en la ejecución de sus operaciones o dos que la planeación de los
costos fue sobre valorada. La respuesta a estas dos incógnitas se aclarará cuando se vea la
eficiencia operacional de los equipos. Las figuras 18 y 19, muestran el complimiento individual
de los equipos y el cumplimiento global en la ejecución de los costos asociados a las
intervenciones del año 2013.
Figura 18: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo I)
18
8
30
98
18
9
93
13
1
10
2
37
6
17
8
33
97
18
1
99
12
1
11
1
33
0
95
%
10
8%
98
%
96
% 1
07
%
93
%
11
0%
88
%
-15%
5%
25%
45%
65%
85%
105%
125%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
E113 E213 K413 K213 K113 K613 K3413 K0213
WO1 WO2
Mill
are
s d
e D
ola
res
COSTO PROMEDIO DE TIPO DE SERVICIO A POZO (CPS)
CPP (Plan.) CPS Cumplimiento %
41
Figura 19: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo II)
En términos generales el costo promedio total de las intervenciones estuvo 12% por
encima de lo planeado.
2.8 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2013
A continuación se identifican las intervenciones que se realizaron en campo de acuerdo a
la clasificación de los SLA. El SLA más utilizado e intervenido en el campo es el bombeo
mecánico, seguido por BCP, BES y ESPCP, en la tabla 12 podemos observar la distribución de
las intervenciones a pozo realizadas en el año 2013 según el SLA.
81
10
9
86
92
81
65
10
0
97
13
3
12
6
11
1
74
58
11
1
12
1%
12
2%
14
7%
12
1%
92
%
89
%
11
2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
0
20
40
60
80
100
120
140
P013 P213 P113 P313 R113 R213
WO3 WS1 TOTAL
Mill
are
s d
e D
ola
res
COSTO PROMEDIO DE TIPO DE SERVICIO A POZO (CPS)
CPP (Plan.) CPS Cumplimiento %
42
Tabla 12: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento e
inyección año 2013
SLA e Inyección Distribución de la Intervención
BM 65,9%
BCP 14,5%
BES 14,0%
INY 5,3%
ESPCP 0,2%
Total 100,0%
Se determinó el costo promedio de cada SLA para el año 2013 y se relacionó en la tabla
13, el sistema BES resulto ser el sistema más costoso para intervenir en los trabajos de Workover
con un costo promedio de USD 352.779 seguido de BCP con un costo promedio USD 213.734 y
pozos inyectores (IYA) con un costo promedio USD 208.340 y el sistema BES con un costo
promedio USD 162.579 para los trabajos de Well Services. Por otra parte el sistema más
económico de intervenir en trabajos de Workover fue BM con un promedio de intervención de
USD 87.275, para los trabajos de Well Services el sistema más económico de intervenir fue
cavidades progresivas USD 81.584.
43
Tabla 13: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2013
(Campo II)
Sistema de
Levantamiento
Tipo de
Trabajo
Costo
Planeado
Costo
Promedio Cumplimiento
BM WRK USD 113.205 USD 87.275 77%
WS USD 73.855 USD 85.097 115%
BCP WRK USD 183.906 USD 213.734 116%
WS USD 74.952 USD 81.584 109%
BES WRK USD 330.465 USD 352.779 107%
WS USD 122.788 USD 162.579 132%
ESPCP WRK USD 165.771 USD 205.715 124%
WS - - -
IYA WRK USD 200.990 USD 208.340 104%
WS USD 179.302 USD 184.848 103%
Total general USD 99.875 USD 111.419 112%
En la figura 20 se describe las variaciones entre los costos planeados Vs los ejecutados a
los que hubo lugar en cada SLA y se deduce que los costos más altos están asociados a los
trabajos de Workover
Figura 20: Costo Promedio de Intervención a Pozo Por SLA Año 2013 (Campo II)
11
3
74
18
4
75
33
0
12
3
16
6
20
1
17
9
7.6
87
85
21
4
82
35
3
16
3
20
6
20
8
18
5
11
1
77
%
11
5%
11
6%
10
9%
10
7%
13
2%
12
4%
10
4%
10
3%
11
2%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
0
50
100
150
200
250
300
350
400
WRK WS WRK WS WRK WS WRK WS WRK WS
BM PCP BES ESPCP IYA Totalgeneral
Mill
are
s d
e D
ola
res
COSTO PROMEDIO DE TIPO DE SERVICIO A POZO (CPS)
Costo Planeado Costo Promedio Cumplimiento %
44
2.9 Duración promedio de intervención a pozo por Workover y Well Services en el
Campo II. Año 2013
Se determinaron los mismos criterios del campo II para determinar si se realizó una
adecuada planeación de tiempos se definió como criterio de cumplimiento entre el 85% y 110%
y se consideró crítico aquellos tiempos reales que tiene una variación superior al 20% respecto
al costo promedio planeado y la duración del trabajo supero en 5 días lo planeado.
En la figura 21 y figura 22 observamos que de los 14 equipos que realizaron trabajos de
Workover y Well Services 8 de estos gastaron en promedio más tiempo del planeado, en especial
el equipo E213 con un 87% (1 día), seguido del P213 con 57% (2 días) y el P313 (1.5 días) con
39%
Los equipos que tuvieron una duración menor en las intervenciones de subsuelo respecto
a lo planeado fueron K613 (18% menos), R213 (16% menos), K0213 (5% menos) y R113 (3%
menos).
45
Figura 21: Duración Promedio De Intervención A Pozo - Año 2013 (Campo II)
Figura 22: Duración Promedio De Intervención A Pozo - Año 2013 (Campo II)
1,3
1,8
3,9
5,4
3,9
3,8
4,2
8,8
2,1
3,3
4,3
6,9
4,9
3,1
5,2
8,4
15
4%
18
7%
10
9%
12
7%
12
7%
82
%
12
4%
95
%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
200%
E113 E213 K413 K213 K113 K613 K3413 K0213
WO1 WO2
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE SERVICIO A POZO (DPS)
DPP (Plan.) DPS (Real) Cumplimiento %
3,9
3,9
3,8
3,9
3,4
2,9
3,7
5,3
6,2
5,1
5,5
3,3
2,5
4,7
13
7%
15
7%
13
5%
13
9%
97
%
84
%
12
8%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
P013 P213 P113 P313 R113 R213
WO3 WS1 TOTAL
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE SERVICIO A POZO (DPS)
DPP (Plan.) DPS (Real) Cumplimiento %
46
En general los tiempos estuvieron un 28% por encima de lo planeado, superando el límite
permitido del 10%, estos sobre tiempos en la ejecución están enfocados principalmente
problemas sociales con la comunidad e incumplimiento de las empresas prestadoras de servicios
de transporte, cementación y cañoneo por temas laborales, generando pérdidas para la compañía
en 4.8 millones de dólares
En forma global en las intervenciones de servicio a pozo con los equipos contratados el
tiempo promedio es de 4.7 días por pozo en cuanto a costos es de 0.111 millones de dólares.
2.10 Duración promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2013
En la figura 21 se relaciona la duración promedio de un trabajo de Workover y Well
Services por cada SLA; para Workover el menor tiempo se alcanzó en el sistema de
levantamiento por BM con 4.9 días en promedio y el mayor tiempo para bombeo
electrosumergible con 7.5 días en promedio, para Well Services el menor tiempo se alcanzó para
BM con 5.0 días y el mayor tiempo para el sistema bombeo electrosumergible con 6.4 días. El
resultado observado es coherente ya que hay que tener especial cuidado en la corrida de todo el
sistema de levantamiento BES para prevenir fallas en el cable de potencia que lleva la energía
desde superficie hasta el fondo de la bomba.
47
Figura 23: Duración Promedio De Intervención A Pozo por Sistema de Levantamiento - Año
2013 (Campo II)
2.11 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en
el Campo II. Año 2013
La eficiencia de las intervenciones está relacionada con la duración y los costos de los
trabajos que se realizan a los pozos productores e inyectores, se define como la relación entre lo
planeado y lo real por un factor de 50% de peso para los costos y 50% para los tiempos.
La meta de cumplimiento de la eficiencia debe ser superior al 95% o la eficiencia debe
ser superior al 90.3% para asegurar que los costos y tiempos se estén cumpliendo de acuerdo a lo
autorizado.
4,2
4,2
4,9
4,6
5,7
4,6
4,6
6,0
3,9
3,7
4,9
5,0
6,3
5,7
7,5
6,4
6,7
6,7
4,6
4,7
11
7%
12
0%
12
9%
12
3%
13
0%
14
0%
14
6%
11
2%
11
9%
12
8%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BES ESPCP IYA TOTALGENERAL
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE SERVICIO A POZO (DPS)
DPS (Plan.) DPS (Real) Cumplimiento %
48
La eficiencia de las intervenciones a los pozos en año 2013 en total fue 84% para un
cumplimiento de la meta del 88%, no se cumplió principalmente porque algunos equipos
demoraron más de lo planeado las intervenciones como P113 (sobre ejecución en costos y
tiempos, 47% y 35% respectivamente) y el E213 (sobre ejecución en costos y tiempos, 8% y
87% respectivamente) ocasionando a su vez mayores costos a los autorizados. El factor tiempo
es determinante, ya que a mayor tiempo mayor consumo de presupuesto.
En las figuras 24 y 25 se resumen la eficiencia operacional de los equipos de Workover y
Well Services contratados, se evidencia que sólo 5 equipos de un total 14 cumplieron.
Lo equipos pertenecientes al grupo WS1 al igual que los equipos K413, K613 y K0213
tuvieron un cumplimiento por debajo de lo planeado en costos y en tiempos de ejecución
logrando la eficiencia más alta respecto a los demás equipos, sin embargo los equipos E113 y
K213 que cumplieron en costos no cumplieron en los tiempos de ejecución ya que demoraron un
54% y 27% más respectivamente, cuyo resultado final en la eficiencia se vio afectado
alcanzando 85% y 90% para un cumplimiento de 90 y 96% respectivamente.
49
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 24: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo II)
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 25: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2013 (Campo II)
85
%
73
% 97
%
91
%
86
% 1
15
%
86
% 10
9%
90
%
77
%
10
2%
96
%
91
%
12
1%
91
%
11
5%
E113 E213 K413 K213 K113 K613 K3413 K0213
WO1 WO2
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
78
%
73
%
71
%
77
% 10
6%
11
6%
84
%
82
%
77
%
75
%
81
%
11
2%
12
2%
88
%
P013 P213 P113 P313 R113 R213
WO3 WS1 TOTAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
50
2.12 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo II. Año 2013
Se estimó la eficiencia por SLA para los trabajos de Workover el sistema que se intervino
con mayor eficiencia fue bombeo mecánico (BM) con 108% y el de menor eficiencia fue
bombeo electrosumergible por BCP (ESPCP) con 75%; para los trabajos de Well Services el más
eficiente fue bombeo por cavidades progresivas (BCP) con 86% pero no cumplió la meta (95%)
y el menos eficiente fue bombeo electrosumergible (BES) con 74%. En cuanto a los trabajos
realizados en los pozos inyectores (IYA) a pesar de no cumplir la meta se obtuvo una eficiencia
para Workover del 93% y Well Services del 91%.
En términos generales, el cumplimiento de todos los SLA fue del 88% por todas las
justificaciones que fueron mencionadas anteriormente. Todas las intervenciones realizadas a los
sistemas de levantamiento no cumplieron con los tiempos planeados y en los costos únicamente
estuvo por debajo de lo planeado las intervenciones realizadas a BM, a pesar de que la variable
tiempo es la más determinante este sistema fue el que tuvo las intervenciones más eficientes
viéndose favorecido al ser la más económica.
51
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 26: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2013
(Campo II)
2.13 Costos de intervención Promedio a Pozo en el Campo I. Año 2014
Considerando como criterio de cumplimiento una banda entre -15% y 10% de variación
entre los costos promedios reales y los costos promedios planeados. Los trabajos de Workover
con costos críticos o superiores al 20% respecto al costo promedio planeado para el año 2014
fueron los realizados con equipos de Workover directos, WOD2 y WOD4 superando en un 48%
a los costos promedios planeados en ambos casos.
En el año 2014 en los campos de producción hubo un mayor requerimiento de equipos
(Rigs) de Workover, asociado a una mayor actividad que buscaba extraer la mayor cantidad de
crudo posible por los altos precios que se tenían en ese periodo (100 USD/BBL). El aumento en
la demanda de equipos ocasiono el incremento en las tarifas, mayor requerimiento de personal y
10
8%
85
%
82
%
86
%
85
%
74
%
75
%
93
%
91
%
84
%
11
3%
90
%
86
%
91
%
90
%
77
%
78
% 98
%
95
%
88
%
Meta 95%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BES ESPCP IYA TOTALGENERAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
52
en algunos casos sin la experiencia requerida para poder suplir la demanda que en algunos casos
disminuyó la eficiencia en los trabajos, lo cual, se evidenció comparando el costo promedio total
de los trabajos de Workover y Well Services entre los años 2013 y 2014, USD$143,857 y
USD$177,747 respectivamente, porcentualmente encontró un incremento del 24%.
Tabla 14: Costos Promedio de Intervenir un Pozo Por Equipo en el Año 2014 (Campo I)
Equipo Eficiencia en
Tiempo Meta
Eficiencia
(Tiempo,
Costos)
Cumplimiento
WO Directo USD$273,402
WOD 1 USD$386,248 USD$409,344 106%
WOD 2 USD$179,704 USD$266,291 148%
WOD 3 USD$231,846 USD$264,744 114%
WOD 4 USD$159,023 USD$235,001 1.48
WO Contratado USD$237,251
WOC5 USD$151,013 USD$152,193 101%
WOC6 USD$182,966 USD$211,366 1.16
WOC7 USD$320,020 USD$284,395 89%
WOC8 USD$320,459 USD$330,776 103%
WS Directo USD$83,089
WSD 9 USD$81,269 USD$84,454 104%
WSD 10 USD$91,434 USD$107,711 118%
WSD 11 USD$84,424 USD$84,975 101%
WSD 12 USD$14,776 USD$11,252 76%
WSD 13 USD$13,322 USD$12,989 98%
TOTAL USD$164,780 USD$177,747 108% USD$177,747
En términos generales los costos promedios estuvieron un 8% por encima del costo
planeado o autorizado, lo cual, no superó el límite del 10% y se cumplió con la meta. Lo anterior
indica que a pesar del incremento en las tarifas de equipos, costo de materiales y herramientas,
53
incremento en el costo de los servicios prestados por las empresas aliadas, problemas sociales,
sindicales y laborales, incremento en los gastos laborales como horas extras y beneficios la
personal; el 2014 fue un año en el que se cumplió con los objetivos empresariales, todo lo
anterior apalancado, por los buenos precios del Commodity, la empresa no escatimó en gastos y
costos para conseguir el volumen de producción de hidrocarburos planeados.
2.14 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2014
El costo promedio de cada sistema de levantamiento para el año 2014 se relaciona en la
Tabla 15, la intervención a un pozo inyector fue la más costosa USD 739.929 realizada por un
equipo de Workover y el sistema Gas Lift para los trabajos de Well Services con un costo
promedio de USD 289,709.
54
Tabla 15: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2014
(Campo I)
Sistema de
Levantamiento
Tipo de
Trabajo
Costo
Planeado
Costo
Promedio Cumplimiento %
BM WRK USD 204,178 USD 237,928 117%
WSV USD 89,461 USD 100,771 113%
BCP WRK USD 225,434 USD 218,666 97%
WSV USD 80,540 USD 85,930 107%
BES WRK USD 434,819 USD 674,609 155%
WSV - - -
BN WRK USD 299,513 USD 289,709 97%
WSV USD 233,766 USD 225,197 96%
IYA WRK USD 722,468 USD 739,929 102%
WSV
FN WRK USD 338,276 USD 209,376 62%
WSV
TOTAL USD 164,780 USD 177,747 108%
El sistema más económico que se intervino por un equipo de Workover fue un pozo de
flujo natural con un costo de USD 209.376; para los trabajos de Well Services el sistema más
económico de intervenir fue cavidades progresivas USD 85,930.
En la Tabla 16 se observa la distribución de las intervenciones a pozo realizadas en el año
2014 según el sistema de levantamiento.
55
Tabla 16: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento año 2014
Sistema de
Levantamiento Distribución %
BM 65%
BCP 17%
BN 15%
FN 1%
BES 0.40%
IYA 0.40%
Total 100%
Al igual que en el año 2013, el SLA más intervenido fue el BM con un 65% en ambos
años, seguido de BCP que en el 2013 fue un 22% y para el 2014 de 17% y para BN en el 2013
fue del 12% y para el 2014 fue del 15%.
2.15 Tiempos promedio de intervención a Pozo en el campo I. Año 2014
En el año 2014 la duración promedio de las intervenciones a pozo aumento 10% respecto
al año 2013 en los trabajos de Workover tanto en los equipos directos como en los equipos
contratados, se aumentó de 21.4 a 22.2 días en promedio en los equipos directos y aumento de
9.5 días a 12.9 días en los equipos contratados.
También se comparó los tiempos de intervención entre equipos directos y contratados en
el año 2013 y 2014, los equipos directos duraron 125% y 72% respectivamente más en una
intervención promedio de Workover que los equipos contratados.
La duración promedio de operaciones de servicio a pozo Well Services disminuyeron en
año 2014 comparadas con el 2013, pasaron de 7.8 días a 7.5 días en promedio, logrando
disminuir los tiempos en un 3.2%, sin embargo, el comportamiento no fue el mismo en los
56
costos, ya que hubo un aumento un 60% pasando de USD$52,082 a USD$83,089 de un año a
otro, este aumento se dio principalmente por un mayor crecimiento en los gastos laborales como
horas dominicales, beneficios al personal, contratos operacionales. El incremento de los costos
de intervención de los Well Services, no se ve justificado en una disminución de tan sólo un
3.2% en el tiempo de intervención, por tanto, no es viable económicamente este incremento.
Tabla 17: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2014 (Campo I)
Equipo Tiempo
Plan. (día)
Tiempo
Real (día) Cumplimiento
Promedio T.
Real (día)
WO Directo 22.2
WOD 1 23.4 32.0 137%
WOD 2 13.1 26.5 203%
WOD 3 17.2 19.5 113%
WOD 4 9.7 16.1 1.66
WO Contratado 12.9
WOC5 9.7 10.3 106%
WOC6 9.8 13.6 1.39
WOC7 10.0 12.6 126%
WOC8 11.8 17.3 146%
WS Directo 7.5
WSD 9 5.2 8.0 155%
WSD
10 6.0 8.4 140%
WSD
11 7.2 8.8 123%
WSD
12 1.0 1.6 163%
WSD
13 1.0 0.8 84%
TOTAL 9.4 12.9 1.38 12.90
57
2.16 Tiempos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo I. Año 2014
La duración promedio por sistema de levantamiento para el año 2014 para los trabajos de
Workover fue mayor para los trabajos realizados en los pozos inyectores (36 días) y menor para
los pozos con SLA Gas Lift (13 días), para los trabajos de Well Services las intervenciones que
más duraron en promedio fueron las de los pozos con sistema en bombeo mecánico (8 días) y las
que menos duraron fueron en los pozos con sistema gas lift (5 días).
Figura 27: Duración Promedio De Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año
2014 (Campo I)
Para resaltar de la figura 27, se aprecia algo particular en el Workover del pozo inyector y
los Well Services de los pozos con sistema de levantamiento Gas Lift, ya que sus tiempos de
planeación fueron iguales a los tiempos de ejecución, en la práctica no es normal que esto
12
5
14
5
18
10
5
36
9
9
17
8
18
7
21
13
5
36
15
13
14
1%
14
8%
12
3%
12
8%
11
4%
13
3%
10
3%
10
0%
16
3%
13
8%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BES BN IYA FN TOTAL
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE SERVICIO A POZO (DPS)
Duración Planeada Duración Promedio Cumplimiento %
58
suceda, puesto que durante la ejecución de las actividades generalmente se presentan situaciones
no planeadas que afectan la ejecución de la operación. Cuando el objetivo en la ejecución de la
actividad cambia con respecto al objetivo inicial planeado, se realiza un control de cambios para
ajustar la planeación inicial en tiempos y costos, por ejemplo: objetivo inicial: cambio de bomba
de subsuelo, pero en la ejecución se requiere primero hacer una limpieza de arena para poder
realizar el cambio de la bomba; dicha desviación (limpieza de arena, actividad no planeada)
genera mayores tiempos y por ende mayores recursos para la realización del trabajo. Dicho
control de cambios debe ser solicitado y justificado por el área responsable de la actividad y es
aprobado por el dueño del proceso.
2.17 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en
el Campo I. Año 2014.
En el año 2014 la eficiencia alcanzada fue 83% logrando un cumplimiento de la meta de
87%, lo que más impacto la eficiencia fue la demora en las intervenciones con un 38% más de lo
planeado (eficiencia en tiempo baja, sólo se cumplió en un 72%) y en menor medida los costos
ejecutados que estuvieron un 8% por encima de los autorizados. Al igual que el año 2013 no se
cumplió por la meta por mayor duración en las intervenciones con respecto a lo planeado.
59
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 28: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2014 (Campo I)
Comparando el año 2013 y 2014 la eficiencia lograda fue 85% y 83% respectivamente,
disminuyendo 2% de un año a otro, ocasionado por un aumento en los costos de intervención de
un 24% y aumento en los tiempos de un 10% en promedio.
En el año 2014 sólo cuatro (4) equipos alcanzaron la meta; 2 Workover contratados que
en promedio alcanzaron un 96.5% en eficiencia y un 101.5% en cumplimiento y 2 Well Services
directos que en promedio alcanzaron un 103.5% en eficiencia y un 108.5% en cumplimiento, lo
que quiere decir que fueron los únicos equipos que cumplieron tantos en costos como en
tiempos.
84
%
58
%
88
%
64
%
97
%
79
%
96
%
83
%
80
%
78
%
90
%
96
%
11
1%
83
%
88
%
61
%
93
%
67
%
10
2%
83
% 10
1%
87
%
85
%
82
%
95
%
10
1%
11
6%
87
%
WOD 1 WOD 2 WOD 3 WOD 4 WOC5 WOC6 WOC7 WOC8 WSD 9 WSD 10 WSD 11 WSD 12 WSD 13
WO Directo WO Contratado WS Direco TotalProm.
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % Meta
60
2.18 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo I. Año 2014
Por último se estimó la eficiencia de intervención a pozo por sistemas de levantamiento
de los trabajos realizados en el año 2014, para Workover la mayor eficiencia se obtuvo en un
pozo con flujo natural (FN) 111% y la menor eficiencia en bombeo electro sumergible (BES)
78% y para los trabajos de Well Services el sistema que se intervino con mayor eficiencia fue
Gas Lift (BN) 100% y la menor eficiencia fue en el sistema bombeo mecánico.
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 29: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2014
(Campo I)
78
%
78
%
92
%
86
%
76
%
89
%
10
0%
99
%
11
1%
83
%
83
%
82
% 97
%
91
%
80
% 94
%
10
6%
10
4%
11
7%
87
%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BES BN IYA FN TOTAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
61
2.19 Costos de intervención Promedio a Pozo en el Campo II. Año 2014
Considerando como criterio de cumplimiento una banda entre -15% y 10% de variación
entre los costos promedios reales y los costos promedios planeados. Los trabajos de Workover
con costos críticos o superiores al 20% respecto al costo promedio planeado para el año 2014
fueron para el equipo E614 superando en un 31% a los costos promedios planeados.
En el año 2014 hubo un mayor requerimiento de equipos (Rigs) de Workover y Well
Services, para el 2013 hubo un total de 14 equipos y para el año 2014 un total de 19 equipos, en
la Tabla 18 se presenta un total de 25 equipos, sin embargo, esto se debió a que 6 equipos
terminaron contrato (todos los equipos pertenecientes al grupo WO2) y fueron sustituidos por
otras empresa prestadora de servicios (ingresaron todos los equipos de los grupos WO4, WO5 y
3 equipos del grupo WS1). Tal movimiento de entrada y salida de equipos se dio debido a que la
empresa buscaba tarifas más competitivas y los equipos del grupo WO2 eran los más costosos
del campo. Dicha estrategia genera varios interrogantes. ¿Las menores tarifas en equipos
benefició a la empresa en reducción de costos en las intervenciones de Workover y Well
Services?, ¿los nuevos equipos tuvieron un mejor o igual desempeño y eficiencia con respeto a
los equipos del grupo WO2?, ¿Cuál fue el costo que tuvo que asumir la empresa por la curva de
aprendizaje de los nuevos equipos? Dichas preguntas serán contestadas durante el desarrollo del
año 2014 para el Campo II.
62
El grupo WO2 si bien eran los equipos que tenía los mayores costos en servicio a pozo,
eran los equipos con mejor cumplimiento en costos y eficiencia en el año 2013, del 99.8% y 97%
respectivamente.
El incremento en la actividad de trabajos de Workover y Well Services, estuvo
apalancada por los altos precios del Commodity (100 USD/BBL) y la empresa buscó extraer la
mayor cantidad de crudo posible como su meta principal, por tanto no escatimó en gastos y costo
y durante este año se implementaron nuevos materiales tanto para los pozos productores como
inyectores en búsqueda de aumentar la vida del pozo y disminuir el índice de falla.
El incremento en las intervenciones generó un aumento en la demanda de equipos, así
como mayor requerimiento de personal, que en algunos casos no tenían la experiencia requerida
para las actividades propias de la industria y en casos particulares disminuyó la eficiencia en los
trabajos, lo anterior se evidenció comparando el costo promedio total de los trabajos de
Workover y Well Services entre los años 2013 y 2014, USD$111,000 y USD$130,300
respectivamente, porcentualmente encontró un incremento del 17%.
63
Tabla 18: Costos Promedio de Intervenir un Pozo Por Equipo en el Año 2014 (Campo II)
Equipo Costo Plan. Costo Real Cumplimiento Promedio C. Real
WO1 USD 34,255
E113 USD 38114 USD 35746 94%
E213 USD 38378 USD 32392 84%
WO2 USD 132,984
K413 USD 182011 USD 157357 86%
K213 USD 141604 USD 145177 103%
K113 USD 111221 USD 100224 90%
K613 USD 111499 USD 111233 100%
K3413 USD 149807 USD 156222 104%
K0213 USD 267418 USD 190132 71%
WO3 USD 137,584
P013 USD 132751 USD 144899 109%
P213 USD 144572 USD 157830 109%
P113 USD 117284 USD 118723 101%
WS1 USD 95,813
R113 USD 106350 USD 102439 96%
R213 USD 83541 USD 78329 94%
R314 USD 95406 USD 91870 96%
R0114 USD 79412 USDD 79582 100%
R0214 USD 149289 USD 148561 100%
WO5 USD 156,642
D314 USD 122772 USD 136175 111%
D514 USD 128002 USD 119969 94%
D814 USD 266244 USD 269856 101%
WO4 USD 183,728
E314 USD 183597 USD 177131 96%
E614 USD 84866 USD 110818 131%
E514 USD 166345 USD 166344 100%
E1214 USD 267531 USD 296312 111%
E5515 USD 160366 USD 165387 103%
E5614 USD 396484 USD 354239 89%
TOTAL USD 129173 USD 130300 101%
64
En términos generales los costos promedios estuvieron un 1% por encima de los costos
planeados o autorizados, lo cual no superó el límite del 10% y se cumplió con la meta. Lo
anterior indica que a pesar del incremento en costos de las intervenciones de Workover y Well
Services, costo de materiales y herramientas, incremento en el costo de los servicios prestados
por las empresas aliadas, problemas sociales, sindicales y laborales, incremento en los gastos
laborales como horas extras y beneficios al personal; el 2014 fue un año en el que se cumplió
entre la planeación y la ejecución de los cotos.
2.20 Costos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2014
El costo promedio de cada sistema de levantamiento para el año 2014 se relacionó en la
tabla 19, la intervención más costosa en promedio se dio para los Workover de pozos inyectores
(IYA) USD 353.257 y el sistema de bombeo electrosumergible para los trabajos de Well
Services con un costo promedio de USD 185.940.
65
Tabla 19: Costos Promedio de Intervenir un Pozo por Sistema de Levantamiento en el Año 2014
(Campo I)
Sistema de Levantamiento Tipo de
Trabajo Costo Planeado
Costo
Promedio Cumplimiento %
BM WRK USD 169.401 USD165.676 98%
WSV USD 91.841 USD 93.621 102%
BCP WRK USD 175.242 USD172.256 98%
WSV USD 101.314 USD109.912 108%
BES WRK USD 289.340 USD259.748 90%
WSV USD 177.560 USD185.940 105%
ESPCP WRK USD 252.474 USD316.494 125%
WSV - - -
IYA WRK USD 389.167 USD353.257 91%
WSV USD 181.643 USD181.794 100%
TOTAL USD 129.173 USD130.300 101%
El sistema más económico que se intervino fue bombeo mecánico para los trabajos de
Workover y Well Services con un costo promedio de USD 165.676 y USD 93.621
respectivamente.
En la tabla 20 se observa la distribución de las intervenciones a pozo realizadas en el año
2014 según el sistema de levantamiento.
66
Tabla 20: Distribución (%) de las intervenciones a pozo por sistema de levantamiento año 2014
Sistema de Levantamiento Distribución %
BM 65%
BCP 17%
BN 15%
FN 1%
BES 0.40%
IYA 0.40%
Total 100%
Al igual que en el año 2013, el SLA más intervenido fue el BM con un 65% en ambos
años, seguido de BCP que en el 2013 fue un 22% y para el 2014 de 17% y para BN en el 2013
fue del 12% y para el 2014 fue del 15%.
2.21 Tiempos promedio de intervención a Pozo en el campo II. Año 2014.
En el año 2014 la duración promedio planeada de las intervenciones a pozo aumento un
22% y en la ejecución un 15% respecto al año 2013. El 2014 fue un año en el que se evidenció
que a la hora de planear las actividades se consideraron demoras y/o inactividades por la curva
de aprendizaje a que hubo lugar por el ingreso de nuevos equipos, es decir, para el año 2013 en
promedio se planeó hacer trabajos en 3.7 días y se ejecutaron en 4.7 días, mientras que para el
año 2014 el promedio de intervención planeado fue de 4.5 días y se ejecutó en 5.4 días en
promedio.
67
Discriminando los tiempos planeados por trabajos de Workover, en el año 2013 se obtuvo
un promedio de duración de 5 días, mientras que para el año 2014 fue de 5.8 días en promedio;
este incremento en la ejecución de los trabajos de Workover le represento a la empresa un
aumento en los costos de USD 22.511 en promedio por pozo equivalente o un aumento del 17%
en sobrecostos con respecto al año 2013. Para Well Services en el año 2013 el promedio de
intervención real fue de 2.9 días y para el año 2014 fue de 4 días en promedio; este incremento
en la ejecución de los trabajos de Well Services le represento a la empresa un aumento en los
costos de USD 34.153 en promedio por pozo equivalente o un aumento del 52% en sobrecostos
con respecto al año 2013.
68
Tabla 21: Tiempos Promedios de intervención de Pozo en el año 2014 (Campo II)
EQUIPO DPP (Plan.) DPS (Real) Cumplimiento % Promedio T. Real (día)
WO1 E113 0,5 0,7 159%
0,73 E213 0,5 0,7 161%
WO2
K413 4,2 4,6 111%
4,47
K213 4,1 5,5 136%
K113 4,7 3,9 83%
K613 4,9 5,1 103%
K3413 4,2 4,9 117%
K0213 2,3 2,9 127%
WO3
P013 4,3 5,6 131%
6,12 P213 5,4 7,5 138%
P113 4,2 5,3 125%
WS1
R113 3,9 4,5 117%
4,04
R213 4,0 4,5 112%
R314 3,4 3,5 102%
R0114 3,1 2,5 80%
R0214 4,8 5,2 108%
WO4
D314 3,2 5,8 179%
5,59 D514 4,3 4,8 112%
D814 5,5 6,2 112%
WO5
E314 7,1 6,8 96%
8,69
E614 4,7 6,9 146%
E514 7,6 10,1 133%
E1214 7,6 10,9 143%
E5515 6,2 8,1 132%
E5614 9,1 9,3 102%
TOTAL 4,5 5,4 118%
En general, se concluye que la empresa no tomó la mejor decisión al cambiar los equipos
perteneciente al grupo WO2 por los equipos perteneciente a los grupos WO4 y WO5; los equipos
del grupo WO2 tenían una curva de aprendizaje estandarizada, mientras que los nuevos equipos
tuvieron que adaptarse al campo y a ritmos de trabajo totalmente diferentes a los que ellos
estaban acostumbrados. Dentro de los factores que más influenciaron para que los equipos
nuevos no estuvieran a la altura en cuanto a desempeño y eficiencia son: Equipos de menor
69
calidad, equipos con unidades básicas y herramientas viejas, equipos de menor rendimiento y
confiabilidad operacional y sin duda alguna el personal operativo y administrativo, que se vio en
la necesidad de adaptarse a nuevas retos encontrados en el campo y en los nuevos equipos
(herramientas defectuosas, fallas mecánicas constantes, personal de poca experiencia en la parte
operacional y administrativa). Todo lo anterior se ve reflejado en el incremento de los tiempos de
ejecución de los trabajos de subsuelo, pues se pasó de unos equipos que en promedio ejecutaban
trabajos en 4.47 días (equipos del grupo WO2) a equipos que ejecutaban las mismas actividades
pero con tiempos superiores; los equipos del grupo WO4 con 5.59 días y los equipos del grupo
WO5 con tiempos de 8.69 días. El promedio de intervención uniendo los equipos de los grupos
WO4 y WO5 es de 7.65 días que comprados con los tiempos de ejecución con el WO2 es del
71% adicional.
Como conclusión, con en análisis anterior se puede deducir que es importante tener
presente todas las implicaciones contractuales, administrativas, operacionales y de entorno social
a la hora de adquirir contratos que en papel son más económicos pero que no garantizan una
misma o mejor eficiencia y confiabilidad operacional y en resumidas terminan siendo más
costos. La empresa debe tomar estas decisiones soportándose con personal técnico y estar
dispuesta a asumir los costos asociados que conlleva a una curva de aprendizaje.
70
2.22 Tiempos promedio de intervención a pozo por SLA en el Campo II. Año 2014
La duración promedio por sistema de levantamiento para el año 2014 para los trabajos de
Workover fue mayor para los trabajos realizados en los sistemas de levantamiento ESPCP (69%)
y BES con un 32% adicional al planeado y menor para los pozos con sistema de levantamiento
con BCP que estuvieron un 5% por debajo del tiempo planeado, seguido de los pozos con BM y
pozos inyectores (IYA) con un 17% de sobre ejecución en tiempos. Para los Well Services la
duración promedio más alta con respecto a lo planeado se dio en los pozos con sistema de
levantamiento BES con un 16% en sobre ejecución, seguido de los Well Services de pozos
inyectores con un 12% de tiempo promedio adicional.
Figura 30: Duración Promedio De Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año
2014 (Campo II)
4,8
6,2
7,0
8,2
5,7
8,1
5,9
10
,6
12
,4
4,5
5,7
6,9
6,7
8,9
7,6
9,4
9,9
11
,8
14
,0
5,4
11
7%
11
1%
95
%
10
9%
13
2%
11
6%
16
9%
11
1%
11
2%
11
8%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
140%
160%
180%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BES ESPCP IYA TOTALGENERAL
D
í
a
s
DURACIÓN PROMEDIO DE SERVICIO A POZO (DPS)
Duración Planeada Duración Promedio Cumplimiento %
71
En términos generales y de acuerdo a lo encontrado en la Tabla 21, no se puede asegurar
que se hayan tenidos los mejores tiempos de ejecución, ya que si se comparan con los tiempos de
ejecución del año 2013, los tiempos promedios de operación en el año 2014 fueron un 15%
superiores. La gráfica muestra un mejor cumplimiento en el año 2014 (18% por encima del
tiempo planeado) Vs el cumplimiento del año 2013 (28% por encima de los tiempos planeados).
Lo cual, deduce que la planeación en el año 2013 no fue la mejor, sin embargo, los tiempos de
ejecución en el año 2013 fueron menores en comparación al año 2014. Teniendo en cuenta sólo
la duración promedio de los trabajos por SLA, se concluye que en el año 2013 los equipos fueron
más eficientes que los equipos del año 2014.
2.23 Eficiencia promedio de intervención a pozos por Workover y Well Services en
el Campo II. Año 2014
En el año 2014 la eficiencia alcanzada fue 92% logrando un cumplimiento de la meta de
97%, lo que más impacto la eficiencia fue la demora en las intervenciones con un 18% más de lo
planeado y en menor medida los costos ejecutados que estuvieron un 1% por encima de los
autorizados. Al igual que el año 2013 no se cumplió la meta (95%) por mayor duración en las
intervenciones con respecto a lo planeado.
72
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 31: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2014 (Campo II)
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 32: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Equipo Año 2014 (Campo II)
85
%
90
%
10
3%
86
% 11
6%
99
%
91
%
11
0%
84
%
82
%
89
%
89
%
95
% 10
8%
90
%
12
2%
10
4%
95
% 1
16
%
88
%
86
%
94
%
E113 E213 K413 K213 K113 K613 K3413 K0213 P013 P213 P113
WO1 WO2 WO3
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
95
%
98
%
10
1%
11
2%
96
%
73
% 98
%
94
%
10
4%
73
%
88
%
80
%
86
%
10
5%
92
%
10
0%
10
3%
10
6%
11
8%
10
1%
77
%
10
3%
99
% 10
9%
76
% 9
2%
84
%
91
%
11
0%
97
%
R113 R213 R314 R0114 R0214 D314 D514 D814 E314 E614 E514 E1214 E5515 E5614
WS1 WO4 WO5 TOTAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
73
Comparando el año 2013 y 2014 la eficiencia lograda fue 84% y 92% respectivamente,
aumentando 8% de un año a otro, principalmente por una mejor planeación en la duración
promedio de las intervenciones a pozo, en el año 2013 se presentaron sobretiempos de un 28%
en la ejecución con respecto a los tiempos planeados y en año 2014 los sobretiempos en la
ejecución de un 18% con respecto a los tiempos planeados.
En el año 2014 doce (12) equipos de veinticinco (25) alcanzaron la meta; 7 Workover
contratados que en promedio alcanzaron un 105% en eficiencia y un 110% en cumplimiento y 5
Well Services directos que en promedio alcanzaron un 100% en eficiencia y un 106% en
cumplimiento, lo que quiere decir que fueron los únicos equipos que cumplieron tantos en costos
como en tiempos.
2.24 Eficiencia promedio de intervención a pozos por SLA en el campo II. Año 2014
Por último se estimó la eficiencia de intervención a pozo por sistemas de levantamiento
de los trabajos realizados en el año 2014, para Workover la mayor eficiencia se obtuvo en BCP
103% y la menor eficiencia en ESPCP con un 69% y para los trabajos de Well Services el
sistema que se intervino con mayor eficiencia fue BM 93.4% y en los pozos inyectores se
alcanzó el 94.5%, la menor eficiencia fue para sistemas BES con 90.7%.
74
Eficiencia > = 95% >= 90% - < 95% < 90%
Figura 33: Eficiencia De La Intervención A Pozo Por Sistema de Levantamiento Año 2014
(Campo II)
93
,7%
93
,9%
10
3,3
%
91
,8%
93
,5%
90
,7%
69
,4%
10
0,0
%
94
,5%
91
,8%
99
%
99
%
10
9%
97
%
98
%
95
%
73
%
10
5%
99
%
97
%
WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV WRK WSV
BM PCP BES ESPCP IYA TOTAL
%
EFICIENCIA DE LA INTERVENCION A POZO (EIP)
Cumplimiento % META (Plan.)
75
Capítulo 3: Plantear una estrategia con el propósito de gestionar la disminución de los
costos en aquellas actividades que se identifiquen como fuentes de desviación de recursos
Antes de plantear la estrategia que permita disminuir los costos en aquellas actividades
que se identificaron con mayores desviaciones de recursos; la empresa debe asegurar que la
información considerada uno de sus activos más importantes sea confiable, veraz y oportuna, es
decir, que la información codificada que contiene la base de datos donde se almacenan todas las
actividades realizadas en una operación a pozo, así como los tiempos y recursos (costos) que
conlleva cada una ellas, esté correctamente registrada o cargada. Durante el desarrollo de éste
trabajo se encontraron muchas falencias y errores en el cargue de la información, principalmente
en el año 2013 en el Campo II, donde el porcentaje de error en el cargue de la información
alcanzó el 13.26%.
A continuación se muestran los errores en el cargue de la información que se encontraron
en los años 2013 y 2014 en el Campo I y el Campo II.
Tabla 22: Porcentaje de error en el cargue de la información en el Campo I
DESCRIPCIÓN TIEMPO - CAMPO I
Duración
(hrs) Año
2013
% Error
Año 2013
Duración
(hrs) Año
2014
% Error
Año 2014
TIEMPO OPERATIVO 71% 0.07% 76% 0.07%
MANTENIMIENTO Y/O REPARACION 3% 0% 3% 0.00%
TIEMPO NO OPERATIVO 20% 0.01% 17% 0.02%
MOVILIZACIÓN Y/O ARME DE EQUIPO 5% 0.00% 4% 0%
TIEMPO INACTIVO EN MOVILIZACION 0.40% 0% 0.40% 0%
OPERACIONES SIN IDENTIFICAR 0.05% 0.05% 0.01% 0.01%
Total general 100% 0.13% 100% 0.11%
Horas Equivalente 32.316 36.354
76
La cantidad de horas de trabajo analizada para el campo I en los años 2013 y 2014 fue
32.316 horas (1347 días) y 36.354 horas (1515 días) respectivamente y los porcentajes de error
en el cargue de la información para esos mismos años fueron del 0.13% y 0.11%
respectivamente. El cargue de la información para éste campo fue consolidado por una sola
persona de la operación previa revisión y filtro de Ingeniero que lidera el equipo y al final de mes
se descarga toda la información del mes que fue cargada y almacenada en la base de datos y se
realiza una nueva revisión para verificar la veracidad y consistencia en la información.
Tabla 23: Porcentaje de error en el cargue de la información en el Campo II
DESCRIPCIÓN TIEMPO - CAMPO II Duración (hrs)
Año 2013
% Error Año
2013
Duración
(hrs) Año
2014
% Error
Año 2014
TIEMPO OPERATIVO 84% 10.42% 82% 0.23%
MANTENIMIENTO Y/O REPARACION 0.30% 0.00% 0.50% 0.00%
TIEMPO NO OPERATIVO 6% 0.02% 8% 0.01%
MOVILIZACIÓN Y/O ARME DE EQUIPO 5% 0.01% 8% 0.02%
TIEMPO INACTIVO EN MOVILIZACION 1% 0.01% 1% 0.01%
OPERACIONES SIN IDENTIFICAR 3% 2.81% 0.20% 0.20%
Total general 100% 13.26% 100% 0.48%
Horas Equivalente 46.453 42.895
La cantidad de horas de trabajo analizada para el campo II en los años 2013 y 2014 fue
46.453 horas (1936 días) y 42.895 horas (1787 días) respectivamente y los porcentajes de error
en el cargue de la información para esos mismos años fueron del 13.26% y 0.48%
respectivamente. El cargue la información para éste campo no fue consolidado por una sola
persona, el cargue fue realizado por cada jefe de equipo (Company Man) de la operación y no
hubo un filtro ni una revisión previa ni posterior para identificar y corregir la información
cargada, por tal motivo, en el año 2013 se identificó el 13.26% error; para el año 2014 se mejora
77
notablemente el cargue de la información, ya que desde el primer trimestre la empresa asigna
personal exclusivo para la revisión y aceptación de la información cargada en la base de datos.
Por lo anterior, se recomienda que la empresa mejore la confiabilidad de la información
que contiene en sus bases de datos mediante un seguimiento periódico en el cargue de la
información, identificando los errores y posibles mejoras que deben ser divulgados y
socializados a todo el personal responsable para tal fin. Teniendo confiabilidad en la información
se hace un mejor seguimiento a las actividades, se mejorar la planeación de las operaciones en
tiempos y costos y se pueden optimizar los recursos.
Los gastos laborales y de mantenimiento representan la mitad de los costos asociados a
las operaciones de Workover y Well Services y se debe optimizar este recurso, para ello se
identificó cuáles fueron las desviaciones más representativas en los costos.
Para el caso de gastos laborales se identificó que el 40% son salarios, el 20% son horas
extras y festivos, 20% en primas (legal, especial, servicios, vacaciones) y el 20% restante está
distribuido en cesantías y vacaciones.
Se recomienda disminuir las horas extras y que los días dominicales y festivos laborados
sean días compensados que tomará el trabajador bien sea el viernes y/o lunes de la semana
siguiente; lo anterior para evitar que haya acumulación de días compensados y pon ende alto
ausentismo de los trabajadores. Se debe dar cumplimiento a las jornadas de trabajo establecidas
por el ministerio de trabajo de 48 horas a la semana y máximo 12 horas extras por semana, al
78
disminuir las horas extras se disminuye el costo que la empresa paga por concepto de primas,
cesantías y vacaciones. Por otra parte se recomienda revisar las primas que la empresa paga a sus
colaboradores; en especial las primas extralegales y bonificaciones, ya que actualmente todo el
personal recibe igual beneficio sin importar su compromiso, eficiencia y rendimiento con la
operación y con la empresa. Hacer una estrategia diferente que permita reconocer el esfuerzo y la
milla extra en cualquier colaborador, incentivará al personal a mejorar notoriamente su
rendimiento y su pasión por la excelencia. Cambiar el concepto de estímulos a la eficiencia,
actualmente se distribuye equitativamente a cada trabajador de la compañía y se recomienda
otorgarlo sólo a los trabajadores que cumplan los objetivos o aporten mayor valor a la compañía.
Los gastos de mantenimiento están influenciados en un 85% por inspecciones diarias a
los equipos de Workover y Well Services que incluye mano de obra, lubricantes y repuestos
menores, el 15% corresponde a materiales. La estrategia actual está basada en inspecciones
puntuales (revisión de niveles y lubricación) que no garantizan la confiabilidad de los equipos en
mecánica y funcionamiento generando pérdidas de tiempo cuando fallan, es decir, que ésta
estrategia no realiza mantenimientos preventivos, todos son correctivos e impiden que los
equipos de trabajo (personas y maquinas) tengan un buen rendimiento y eficiencia en la
ejecución de las actividades. Tal falencia impacta fuertemente en los costos asociados a dichos
trabajos. Lo ideal sería contar con una estrategia que permita tener un mejor seguimiento y
monitoreo a los equipos (tarifas de mantenimiento e inspección mensual), el mantenimiento debe
ser a solicitud de la operación y se debe garantizar el servicio y la calidad del trabajo, debe ser
oportuno y con el personal competente logrando disminuir el tiempo de inactividad y las fallas
recurrentes por la misma causa. Debe implementarse una estrategia con tarifas fijas y variables
79
que dependan del porcentaje (%) de falla que se tenga en el equipo mensual, de modo que si
supera en umbral establecido, la empresa aliada no tenga derecho a la tarifa variable. Dicho
porcentaje oscilaría entre un 1% o un 2% como máximo de las horas totales trabajadas durante el
mes.
Adicional a lo anterior, hay varios equipos críticos que ya cumplieron con su vida útil y
que aún se operan generando altos costos de mantenimiento y pérdidas de tiempo, por tanto, se
recomienda cambiarlos y/o modernizarlos por equipos con tecnología actual; así como también
modernizar las herramientas que se usan, por unas más versátiles que permitan el monitoreo de
nuevas variables que mejorarían sin duda la eficiencia y confiabilidad en la operación.
Por último se recomienda involucrar al activo más importante de cualquier empresa, su
gente; fortalecer las competencias del personal mediante un cambio cultural (crear conciencia
con capacitaciones de auto suficiencia, superación y liderazgo) y entrenamiento que mejore las
habilidades y disminuya los tiempos inactivos por daños o fallas ocasionadas por errores
humanos. Hay que reinventar la forma en que se hacen las cosas, estar con mente abierta
enfrentar nuevos retos y adaptar nuevos y mejores métodos en la ejecución de las actividades;
dejar tanta burocracia, procedimientos desgastantes y rigurosos que no aportan al cumplimiento
de los objetivos empresariales.
80
Las afirmaciones anteriores están basadas en los resultados obtenidos entre los años 2013
y 2014 en los campos I y II de la compañía Oil Ltda., donde se evidencia un incremento
importante es los tiempos de ejecución de las mismas actividades, es decir, hubo mayores
tiempos de inactividad por fallas en equipos y menor eficiencia en la ejecución de las
operaciones. Campo I: Ver tablas 7 (2013) y 17 (2014). Campo II: Ver figura 21-22 (2013) y
tabla 21 (2014).
Otro gasto que impacta a la compañía son los beneficios al personal (13% año 2013, 15%
año 2014, 19% año 2015). Se identificaron los beneficios que tienen los trabajadores: 21%
educación para los hijos, 17% fondos de pensión, 15% bonos por estímulos a la eficiencia, 13%
beneficios y bienestar social, 10% dotaciones y suministros, 12% subsidio familiar, alimentación
y de vivienda, 4% plan de ahorro, 8% parafiscales (ICBF, fondo de solidaridad, SENA).
Se recomienda modificar el beneficio que reciben los trabajadores por concepto de
educación para que cubra hasta 2 hijos que demuestren la paternidad o certificado de adopción y
que el trabajador éste activo laboralmente. Adicionalmente, el máximo beneficio por educación
no sobrepase los 10 SMLV. El ahorro con esta propuesta seria como mínimo del 34% del
presupuesto establecido para educación o lo que equivale a 116.8 millardos de pesos MCTE.
81
La compañía no debería dar subsidio familiar con lo cual la se ahorraría 32 millardos de
pesos MCTE, ni alimentación con un ahorro de 48.8 millardos de pesos MCTE o de vivienda con
un ahorro de 44.8 millardos de pesos MCTE.
En términos generales si la empresa acota el subsidio de educación y elimina el subsidio
familiar, de alimentación y de vivienda, tendría unos ahorros aproximados de 243 millardos de
pesos MCTE al año.
Los costos de soporte que más impactan son los de administración, software y
contratación (12.5% año 2013, 12.3% año 2014, 10.7% año 2015), los principales son: 51%
transporte del personal a las áreas operativa, 16% atención y gestión de beneficios, 12% servicio
de alimentación, 8% software y tecnología, 11 % servicios administrativos, 2% otros. Se sugiere
pasar de un servicio de transporte de una a dos personas por vehículo (servicio de taxi) a un
transporte colectivo
82
Capítulo 4: Comparar los costos y beneficios entre las intervenciones de Well Services
y Workover ejecutadas en operación directa y asociada
Éste capítulo se abordará de la siguiente forma: Se hará una comparación entre los costos
y los beneficios entre las intervenciones de Workover directas y contratadas entre los años 2013
y 2014 Campo I; comparación entre los costos y los beneficios entre las intervenciones de Well
Services contratadas entre los años 2013 y 2014 Campo I; comparación entre los costos y los
beneficios entre las intervenciones de Well Services y Workover contratados entre los años 2013
y 2014 Campo II y finalmente para poder comparar los costos y beneficios en los trabajos de
Well Services y Workover entre los Campos I y II, dicha comparación se hará mediante la
eficiencia alcanzada por los equipos directos y contratados en dichas operaciones entre los años
2013 y 2014.
NOTA: No se comparan los costos en las operaciones de Well Services y Workover entre
los Campos I y II, ya que las características técnicas (profundidad de los pozos, área geográfica,
riesgo social, SLA., Etc.) son particulares para cada campo.
4.1 Comparación costos y beneficios en operaciones de Workover directos y contratados
Campo I. Año 2013 y 2014
La siguiente gráfica muestra los costos y tiempos promedio en las operaciones de
Workover ejecutadas en el Campo I entre los años 2013 y 2014.
83
Figura 34: Comparación Costos y tiempos promedio Workover años 2013 y 2014 (Campo I)
En el año 2013 en promedio una intervención mayor (Workover) con equipo propio costo
USD284.003, la duración promedio por intervención fueron 21.4 días y con equipo contratado
costo USD212.661, la duración promedio por intervención fue 9.5 días.
La diferencia promedio por intervención en costos de tener un equipo propio con respecto
a un equipo contratado en el año 2013 fue USD 71.342, teniendo menor precio el equipo
contratado. Comparando el tiempo promedio que demora cada equipo en realizar un trabajo
encontramos diferencias considerables, un equipo propio tarda en promedio 11.9 días más en
realizar un trabajo con respecto a uno contratado; mientras un equipo propio realiza una
intervención, un equipo contratado realiza 2.2 intervenciones a pozo o cuando el equipo
contratado termina un trabajo el equipo propio ha realizado el 44% del mismo trabajo.
USD
28
4
USD
27
3
USD
21
3
USD
23
7
21
,4
22
,2
9,5
12
,9
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
USD 0
USD 50
USD 100
USD 150
USD 200
USD 250
USD 300
2013 2014 2013 2014
WO Directo WO Contratado
Mill
are
s d
e D
ola
res
COMPARACIÓN AÑO 2013 Y 2014 DE COSTO Y TIEMPOS PROMEDIO PARA TRABAJOS DE WORKOVER
Prom. C. Real Promedio T. Real (días)
84
En el año 2014 en promedio una intervención mayor (Workover) con equipo directo
costo USD$273.402 la duración promedio por intervención fueron 22.2 días y con equipo
contratado costo USD$237.251, la duración promedio por intervención fue 12.9 días.
La diferencia promedio por intervención en costos de tener un equipo propio con respecto
a un equipo contratado en el año 2014 fue USD$36.151, teniendo menor precio el equipo
contratado. Comparando el tiempo promedio que demora cada equipo en realizar un trabajo
también encontramos diferencias considerables, un equipo propio tarda en promedio 9.3 días más
en realizar un trabajo con respecto a uno contratado, mientras un equipo propio realiza un
trabajo, un equipo contratado realiza 1.7 trabajos o cuando el equipo contratado termina un
trabajo el equipo propio ha realizado el 58% del mismo trabajo.
Lo anterior no quiere decir que el equipo directo fue más eficiente en el año 2014 (de
hecho pasó a gastarse 0.8 días más en la realización de un trabajo con respecto al año 2013), lo
que se evidencia es que el equipo contratado bajo su rendimiento, puesto que en promedio duro
3.4 días en realizar un trabajo en el año 2014 con respecto al año 2013. Las principales causas
que influyeron en la disminución del rendimiento de los equipos contratados fueron las
interrupciones en las operaciones por parte de la comunidad, paros de los trabajadores
influenciados por el sindicato y por la realización de trabajos de mayor complejidad en algunos
pozos (trabajos recurrentes en pescas y reparación de revestimientos (Casing)).
85
Lo anterior nos permite concluir que al comparar un equipo propio con uno contratado,
éste último me cuesta un poco menos que un equipo propio y realiza la intervención a un pozo en
un tiempo mucho menor. La duración de un trabajo en un pozo es la variable que más afecta,
mientras se interviene un pozo este no está produciendo barriles de crudo y las ventas de la
compañía disminuyen afectando su flujo de caja.
Con el equipo contratado los pozos que se intervienen entran más rápido en producción
que con equipo propio, disminuyendo las pérdidas en producción. Al comparar en un periodo de
un año un equipo contratado interviene 28 pozos y un equipo directo 16 pozos, es decir, un
equipo contratado interviene 2.3 pozos por mes y un equipo propio interviene 1.3 pozos por mes,
con lo cual un equipo contratado alcanza a recuperar la producción de 12 pozos más.
En promedio un pozo de la compañía produce 50 BBL/día a un costo promedio actual de
venta de 40 USD/BBL o lo equivalente a 2000 USD/día; si se dejan de intervenir 12 pozos en un
año, la compañía está dejando de producir hasta 117.000 BBL de crudo o el equivalente a USD
4.680.000 al año (sin descontar los costos de levantamiento o lifting cost).
86
Tabla 24: Pérdidas asociadas por la no intervención oportuna de pozos de un equipo en un año
Mes 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Pérdida Acumulada
Costo (Miles USD) 60 120 180 240 300 360 420 480 540 600 660 720 USD 4,680
4.2 Comparación costos y beneficios en operaciones de Well Services contratados Campo I.
Año 2013 y 2014
La siguiente gráfica muestra los costos y tiempos promedio en las operaciones de
Workover ejecutadas en el Campo I entre los años 2013 y 2014.
Figura 35: Comparación Costos y tiempos promedio Well Services años 2013 y 2014 (Campo I)
USD
52
USD
83
7,8
7,5
5,0
5,5
6,0
6,5
7,0
7,5
8,0
USD 0
USD 10
USD 20
USD 30
USD 40
USD 50
USD 60
USD 70
USD 80
USD 90
2013 2014
WS Directo
Mill
are
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ola
res
COMPARACIÓN AÑO 2013 Y 2014 DE COSTO Y TIEMPOS PROMEDIO PARA TRABAJOS DE WELL SERVICES
Prom. C. Real Promedio T. Real (días)
87
El rendimiento en los equipos contratados que realizaron trabajos de Well Services fue
similar, sin embargo, los costos en el 2014 tuvieron un incremento del 37% con respecto al 2013,
debido principalmente a la estabilidad y altos precios del Commodity que se tenían durante todo
el 2013 (promedio mínimo de 104.5 USD/BBL y promedio máximo de 112.6 USD/ BBL) y los 3
primeros trimestres del 2014 (promedio mínimo de 103.4 USD/BBL y promedio máximo de
110.5 USD/ BBL), lo cual, conllevo a que las empresas contratistas incrementaran los precios en
la prestación de servicios (cementación, registros, correlaciones, servicios técnicos), alquiler de
herramientas de pesca y de trabajo e incremento en los materiales vendidos (tubería, varilla,
SLA, empaques., etc.). Otro aspecto que ayudó a que se incrementaran los costos dados los altos
precios del crudo tuvo que ver con la implementación de materiales en pozo con más resistencia
a la corrosión por CO2, H2S y la abrasión, con lo cual, la empresa proyectó tener mayor tiempo
de vida en los pozos (Run Life), menores intervenciones y por ende una producción del crudo.
4.3 Comparación costos y beneficios en operaciones de Well Services y Workover
contratados Campo II. Año 2013 y 2014
La siguiente gráfica muestra los costos y tiempos promedio en las operaciones de Well
Services y Workover ejecutadas en el Campo II entre los años 2013 y 2014.
88
Figura 36: Comparación costos y tiempos promedio Well Services y Workover años 2013 y 2014
(Campo II)
Para el Campo II en las intervenciones de Well Services con equipos contratados se
evidencia un incremento importante en tiempos y en costos entre los años 2013 y 2014 de un
30% y 50% respectivamente. Tales incremento tienen que ver esencialmente con el ingreso de 3
equipos nuevos adicionales a la operación y todo lo que ello implica (adaptación, capacitación y
entrenamiento al personal nuevo, conocimiento del campo, mayores tiempos de movilización).
Así cómo mayores tarifas en los equipos, servicios e implementación de materiales con mayor
resistencia a la abrasión y a la corrosión por CO2, H2S y paradas no operacionales por bloqueos
de la comunidad.
En cuanto a los Workover con equipos contratados aprecia un incremento en los tiempos
de ejecución y en los costos especialmente en los equipos nuevos que entraron en operación en el
año 2014 (WO4 y WO5). Una comparación en tiempo y costos totales entre los trabajos con los
USD
14
2
USD
34
USD
11
4
USD
13
3
USD
11
6
USD
13
8
USD
15
7
USD
18
4
USD
66
USD
13
3
2,4
0,7
5,3
4,5
5,5
6,1
5,6
8,7
2,8
4,0
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
USD 0
USD 50
USD 100
USD 150
USD 200
2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014 2013 2014
WO1 / WS WO2 WO3 WO4 WO5 WS1
Mill
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COMPARACIÓN AÑO 2013 Y 2014 DE COSTO Y TIEMPOS PROMEDIO PARA TRABAJOS DE WELL SERVICES Y WORKOVER
Prom. C. Real Promedio T. Real (días)
89
equipos que ya tenían experiencia en el campo Vs los nuevos contratados (por menores tarifas de
equipo), significó un incremento promedio de 1.85 días en la ejecución generando un incremento
en los costos promedio de USD 35.000 por servicio.
Lo que se puede concluir con lo anterior es que la empresa no sólo debe evaluar las
menores tarifas por equipo ofrecidas por una empresa de servicios, sino también la tecnología
que ofrece, las condiciones operacionales de los equipos y la experiencia. Queda demostrado que
lo más barato no es lo mejor para alcanzar las metas empresariales, el modelo de contratación de
la compañía no está diseñado para que el contratista desde un inicio sea eficiente en su trabajo,
ya que contractualmente no se puede establecer una cláusula que penalice o inclusive pueda
hacerse efectiva la terminación del contrato sin que ello implique una indemnización, dado que
la empresa prestadora de servicio se declararía en detrimento patrimonial por afectación a sus
expectativas inicialmente proyectadas.
4.4 Comparación de eficiencia en las operaciones de Well Services y Workover con equipos
contratados y directos en los Campo I y II. Año 2013 y 2014
La siguiente gráfica compara la eficiencia en las operaciones de Well Services y
Workover ejecutadas en los Campos I y II entre los años 2013 y 2014.
90
Figura 37: Comparación de la eficiencia en las operaciones de Well Services y Workover en los
Campos I y II entre los años 2013 y 2014
Comparando los equipos de Workover contratados para el campo I y campo II en el año
2013, observamos una mayor eficiencia en los Workover del campo I, sin embargo, puede
haberse afectado la eficiencia de los Workover en el campo II por la cantidad de los errores
humanos (13.26%) que se encontraron en la base de datos.
En términos generales se aprecia una mayor eficiencia tanto en las operaciones de
Workover como de Well Services para el Campo II, principalmente por que los equipos del
campo II son más nuevos, con mayor confiabilidad, tienen mayor tecnología que les permite ser
más versátiles en la operaciones y mayor facilidad para movilizarse.
10
7%
87
%
89
%
92
%
96
%
11
1%
91
%
10
0%
75
%
74
%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
WOCONTRA.CAMPO I
WOCONTRA.CAMPO II
WOCONTRA.CAMPO I
WOCONTRA.CAMPO II
WS DIRECTOCAMPO I
WSCONTRA.CAMPO II
WSCONTRA.CAMPO I
WSCONTRA.CAMPO II
2013 2014
2013 2014 2013 2014 WO DIRECTO CAMPO I
COMPARACION DE EFICIENCIA AÑO 2013-2014 CAMPO I Y CAMPO II
Eficiencia
91
Aun cuando los equipos de Workover directos del Campo I no se pueden comparar con el
Campo II porque este último no tiene equipos directos, si se puede notar que la eficiencia es
inferior a los Workover contratado, las causas principales son: El equipo no trabaja los domingos
por ser el día de descanso del personal, tampoco cuando se programa capacitaciones, por no
contar con cuadrilla adicional que si tienen los equipos contratados, otras causas son la
dispersión geográfica, los constantes bloqueos de la comunidad, fallas frecuentes en los equipos
sin disponibilidad en sitio del personal mecánico, eléctrico e instrumentista, inactividad en horas
nocturna para realizar operaciones como Swabeo (estimulación mecánica del pozo) por no contar
con la instrumentación necesaria para monitorear las variables de profundidad, nivel de fluido y
tensión del cable, variables indispensables para realizar una operación segura.
92
Capítulo 5: Pronosticar los costos promedio de la intervención en los pozos de
los campos petroleros de la compañía OIL Ltda.
La intervención a un pozo productor o inyector requiere de una planeación previa, debe
ser detallada e involucrar a todo el equipo de trabajo, el proceso inicia con el requerimiento o
necesidad de intervenir el pozo por alguna de las siguientes causas, disminución de la
producción, alto corte de agua, daño en el sistema de levantamiento o una expectativa de generar
mayor producción a la que ya tiene el pozo; posteriormente se verifica en campo las condiciones
mínimas para ingresar con el equipo de Workover o Well Services al pozo y si es necesario se
programan las obras civiles o de mantenimiento que se requieran, luego se realiza la planeación
del trabajo o Well Planing donde se detalla el trabajo a realizar y los tiempos que se estima va a
durar cada actividad y a su vez se realiza el AFE o autorización de gastos teniendo en cuenta los
tiempos que dura el equipo y la tarifa diaria, los materiales y servicios que se requieran.
5.1 Evaluación económica para las intervenciones de Well Services y Workover
Antes de planear o programar cualquier intervención de Well Services o Workover, se
realiza un estudio preliminar para determinar si la inversión que se hará en un determinado pozo
es viable económicamente y además genera valor a la compañía. Para realizar dicha evaluación,
se deben conocer los siguientes parámetros:
93
Tabla 25: Variables básicas para evaluación económica de trabajos de Well Services y
Workover.
Variables Siglas Unidad Comentario
Tiempo medio de falla RL Mes
Indica el número de días en promedio que opera un
sistema de levantamiento artificial en un pozo sin que
tenga que ser intervenido por un equipo de Well Services
o Workover: ΣRL/# Intervenciones
Presupuesto P USD
Presupuesto en dólares correspondiente a la ejecución de
la totalidad de las actividades comprendidas en el
servicio
Producción antes del servicio Q1 BPPD
Caudal de producción en barriles de petróleo por día
[BPPD] que tiene el pozo actualmente, si el pozo está en
operación o desea ser intervenido, debe contemplarse la
producción actual para efectos de estimar el costo de la
producción diferida a causa del servicio; si en su defecto
el pozo fue intervenido objeto de una falla operacional
que lo dejó fuera de línea no debe asociarse producción.
Producción esperada Q2 BPPD
Indica la producción esperada en BPPD luego de
intervención, la cual, de acuerdo al tipo de servicio
puede aumentar, disminuir o permanecer igual.
Precio del Crudo P_Oil USD/Bl
Indica el precio de venta del crudo en dólares por barril
de acuerdo a las especificaciones de calidad que este
tenga con referencia al Brent. El precio de venta del
crudo Colombiano es en promedio 10 USD inferior al
precio de negociación del mercado. Para efectos de
reflejar una evaluación se podrán emplear los futuros del
Commodity.
Cantidad de agua y sólidos producidos BSW %
Indica la cantidad de agua y sólidos calculados en
laboratorio que tiene una muestra dada de fluido
producido por el pozo
Duración del trabajo T Días Indica el tiempo que se tarda un equipo de Well Services
o Workover en desarrollar la actividad programada.
Costo de Levantamiento C_Lev USD/Bl
Costo promedio de levantamiento para el campo objeto
de evaluación reportado en el último informe de gestión
de la compañía.
Regalías de Producción Básica RPB %
Corresponde al % de regalías que aplica a la producción
básica del campo definido por el personal de portafolio
de la compañía y el gobierno.
Tasa de Descuento TD %EA
Corresponde al % definido por la compañía para la
evaluación de proyectos, denominada también tasa de
reinversión o tasa de retorno para las inversiones de la
empresa en promedio. Cuando el análisis de proyectos es
en un entorno de limitaciones de capital, puede ser
apropiado utilizar la tasa de reinversión en lugar del
costo promedio ponderado de la empresa de capital
como el factor de descuento. Refleja el costo de
oportunidad de la inversión, en lugar del coste más bajo
posible del capital.
Calidad y Transporte C&T USD/Bl
Corresponde al descuento por calidad y transporte
aplicado al precio WTI o Brent en USD/Bl a emplearse
tanto para precios de portafolio como para condiciones
de mercado.
94
Impuesto a la Renta IR %
Corresponde al Impuesto en % que grava los ingresos
netos operacionales definido por la normatividad vigente
en Colombia.
Declinación Histórica y/o esperada de
DP % Anual
Indica la disminución de producción normal que tiene un
Yacimiento por la pérdida de energía (presión) de las
arenas productoras, por la disminución de reservas y por
el incremento del BSW por inyección de fluidos (agua). la producción del pozo
Con el conocimiento de valor de los parámetros anteriormente mencionados, se calcula el
Valor Presente Neto (VPN), la Tasa Interna de Retorno (TIR), la Eficiencia Económica de la
Inversión (EFI) y el Tiempo de Retorno de la Inversión.
A modo de ejemplo, a continuación se presenta una evaluación económica para conocer
la viabilidad de una intervención que se requiere hacer en un pozo productor; de acuerdo al
análisis y seguimiento realizado por el Ingeniero de producción se ha podido establecer que el
pozo ha perdido potencial de producción. Ésta pérdida de producción se debe a una deficiencia
que tiene la bomba en el Sistema de Levantamiento Artificial (SLA) por alto tiempo de trabajo
(Run Life), la realización de este trabajo se hará con equipo de Well Services.
A continuación datos reales de un pozo:
95
Tabla 26: Datos reales de un pozo para el Campo II.
Variables Siglas Valor Unidad
Tiempo medio de falla RL 11 Mes
Presupuesto P 100 USD
Producción antes del servicio Q1 50 BPPD
Producción esperada Q2 75 BPPD
Precio del Crudo P_Oil 35 USD/Bl
Cantidad de agua y sólidos producidos BSW 90 %
Duración del trabajo T 5 Días
Costo de Levantamiento C_Lev 10.5 USD/Bl
Regalías de Producción Básica RPB 20 %
Tasa de Descuento TD 11,1 %EA
Calidad y Transporte C&T 10,98 USD/Bl
Impuesto a la Renta IR 34 %
Declinación Histórica y/o esperada de DP 8
%
Anual la producción del pozo
Para dar solución a la problemática del pozo y conocer si la inversión es económicamente
viable y además genera valor para la compañía se plantea lo siguiente:
El primer paso es crear de un perfil de producción del pozo en el tiempo dada la
declinación histórica o esperada, suponemos fecha de parada del pozo el 23/04/2016, por tanto,
la fecha de puesta en línea el 28/04/2016.
96
Tabla 27: Cálculo de la declinación de la producción del pozo.
Q Q1
PRODUCCIÓN 50.0 75.0
DECLINACIÓN 0.1 0.1
FECHA PROD ACTUAL PROD ESPERADA
30/04/2016 50.0 75.0
31/05/2016 49.7 74.5
30/06/2016 49.3 74.0
31/07/2016 49.0 73.5
31/08/2016 48.7 73.0
30/09/2016 48.4 72.5
31/10/2016 48.0 72.1
30/11/2016 47.7 71.6
31/12/2016 47.4 71.1
31/01/2017 47.1 70.6
28/02/2017 46.8 70.2
31/03/2017 46.5 69.7
30/04/2017 46.2 69.2
31/05/2017 45.8 68.8
30/06/2017 45.5 68.3
31/07/2017 45.2 67.9
31/08/2017 44.9 67.4
30/09/2017 44.6 67.0
31/10/2017 44.3 66.5
30/11/2017 44.1 66.1
31/12/2017 43.8 65.6
31/01/2018 43.5 65.2
28/02/2018 43.2 64.8
31/03/2018 42.9 64.3
97
Figura 38: Perfil de producción del pozo antes y después del servicio.
Teniendo construida la curva de producción del pozo en el tiempo, el paso siguiente es
crear un flujo de caja que permitirá conocer si la inversión es económicamente viable y además
genera valor a la compañía.
y = 823020e-2E-04x
-
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
60,00
70,00
80,00
Ap
r-1
6
Jun
-16
Au
g-1
6
Oct
-16
De
c-1
6
Feb
-17
Ap
r-1
7
Jun
-17
Au
g-1
7
Oct
-17
De
c-1
7
Feb
-18
Ap
r-1
8
Jun
-18
Au
g-1
8
Oct
-18
De
c-1
8
Feb
-19
PROD ACTUAL PROD ESPERADA Exponencial (PROD ESPERADA)
98
Tabla 28: Pasos para el cálculo de la producción neta acumulada mes y acumulada total
A B C D E F G H I J K L M
# PERIODO MES DIAS PROD ESPERADA Q1 REGALIAS PRODUCCION NETA
Puesta en Línea Trabajo Crudo Acum Mes Acum Crudo Acum Mes Acum Crudo Acum Mes Acum
28/04/2016 BPPD Bls Bls BPPD Bls Bls BPPD Bls Bls
1 0 30/04/2016 2 75 150 150 15 30 30 60 120 120
2 1 31/05/2016 31 75 2310 2460 15 462 492 60 1848 1968
3 2 30/06/2016 30 74 2220 4680 15 444 936 59 1776 3744
4 3 31/07/2016 31 74 2279 6959 15 456 1392 59 1823 5567
5 4 31/08/2016 31 73 2264 9223 15 453 1845 58 1811 7378
6 5 30/09/2016 30 73 2176 11399 15 435 2280 58 1741 9119
7 6 31/10/2016 31 72 2234 13633 14 447 2727 58 1787 10906
8 7 30/11/2016 30 72 2147 15780 14 429 3156 57 1718 12624
9 8 31/12/2016 31 71 2204 17984 14 441 3597 57 1763 14387
10 9 31/01/2017 31 71 2190 20174 14 438 4035 57 1752 16139
11 10 28/02/2017 28 70 1965 22138 14 393 4428 56 1572 17711
12 11 31/03/2017 31 70 2161 24299 14 432 4860 56 1728 19439
13 12 30/04/2017 30 69 2077 26376 14 415 5275 55 1662 21101
14 13 31/05/2017 31 69 2132 28508 14 426 5702 55 1706 22806
15 14 30/06/2017 30 68 2050 30558 14 410 6112 55 1640 24446
16 15 31/07/2017 31 68 2104 32661 14 421 6532 54 1683 26129
17 16 31/08/2017 31 67 2090 34751 13 418 6950 54 1672 27801
18 17 30/09/2017 30 67 2009 36760 13 402 7352 54 1607 29408
19 18 31/10/2017 31 67 2062 38822 13 412 7764 53 1650 31058
20 19 30/11/2017 30 66 1982 40804 13 396 8161 53 1586 32643
21 20 31/12/2017 31 66 2035 42839 13 407 8568 53 1628 34271
22 21 31/01/2018 31 65 2021 44860 13 404 8972 52 1617 35888
23 22 28/02/2018 28 65 1814 46674 13 363 9335 52 1451 37339
24 23 31/03/2018 31 64 1994 48668 13 399 9734 51 1596 38935
Como se estableció anteriormente, el pozo entró en producción el 28/04/2016, por tanto,
para el mes de abril produjo durante 2 días y posteriormente los días de cada mes de acuerdo a la
columna D. Los valores de la columna E, son la producción esperada del pozo teniendo en
cuenta su declinación normal. Los valores de la columna F, salen de multiplicar las columnas
D*E. El cálculo de las regalías se halla de multiplicar los valores de la columna E*RPB. Valores
de la columna I= H*D. Valores de la columna K= E-H y valores de la producción acumulada por
mes L= K*D. Al final se obtiene la producción total acumulada del pozo (columna M).
99
A continuación pasos para el cálculo del flujo de caja mensual.
Tabla 29: Pasos para el cálculo del flujo de caja
N O P Q R S T U
MARGEN
INGRESO
NETO
COSTO
OPERACION INVERSIONES
FLUJO DE
CAJA IMPUESTO FLUJO DE CAJA
Crudo Total Acum Mes (+ Diferida) Antes de Imp. Renta
Después de
Imp. Acum
USD/BL USD USD USD USD USD USD USD
24.02 2882 1575 106005 -104698 0 -104698 -104698
24.02 44380 24250
20130 6844 13286 -91412
24.02 42663 23312
19351 6579 12772 -78640
24.02 43793 23929
19863 6754 13110 -65530
24.02 43502 23770
19731 6709 13023 -52507
24.02 41819 22850
18968 6449 12519 -39988
24.02 42925 23455
19470 6620 12850 -27138
24.02 41265 22548
18717 6364 12353 -14785
24.02 42357 23145
19212 6532 12680 -2105
24.02 42075 22991
19085 6489 12596 10491
24.02 37751 20628
17123 5822 11301 21792
24.02 41518 22686
18832 6403 12429 34221
24.02 39912 21809
18103 6155 11948 46169
24.02 40968 22386
18582 6318 12264 58434
24.02 39383 21520
17863 6074 11790 70224
24.02 40426 22089
18336 6234 12102 82325
24.02 40157 21943
18214 6193 12022 94347
24.02 38603 21094
17510 5953 11556 105903
24.02 39625 21652
17973 6111 11862 117766
24.02 38092 20814
17278 5874 11403 129169
24.02 39100 21365
17735 6030 11705 140874
24.02 38840 21223
17617 5990 11627 152502
24.02 34849 19042
15807 5374 10432 162934
24.02 38326 20942
17384 5911 11473 174407
Posteriormente se calcula el margen de ganancia de la producción de crudo antes de
impuestos que se obtiene restando el precio de venta del crudo menos el costo por calidad y
transporte (C&T), entonces, la columna N= P_Oil – C&T, luego el ingreso neto total (columna
O) se obtiene multiplicando el margen de ganancia por la producción neta acumulada por mes,
100
luego la columna O= N*L. Se halla en costo operacional mensual columna P que equivale costo
de levantamiento por la producción esperada acumulada por mes (columna P= C_Lev*F).
Seguidamente, se calcula la inversión inicial (columna Q), en la cual se debe tener en
cuenta lo siguiente: si el pozo está en operación y desea ser intervenido, debe contemplarse la
producción actual (Q1) para efectos de estimar el costo de la producción diferida a causa del
servicio; si en su defecto el pozo fue intervenido objeto de una falla operacional que lo dejó fuera
de línea no debe asociarse producción. Así las cosas, la inversión inicial (columna Q) para el
caso estudio es igual al presupuesto inicial (P) por la producción actual del pozo (Q1) por el
número de días que dura el servicio (T), entonces la columna Q= P*Q1*T.
Posteriormente, se calcula el flujo de caja antes de impuestos (columna R) que equivale a
que al ingreso neto (columna O) se le resta el costo operacional acumulado mensual (columna P)
y las inversiones más la diferida causada por sacar fuera de línea el pozo (columna Q), entonces,
Columna R= Columna O – Columna P – Columna Q. Para el cálculo del impuesto a la renta
(columna S), se debe tener en cuenta que este rublo sólo aplica cuando el flujo de caja antes de
impuestos es positivo, por tanto la columna S= Columna R*IR/100. Finalmente se calcula el
flujo de caja mensual (columna T) y acumulado (columna U) después del pago de impuestos.
Teniendo en cuenta que el costo de oportunidad (tasa de oportunidad) TD son del
11.1%EA y habiendo hallado los flujos de caja mensual después de impuestos (Columna T), se
calcula VPN (hay que tener presente que es un VPN no periódico, ya que los periodos de tiempo
de producción del pozo no son iguales y por ende los flujos netos de efectivo no son periódicos,
101
en especial cuando el pozo entra en producción). Por consiguiente se debe convertir la tasa de
oportunidad EA a una tasa nominal mensual vencida para poder hallar el VPN.NO.PER.
MV = [(1 + EA) ^1/12 –1] = [(1 + 11.1/100) ^1/12 –1] = 0.88%.
En resumen el VPN para cada uno de los flujos en un tiempo de 24 meses es:
Tabla 30: Resultados de VPN, TIR, Tiempo de retorno y Eficiencia de la Inversión
A C T V W X Y
# MES FLUJO DE
CAJA
TIR.NO.PER
VNA.NO.PER EFI VERIFICACION
Puesta en
Línea Después de Imp. TOTAL
VPN/VPI RETORNO
28/04/2016 USD USD INVERSIÓN
1 30/04/2016 -104697.6 N/A -104697.6 -99% 1.00
2 31/05/2016 13285.8 N/A -91421.7 -86% 1.00
3 30/06/2016 12771.8 -100% -78668.5 -75% 1.00
4 31/07/2016 13109.9 -100% -65587.6 -62% 1.00
5 31/08/2016 13022.8 -96% -52603.3 -51% 1.00
6 30/09/2016 12518.9 -84% -40130.3 -39% 1.00
7 31/10/2016 12850.3 -63% -27336.8 -28% 1.00
8 30/11/2016 12353.1 -36% -15047.0 -17% 1.00
9 31/12/2016 12680.1 -5% -2441.4 -6% 1.00
10 31/01/2017 12595.8 26% 10071.2 5% 0.00
11 28/02/2017 11301.3 53% 21290.2 15% 0.00
12 31/03/2017 12429.0 81% 33619.5 26% 0.00
13 30/04/2017 11948.1 106% 45463.3 36% 0.00
14 31/05/2017 12264.4 129% 57611.5 46% 0.00
15 30/06/2017 11789.9 148% 69281.3 56% 0.00
16 31/07/2017 12101.9 165% 81251.1 66% 0.00
17 31/08/2017 12021.5 180% 93132.4 76% 0.00
18 30/09/2017 11556.4 193% 104545.9 85% 0.00
19 31/10/2017 11862.3 204% 116252.7 95% 0.00
20 30/11/2017 11403.4 214% 127498.5 104% 0.00
21 31/12/2017 11705.2 222% 139033.3 113% 0.00
22 31/01/2018 11627.4 230% 150483.0 122% 0.00
23 28/02/2018 10432.4 236% 160749.0 130% 0.00
24 31/03/2018 11473.4 241% 172031.0 139% 0.00
De acuerdo a los resultados en la tabla 30, se observa que al tiempo medio de la falla del
pozo de 11 meses (tiempo en el que se estima falle el pozo y haya que intervenirlo nuevamente)
102
se recomienda hacer la inversión de capital, ya que aparte de que se recupera y se mejora la
producción del pozo, ésta inversión genera rentabilidad y valor a la compañía. Antes de que el
pozo vuelva a fallar a los 11 meses, se ha recuperado totalmente la inversión, se obtiene una TIR
del 241%, un VPN de 10071.2 USD y una eficiencia en la inversión del 5%. Éste último
significa que la compañía está utilizando de forma correcta de los recursos (medios de
producción) que tiene disponibles.
5.2 Pronóstico de los costos promedio para las intervenciones de los SLA con equipos de
Well Services y Workover en los Campos I y II de la compañía Oil Ltda.
Como se mencionó anteriormente, cuando un pozo o grupos de pozos fallan y entran a
diferida (pérdida de producción de crudo por tiempo no productivo), antes de programar los
equipos de Well Services y/o Workover y planear las actividades que se ejecutaran en un plan de
trabajo, se debe conocer si es viable realizar la inversión y además si ésta produce valor para la
compañía. Para poder realizar dicho análisis es fundamental conocer el costo de la inversión
(costos de materiales y equipo, éste último tiene una tarifa diaria conocida y su valor está en
función del tiempo que le tome realizar el trabajo). En el ejemplo anterior (Datos de la Tabla 26),
todas las variables son ampliamente conocidas por los ingenieros de producción del campo, sin
embargo, hay dos variables (Duración del Trabajo y Presupuesto) críticas que impactan
significativamente en la evaluación económica y son muy sensibles a aumentar o disminuir
dependiendo el tipo de trabajo que se vaya a realizar y las condiciones variables de cada pozo
durante su intervención; dada la experiencia de los autores se establecieron unos costos y un
tiempo promedio para la intervención del pozo por la situación en la que se encontraba. A
103
continuación se deduce cómo se llegan a establecer esas dos variables en un trabajo de Well
Services y/o Workover para poder pronosticar los costos asociados a cada SLA en los Campos I
y II de la compañía Oil Ltda.
5.2.1 Histórico de duración promedio de las intervenciones por Well Services y
Workover en los SLA para los Campos I y II.
Para poder calcular el histórico de duración promedio de los trabajos realizados por los
equipos de Well Services y Workover por cada SLA en cada uno de los campos de la compañía
Oil Ltda., se tuvieron en cuenta datos actualizados del año 2015 de todas las operaciones que se
realizaron tanto en pozos productores como en pozos inyectores, lo anterior, con el fin de tener
una data actualizada y más asertiva, ya que tiene menos errores en comparación con la data de
los años 2013 y 2014. La compañía ha hecho grandes esfuerzos para mejorar su información,
uno de sus mayores activos.
El cargue de la información en la base de datos de la compañía se hace mediante códigos
y subcódigos que indican cada una de las actividades operacionales y no operacionales que se
ejecutan durante un servicio a pozo y sus respectivos tiempos. Así las cosas, se establecieron tres
grandes grupos de actividades dentro de todo el conjunto:
1. Tiempos de espera planeados: Tiempos en los cuales no hay operación pero se
requieren para el buen desarrollo de la operación.
104
2. Tiempos de espera no planeados: Tiempos inactivos del equipo por causas
internas o externas que no contribuyen al logro del objetivo.
3. Tiempo operacional: Tiempo real productivo del equipo donde se ejecutan las
actividades planeadas.
A continuación se desglosa cada uno de los grupos en que se clasificaron las actividades.
Tabla 31: Tiempos de espera planeados.
Espera Planeada
1137 Moviendo Tuberías / Calibrando / Midiendo
1157 Traslado/descargue de Tubing/Varillas/otros
1301 Correr-Cortar Cable
1302 Enhebrando Cable/Bloque viajero/Winche/Sand Line
1303 Instalando Rollo de Cable
1601 Auditoria
1602 Charla de Seguridad Pre operacional
1603 Entrenamiento/Simulacro
1604 Inspección diaria/Semanal de equipos y/o
Herramientas
1605 Investigación de Incidentes
1606 Parada de Seguridad
1607 Equipo Inactivo por HSEQ
1802 Cambio de Cuadrilla
1803 Cuadrilla Comiendo
1804 Entrenamiento/Curso
1824 Inactividad Programada (Capacitación, charlas, cursos)
1827 Cuadrilla no programada
1828 Esperando Luz Día para Movilizar/Instalar
1829 Esperando Luz día para Armar Equipo
1830 Esperando Luz día para Desarmar Equipo
1831 Esperando Luz día para Movilizar Cargas
1832 Esperando Luz día para Achicar tubería
117
Tabla 32: Tiempos de espera no planeados.
Tiempos de espera no planeados Tiempos de espera no planeados
1304 Mantenimiento Acumulador 1815 Falla en el Equipo de Fondo
1305 Mantenimiento de la Bomba 1816 Instalar Unidad de Superficie
1306 Mantenimiento de Mesa Rotaria 1817 Desinstalar Unidad de Superficie
1307 Mantenimiento de Preventores 1818 Mantenimiento a Torre y/o Otros Equipos
1308 Mantenimiento Eléctrico 1819 Mantenimiento de la Bomba
1309 Mantenimiento Mecánico 1821 Reparando Equipos / Herramientas
1310 Mantenimiento Otras Herramientas 1822 Reunión no Programada / Evento HSEQ
1312 Mantenimiento Unidad Básica & Equipos 1823 Torre y/o Falla en Equipo
1801 Apagado por Mantenimiento de Facilidades 1825 Esperando por servicios administrativos
1805 Esperando Fluidos/Agua - Otros 1826 Equipo en Stand By
1806 Esperando Herramientas/Equipos/Materiales 3101 Esperando Acceso a la Locación – obras civiles
1807 Esperando Herramientas/Equipos-Contratista 3103 Esperando por Clima
1808 Esperando Ordenes 3104 Esperando por Orden Publico
1809 Esperando Personal 3105 Esperando Transporte Pesado
1810 Esperando por Actividad Sindical 3107 Esperando entrega de locación-HANDOVER
1811 Esperando por Clima 3102 Esperando Ordenes
1812 Esperando por Orden Publico 3106 Mantenimiento de Vías
1813 Esperando Unidad de Bombeo 3110 Esperando Retirar/Aplicar SAES
1814 Eventos imprevistos
118
Tabla 33: Tiempo operacional.
Tiempo Operacional Tiempo Operacional
1001 Asegurando Pozo 1901 Bajando Tubería de Producción en dobles
1002 Cambio Pipe Rams / Preventor Anular 1902 Empalmando Cable
1004 Instalar / Desinstalar Adaptador de Flange-Spool 1904 Espaciamiento
1005 Instalar / Desinstalar Árbol de Navidad/Accesorios 1905 Instalar / Desinstalar Equipo de Superficie /
Herramientas
1006 Desinstalar Preventor de Arietes 1906 Instalar/Desinstalar Equipo de Subsuelo
1007 Instalar Preventor de Arietes 1907 Prueba a Bomba de Subsuelo
1008 Desinstalar Preventor de Varilla 1908 Prueba Eléctrica Equipo de Fondo E.S.P
1009 Instalar Preventor de Varilla 1909 Sacando Tubería de Producción en dobles
1010 Mantenimiento a Preventores 1910 Operación de Pack Off
1011 Probar Preventor de Arietes 2101 Instalar Equipo de Cementación / Herramientas
1012 Instalar/Desinstalar Set de BOP`s 2105 Cementación Remedial
1101 Acondicionando/Drenando Contrapozo 2108 Prueba Casing/Liner/Tubing
1103 Armar Colgador (Tubería de Producción) 2110 Prueba de Líneas de Superficie/Equipos
1104 Armar/Desarmar BHA 2111 Prueba de Presión de Tubería (Integridad)
1105 Bajando Tubería de Producción en dobles 2201 Armando BHA
1106 Bajando Tubería de Trabajo en dobles 2203 Instalar Equipo / Herramientas
1108 Bajando Varillas en sencillos 2205 Armar ensamblaje interno del barril
1109 Bajando Varillas en dobles 2206 Desarmar ensamblaje interno del barril/ Recuperar
Núcleo
1110 Bajando Varillas en triples 2207 Bajando Barril de corazonamiento
1112 Bajar/Sacar Liner Ranurado-Echometer 2208 Prueba a Bomba de Subsuelo
1113 Bajar/Sacar Raspador 2209 Prueba de Presión de Tubería (Integridad)
1114 Correr / Sacar Empaques/Tapón de cemento /Otros 2210 Realizando Prueba de disparo
1116 Desarenando con Bomba Desarenadora 2211 Realizando Prueba de espejo
1117 Estimulación Mecánica/ Swabeo/Viaje 2212 Desanclar Bomba de Subsuelo
1118 Instalar / Desinstalar Equipo de Prueba de Presión 2213 Trabajar Sarta de Varillas
1119 Instalar Herramientas de Suabeo 2214 Operación de Flushing
1120 Desinstalar Herramientas de Suabeo 2215 Cambiando Barra Lisa
1121 Instalar Mesa Rotaria 2216 Adicionando/Retirando ajustes
1122 Desinstalar Mesa Rotaria 2217 Instalar / Desinstalar Barra Lisa y Stuffing Box
1123 Instalar Power Swivel y Kelly 2301 Desinstalar Equipo de Superficie / Herramientas
1124 Desinstalar Power Swivel y Kelly 2302 Desinstalar Equipo de Subsuelo - BHA
1125 Instalar Swivel/Kelly 2303 Descargar Presiones
1126 Desinstalar Swivel/Kelly 2304 Instalar Equipo de Subsuelo - BHA
1127 Instalar Líneas de Superficie/ Equipos 2305 Instalar Equipo de Superficie / Herramientas
1128 Desinstalar Líneas de Superficie/ Equipos 2306 Instalar/Desinstalar Ancla Anti torque
1129 Instalar/Desinstalar ParrilladeTrabajo/Llaves
Hidráulicas/Otras Herramientas 2307 Instalar/Desinstalar Unidad de Superficie
1130 Instalación/Desinstalación Anclas 2308 Prueba a Bomba de Subsuelo
119
1131 Limpiando Torre 2309 Prueba de Presión de Tubería (Integridad)
1132 Limpiar Depositaciones Orgánicas / Scale 2310 Realizando Prueba de disparo
1133 Limpiar Tanques / Equipo 2311 Realizando Prueba de espejo
1134 Empacando Pozo 2312 Desanclar Bomba de Subsuelo
1135 Llenando Tubería 2313 Trabajar Sarta de Varillas
1136 Mantenimiento a Bomba Desarenadora/Tubería de
Cola 2314 Código para Realizar Flushing
1138 Operaciones con Sand Line 2315 Adicionando/Retirando ajustes
1139 Parando Dril pipe/ Calibrando / Midiendo 2320 Aislamiento Eléctrico Seguro SAES
1140 Parando Tubing/ Calibrando / Midiendo 2404 Desinstalar Equipo de Superficie /
Herramientas/Estimulación/Fractura/Otros
1141 Prueba de Líneas de Superficie/Equipos 2407 Esperando Retornos
1142 Prueba de Presión de Tubería (Integridad) 2408 Estimulación Mecánica/ Swabeo/Viaje
1143 Quebrando Drill Pipe a los Racks 2411 Instalando Equipo de Prueba de Presión
1144 Quebrando Tubing 2412 Instalar Equipo de Superficie /
Herramientas/Estimulación/Fractura/Otros
1145 Quebrando Varillas 2413 Instalar Herramientas de Suabeo
1147 Sacando Tubería de Producción en dobles 2419 Operaciones con Sand Line
1148 Sacando Tubería de Trabajo en dobles 2420 Preparando Fluidos
1150 Sacando Varillas en dobles 2421 Tratamiento Químico
1151 Sacando Varillas en triples 2505 Esperando Frague
1152 Sentar Empaques 2506 Esperando Retornos
1153 Desasentar Empaques 2507 Instalar Equipo de Superficie / Herramientas
1154 Trabajando Bomba Desarenadora 2517 Preparando Fluidos
1155 Trabajando Sarta de tubería 2905 Descargar Presiones
1156 Trabajar Subir y Bajar Sarta de Tubería 2907 Patada de pozo
1158 Tratamiento con Aceite Caliente 2908 Quemando Gas
1159 Desempacando Pozo 3001 Instalar / Desinstalar Anclajes
1164 Bajando Tubería de Producción en Sencillos 3002 Limpiar Locación
1165 Bajando Tubería de Trabajo en Sencillos 3003 Carga / Descarga de Equipos
1171 Tensionó Sarta 3004 Mover
1201 Bombeando fluidos 3005 Bajar la Torre
1203 Circulación Detenida 3006 Levantar la Torre
1204 Circulando en Directa 3007 Skid Rig
1205 Circulando en Reversa 3008 Instalar / Desinstalar Pisos de la Torre
1209 Descargando Pozo 3009 Instalar / Desinstalar Equipo de Superficie /
Herramientas
1210 Desplazamiento de Fluidos 3010 Instalar/Desinstalar Líneas de Superficie/ Equipos
1211 Esperando Retornos 3011 Moviendo Herramientas / Tubería
1212 Instalar / Desinstalar Cabezal de Circulación 3013 Acondicionando/Drenando Contrapozo
1213 Instalar / Desinstalar Equipo de Superficie /
Herramientas 1161 Bajando Tubería de Trabajo en triples
1214 Instalar / Desinstalar Flowline 1163 Sacando Tubería de Trabajo en triples
1215 Lavado de Tubería 1169 Soldando Varilla Continua
1222 Preparando Fluidos 1206 Circulando Muestras
120
1401 Abrir / Cerrar Camisa de Aislamiento 1404 Bajar Sand Bailer
1402 Bajar / Sacar Blanking Plug 1405 Cambiar válvulas de Gas Lift
1406 Instalar / Desinstalar Wireline Equipos /
Herramientas 1701 Correr / Sacar Empaques/Retenedores /Otros
1407 Verificando Fondo 2202 Quebrando BHA
1408 Wireline/Slick Line Otras Operaciones/Pesca 2204 Desinstalar Equipo / Herramientas
1501 Corriendo Bloque de Impresión 2401 Acidificación
1504 Instalar / Desinstalar Equipo de Superficie /
Herramientas 2403 Correr / Sacar Empaques/Otros
1505 Instalar/Desinstalar BHA 2415 Lavado de Tubería
1509 Pesca de Tubería / OverShot 2515 Operación Squeeze
1510 Pesca de Tubería-Otros con Spear/Tiper Tap/Otros 2702 Desinstalar Equipo de Superficie / Herramientas
1511 Pesca de Varilla / OverShot 1502 Corriendo Tiper Tap
1512 Pescando Blanking Plug 2106 Esperando Frague
1514 Pescando con Otras Herramientas 2214 Operación de Flushing
1515 Punto Libre Tubería / Varilla 2312 Desanclar Bomba de Subsuelo
1516 Realizando Back off / Tubería / Varilla 2414 Lavado de Perforaciones
1716 Toma de Niveles de Fluido 3201 Prueba de Producción
De la data del año 2015 para los Campo I y II, se calcularon los históricos de los tiempos
promedio de intervención por SLA. El Campo I está divido en 6 áreas donde la compañía tiene
operación, cada una de éstas áreas tiene condiciones específicas (profundidad de los pozos, área
geográfica y entorno social entre las más principales) y para cada una de ellas se establecieron
los promedios de los tiempos de espera planeados, tiempos no planeados y tiempos de operación
que son un punto de partida para estimar los tiempos operacionales en los trabajos de Well
Services y Workover para cada SLA.
En forma global se calcularon los tiempos de espera planeada, tiempos no planeados,
tiempos de operación y tiempo promedio de operación por pozo para cada una de las áreas que
componen tanto el Campo I de la compañía Oil Ltda.
121
A continuación se presentan los resultados obtenidos para el Campo I.
Tabla 34: Resultados de las operaciones realizadas en las áreas del Campo I año 2015.
Campo I Espera
Planeada [Días]
Tiempo No
Productivo
[Días]
Tiempo
Operacional
[días]
Tiempo Total
[días] # POZOS
Duración
Promedio por
Pozo [días]
CAMPO I - A 20,0 17,1 51,8 88,9 18 4,9
CAMPO I - B 86,8 37,0 115,8 239,7 15 16,0
CAMPO I - C 73,2 53,8 127,5 254,5 30 8,5
CAMPO I - D 210,5 120,8 280,1 611,4 73 8,4
CAMPO I - E 61,6 22,6 101,9 186,1 21 8,9
CAMPO I - F 16,4 10,6 30,3 57,4 10 5,7
Total General 468,6 262,0 707,4 1438,0 167 8,6
De acuerdo a un análisis preliminar de la Tabla 34, se puede apreciar que el área A tiene
un mejor desempeño y eficiencia en la ejecución de los trabajos de Well Services y Workover,
puesto que es el área de menor duración promedio en la ejecución de los trabajos y es una de las
áreas con menor pérdida de tiempo por las esperas planeadas (20 días) y tiempo no productivo
(17.1 días), sin embargo, en la cantidad de trabajos totales realizados en el Campo I, sólo tiene el
10.8% de participación. Lo anterior parecería una buena conclusión, sin embargo, el tiempo no
producto juega un papel fundamental a la hora de evaluar la eficiencia y la calidad de un trabajo.
Si se pudiera eliminar el tiempo no productivo dentro de la ejecución de las actividades a pozos,
se tendría el mejor tiempo para realizar un buen Well Services/Workover.
A continuación se muestra la relación que existe de las esperas planeadas, tiempos no
productivos y tiempo operacional con respecto al tiempo total de ejecución.
122
Tabla 35: Relación de las variables con respecto al tiempo total de ejecución de cada una de las
áreas que componen el Campo I.
Campo I
Espera Tiempo No Tiempo Tiempo
Planeada Productivo Operacional Total
[días] [días] [días] [días]
CAMPO I - A 23% 19% 58% 100%
CAMPO I - B 36% 15% 48% 100%
CAMPO I - C 29% 21% 50% 100%
CAMPO I - D 34% 20% 46% 100%
CAMPO I - E 33% 12% 55% 100%
CAMPO I - F 29% 19% 53% 100%
Promedio General 33% 18% 49% 100%
Anteriormente se mencionó que el área A era la de mejor desempeño y eficiencia en la
ejecución se sus trabajos, sin embargo, al hacer un análisis más detallado, se evidencia que es
una de las áreas con mayor pérdida de tiempo, 19% de tiempo no productivo con respecto a la
cantidad de tiempo gastado en todas sus ejecuciones. Por el contrario, el área E que en la Tabla
34 ocupaba la posición # 3 con respecto a la duración promedio de sus actividades es la que
menor tiempo no productivo tiene (12% con respecto al total gastado es sus operaciones).
Para poder saber cuál de las áreas que componen el Campo I tiene mayor desempeño y
eficiencia en la ejecución de trabajos de Well Services y Workover, se introduce el concepto de
Eficacia que mide la Disponibilidad (tiempo disponible para la ejecución de un trabajo),
Desempeño (cumplimiento de los trabajos con respecto a un tiempo promedio histórico por área)
y Calidad (mide el tiempo de un buen Well Services/Workover con respecto al tiempo total de
los trabajos realizados en el área).
123
Para calcular de Eficacia, se aplicó la metodología: Eficacia Global de Equipos (EGE)
(Mansour & Munir Ahmad, 2015), a las áreas que componen los Campos I y II la compañía Oil
Ltda., dicha metodología permite conocer cuál(es) de las área(s) han tenido los mejores
resultados de ejecución en los trabajos realizados en los pozos mediante los equipos de Well
Services y Workover.
Por tanto,
La Disponibilidad no tiene en
cuenta las Esperas Planeadas.
⁄
La Calidad no tiene en cuenta los
tiempos no productivos.
La metodología se puede aplicar para conocer la eficacia de los equipos de Well Services
o Workover y/o la eficacia en las intervenciones pozo a pozo. Aplicando la metodología a los
resultados operacionales de la Tabla 34, se obtiene lo siguiente:
124
Tabla 36: Eficacia Global de las intervenciones a las áreas del Campo I.
Campo I Disponibilidad Desempeño Calidad EGE
CAMPO I - A 75,2% 100% 81% 60,8%
CAMPO I - B 75,8% 100% 85% 64,1%
CAMPO I - C 70,3% 100% 79% 55,5%
CAMPO I - D 69,9% 100% 80% 56,1%
CAMPO I - E 81,8% 100% 88% 71,9%
CAMPO I - F 74,0% 100% 81% 60,3%
Promedio General 73,0% 100% 82% 59,7%
La variable Desempeño es la misma para todas las áreas porque está evaluando un todo.
Dicha variable entra a tener un peso importante en la Eficacia cuando es evaluada en los tiempos
que se están empleando para realizar un trabajo de Well Services o Workover con respecto al
promedio histórico.
De la Tabla 36, se concluye que el área E tuvo la mejor Eficacia en los trabajos realizados
(71.9%), resultado diferente a lo que se había analizado anteriormente. El área C tuvo la menor
Eficacia (55.5%) en la ejecución de sus trabajos, ya que tuvo el porcentaje más alto (21%) en
pérdida de tiempo no planeado con respecto al tiempo total empleado es sus intervenciones a
pozo.
De igual manera se realizó el mismo procedimiento para las áreas que componen el
Campo II obteniendo los siguientes resultados.
125
Tabla 37: Resultados de las operaciones realizadas en las áreas del Campo II año 2015.
Campo II
Espera
Planeada(dí
as)
Tiempo No
Productivo
(días)
Tiempo
Operacional
(días)
Tiempo
Total (días)
#
POZOS
Duración
Promedio
(días)
CAMPO II - A 139 335 2538 3012 516 5,8
CAMPO II -B 25 49 371 445 92 4,8
Promedio General 163 385 2909 3457 608 5,7
De los resultados anteriores se podría establecer que en el área B se ha obtenido mejores
resultados por menor promedio de ejecución de los trabajos (4.8 días), menor tiempo por esperas
planeadas (25 días), menor pérdida de tiempo por tiempos no productivos, sin embargo,
aplicando la metodología de la Eficacia se obtiene lo siguiente:
Tabla 38: Eficacia Global de las intervenciones a las áreas del Campo II.
Campo II Disponibilidad Desempeño Calidad EGE
CAMPO II - A 88,33% 100% 88,87% 78,50%
CAMPO II -B 88,26% 100% 88,90% 78,46%
Promedio General 88,32% 100% 88,87% 78,49%
El área con mayor Eficacia es el área A, la diferencia es mínima entre ellas, lo cual,
conlleva a concluir que en las dos áreas los tiempos de espera planeados, las pérdidas de tiempo
por tiempo no productivo y los tiempos reales de trabajo son muy similares; que la diferencia que
existe entre las dos áreas en tiempos de duración promedio de las actividades se debe
principalmente a la complejidad de los trabajos realizados.
El haber conocido la Eficacia de cada una de las áreas operativas de los dos campos y
saber cuál(es) de ésta(s) son más eficaz (ces) en el desarrollo de sus actividades, nos permitirá
126
identificar opciones de mejora que se deberán implementar en las demás áreas para mejorar y
tener una Eficacia similar en cada una de las áreas para disminuir los costos generales de
intervención.
A continuación se mostrarán los tiempos promedio operacionales que debemos tener en
cuenta para realizar las evaluaciones económicas, la planeación de las actividades y la
realización de los costos (AFE).
127
Tabla 39: Histórico de duración promedio de las intervenciones por Well Services y Workover
en los SLA para el Campo I.
Campo I SLA Tipo de
Trabajo
Duración
Promedio
[días]
Espera
Planeada
[Días]
Espera no
planeada
[Días]
Tiempo
Operacional
[Días]
CAMPO I - A BM WRK 12,9 3,1 2,0 7,8
BCP WRK 14,6 3,5 2,1 9,0
BCP WSV 3,1 0,7 0,7 1,7
CAMPO I - B BCP WRK 21,7 8,4 3,1 10,3
BM WRK 22,2 8,1 3,5 10,6
BM WSV 3,8 1,1 0,6 2,1
CAMPO I - C BM WRK 19,5 5,4 5,3 8,8
BM WSV 6,9 2,0 1,3 3,6
BCP WSV 5,1 1,5 0,7 2,9
CAMPO I - D IYA WRK 10,8 2,8 2,7 5,3
BM WRK 31,9 12,6 5,1 14,2
BM WSV 5,4 1,7 1,3 2,5
BCP WRK 13,3 4,1 1,9 7,3
BCP WSV 4,6 1,5 0,8 2,2
CAMPO I - E BM WRK 15,9 5,9 1,6 8,4
BM WSV 5,1 1,5 0,8 2,8
BES WSV 7,9 1,5 0,2 6,1
CAMPO I - F IYA WRK 10,4 2,1 5,2 3,1
IYA WSV 5,7 1,5 0,5 3,7
BES WSV 8,0 2,6 0,5 5,0
BM WSV 4,8 1,5 0,6 2,6
PROMEDIO GENERAL 8,6 2,8 1,6 4,2
Los datos de la tabla anterior se pueden tomar de referencia para analizar la viabilidad de
un trabajo en cualquiera de los campos donde tiene operación la compañía, ya que allí están
representados los tiempos promedio reales de las operaciones a que hubo lugar durante el año
2015.
La distribución de los tiempos totales de operación en cada una de las intervenciones a
los SLA se muestra en la siguiente tabla.
128
Tabla 40: Distribución de duración promedio de las intervenciones por Well Services y
Workover en los SLA para el Campo I.
Campo I SLA Tipo de Trabajo Espera Planeada Espera no
Planeada
Tiempo
Operacional
CAMPO I - A BM WRK 24% 15% 60%
BCP WRK 24% 15% 61%
BCP WSV 21% 23% 56%
CAMPO I - B BCP WRK 39% 14% 47%
BM WRK 36% 16% 48%
BM WSV 29% 16% 55%
CAMPO I - C BM WRK 28% 27% 45%
BM WSV 29% 19% 52%
BCP WSV 29% 14% 57%
CAMPO I - D IYA WRK 26% 25% 49%
BM WRK 39% 16% 45%
BM WSV 31% 23% 46%
BCP WRK 31% 14% 55%
BCP WSV 33% 19% 49%
CAMPO I - E BM WRK 37% 10% 53%
BM WSV 29% 16% 55%
BES WSV 19% 3% 78%
CAMPO I - F IYA WRK 20% 50% 30%
IYA WSV 26% 8% 65%
BES WSV 32% 6% 62%
BM WSV 31% 14% 56%
PROMEDIO GENERAL 33% 18% 49%
El tiempo no operacional planeado podría optimizarse si la compañía le da continuidad a
las operaciones en los días dominicales (1827 Cuadrilla no programada) que equivale al 39% del
33% que se tiene en promedio por tiempo operacional planeado. Otro aspecto que podría
disminuir el tiempo de espera planeado es el tiempo de luz día que se requiere para ejecutar
algunas actividades como por ejemplo el Swabeo, mediante la adquisición de herramientas
tecnológicas que permitan realizar los trabajos en horas nocturnas de forma segura.
129
En donde si hay una gran oportunidad de mejora para disminuir los tiempos totales de
ejecución en las operaciones de Well Services o Workover, está en los tiempos no planeados
(18% del total general) mediante la disminución de tiempos de movilización y de mantenimiento
de los equipos. Lo anterior conllevaría a tener una mejor coordinación y seguimiento a los
vehículos, mejorar la experiencia de los mecánicos y realizar mantenimientos periódicos
preventivos.
Para el Campo II se realizó en mismo procedimiento que en el Campo I. El Campo II está
compuesto por dos áreas operativas que a diferencia del Campo I, tiene similares características
en sus pozos y su entorno.
En forma global se calcularon los tiempos de espera planeada, tiempos no planeados,
tiempos de operación y tiempo promedio de operación por pozo para cada una de las áreas que
componen el Campo II de la compañía Oil Ltda.
A continuación los resultados obtenidos de todos los trabajos realizados en cada uno de
los SLA que tiene el campo por equipos de Well Services y Workover durante el año 2015 en
pozos productores e inyectores.
130
Tabla 41: Histórico de duración promedio de las intervenciones por Well Services y Workover
en los SLA para el Campo II.
Campo II SLA Tipo de
Trabajo
Duración
Promedio
[días]
Espera Espera no
planeada
[Días]
Tiempo
Operacional
[Días]
Planeada
[Días]
CAMPO II - A IYA WRK 11,5 0,5 0,9 10,0
WSV 8,2 0,4 0,9 6,9
BES WSV 7,0 0,2 1,4 5,4
WRK 8,1 0,2 0,7 7,1
ESPCP WSV 5,6 0,3 0,2 5,2
WRK 7,6 0,3 1,2 6,1
BCP WSV 4,4 0,2 0,6 3,6
WRK 6,6 0,3 0,6 5,7
BM WSV 3,7 0,2 0,4 3,1
WRK 6,1 0,2 0,9 5,0
CAMPO II -B IYA WSV 9,9 0,4 1,3 8,1
WRK 14,8 0,7 0,7 13,4
BCP WSV 2,1 0,2 0,1 1,8
WRK 9,3 0,3 1,5 7,5
BM WSV 3,1 0,2 0,4 2,6
WRK 4,3 0,3 0,5 3,6
PROMEDIO GENERAL 5,7 0,27 0,63 4,79
Los trabajos que duran más son aquellos que se realizaron en los pozos inyectores (IYA),
a pesar de las condiciones similares en las dos áreas, es importante notar que donde más se
demoran los trabajos es en el área B, ya que, los pozos presentan un mayor grado de corrosión
por H2S y CO2, lo cual conlleva a que haya un mayor tiempo de ejecución de los trabajos de
Well Services y Workover por más operaciones de pesca para poder recuperar el BHA del pozo.
En términos generales, el tiempo promedio para realizar trabajos de Well Services y Workover
en el área A es de 5.8 días y 8 días respectivamente, mientras que para el área B los tiempos
promedio para realizar trabajos de Well Services y Workover son de 5 días y 9.5 días
respectivamente.
131
Tabla 42: Distribución de duración promedio de las intervenciones por Well Services y
Workover en los SLA para el Campo I.
Campo II SLA Tipo de Trabajo Espera Planeada Espera no Tiempo
Operacional Planeada
CAMPO II - A IYA WRK 5% 8% 87%
WSV 5% 11% 84%
BES WSV 3% 20% 76%
WRK 3% 9% 88%
ESPCP WSV 5% 3% 92%
WRK 4% 16% 80%
BCP WSV 5% 13% 82%
WRK 4% 9% 87%
BM WSV 5% 10% 84%
WRK 4% 14% 82%
CAMPO II -B IYA WSV 4% 14% 82%
WRK 5% 5% 91%
BCP WSV 11% 3% 86%
WRK 3% 16% 81%
BM WSV 6% 12% 82%
WRK 7% 11% 82%
PROMEDIO GENERAL 5% 11% 84%
Tal y como se mencionó anteriormente, el en términos de Eficacia es similar para las dos
áreas, en la Tabla 43 se reafirma la metodología de la Eficacia y se puede concluir que los
tiempos de espera planeados, los tiempos no productivos y los tiempos de operación son
similares en ambas áreas.
132
5.2.2 Pasos para pronosticar los costos promedio en las intervenciones de los SLA
con equipos de Well Services y Workover en los Campos I y II.
Para pronosticar los costos de una intervención a un pozo petrolero se deben seguir las
siguientes recomendaciones:
1. Conocer el objetivo de la intervención y las operaciones que se van a realizar
2. Conocer la historia y el estado mecánico del pozo (Diseños, daños mecánicos o
herramientas al interior del pozo)
3. Identificar los servicios que se van a contratar, definir las tarifas (global, diaria,
tiempo mínimo, etc.) e identificar materiales necesarios a instalar.
4. Conocer el histórico de tiempos del campo por sistema de levantamiento y tipo de
trabajo para poder estimar cuánto tiempo en promedio le toma realizar la intervención a
un pozo.
5. Realizar la evaluación económica de la actividad a ejecutar para conocer si la
inversión es rentable y además genera valor para la compañía.
6. Desarrollar el programa de trabajo, estimando la duración de cada actividad y los
costos asociados al equipo de Workover (AFE).
Siguiendo las recomendaciones anteriormente mencionadas, se realizará todo un plan de
trabajo para realizar un Workover en un pozo inyector (no se escoge un trabajo con equipo Welll
Services, ya que el trabajo con equipo de Workover es más completo).
133
Desarrollo:
Paso 1: Objetivo y operaciones a realizar: Intervenir el pozo ABC1 del Campo II
perteneciente al área A por falla de integridad del BHA (Bottom Hole Assembly), por
oportunidad se realizará cañoneo de 70 ft para abrir nuevas zonas a una profundidad de 3400 ft y
3470 ft. Profundidad total del pozo 3600 ft.
Paso 2: Historia del pozo: Pozo inyector con sarta selectiva de 7 zonas de inyección.
Profundidad del pozo 3500 ft. No presenta daños mecánicos. El pozo inicia a comportase de
forma anormal (incrementa su tasa de inyección en forma repentina, parámetros normales de
operación Caudal Q = 1000 BAPD y Presión P = 1900, parámetros actuales Caudal Q = 2500
BAPD y una presión P = 1500 Psi). Dada su condición anormal de operación se realizó un
registro para conocer el perfil vertical de inyección y poder identificar la causa del incremento
del caudal. El registro mostró que el pozo tiene falla de integridad el en BHA en la zona 5 por la
cual se inyectan 1500 BAPD (60% de la inyección de pozo) cuando su caudal de inyección
requerido para ésta zona es de 350 BAPD. El pozo inyector da soporte a 4 pozos productores
(Patrón de 5 puntos invertidos) y tiene un potencial asociado de 250 BPPD (el pozo inyector
soporta el 65% de la producción de los pozos productores). Debido a la falla que presenta el
inyector, éste se ha regulado en superficie a 500 BAPD para evitar daños en los productores
(canalizaciones, arenamiento e incrementos de BSW) que normalmente son irreversibles; la
regulación del inyector ha afectado los productores asociados y éstos están perdiendo
aproximadamente 100 BPPD.
134
Paso 3: Identificar los servicios que se van a contratar, definir las tarifas y materiales a
instalar.
Tabla 43: Costos generados por Servicios.
TRM $3,000
DESCRIPCIÓN SERVICIO CANTIDAD UNIDAD VALOR TOTAL [USD]
Costo Equipo con movilización 11,5 Día USD 83.539
Herramientas de Pesca 1 Día USD 25.333
Company Man 11,5 Día USD 5.367
Servicio de Camioneta 11,5 Día USD 629
Registro Correlación 1 Día USD 1.167
Servicio de Slick Line 2 Día USD 3.689
Servicio de Carro tanque 11,5 Día USD 1.218
Servicio Camión de vacío 11,5 Día USD 993
Transporte Carga Seca 11,5 Día USD 1.369
Servicio de Cañoneo 70 Ft USD 28.000
Costo Total USD 151.303
135
Tabla 44: Materiales necesarios para el completamiento del pozo.
TRM $3,000
ITEM DESCRIPCIÓN MATERIAL CANTIDAD [UN] VALOR TOTAL [USD]
Sis
tem
a T
ub
ería
Cabezal de Inyección 1 USD 10.000
Pup Joint 2 7/8" 10 ft 1 USD 347
Pup Joint 2 7/8" 8 ft 1 USD 310
Pup Joint 2 7/8" 6 ft 1 USD 272
Pup Joint 2 7/8" 4 ft 1 USD 245
Pup Joint 2 7/8" 2 ft 1 USD 215
Tubería 2 7/8" N-80 115 USD 19.500
Sis
tem
a I
ny
ecci
ón
(B
HA
)
Packer PCS-5 3 USD 12.675
Packer PC-5 Tándem 5 USD 15.000
ON-OFF NF-1 1 USD 1.300
ON-OFF Swivel NF-3 1 USD 4.100
Mandril 7 USD 22.225
Mandril Cheque 7 USD 1.400
Landing Nipple 2.25" 1 USD 400
Crossover 3 1/2" @ 2 7/8" 1 USD 220
Entry Guide 1 USD 325
Pup Joint 2 7/8" 10 ft 8 USD 2.776
Pup Joint 2 7/8" 8 ft 10 USD 3.100
Pup Joint 2 7/8" 6 ft 6 USD 1.632
Pup Joint 2 7/8" 4 ft 4 USD 980
Pup Joint 2 7/8" 2 ft 2 USD 430
Tubería 2 7/8" N-80 15 USD 2.543
Costo Total USD 99.995
Paso 4: Conocer el histórico de tiempos del campo por sistema de levantamiento y tipo
de trabajo para poder estimar cuánto tiempo en promedio le toma realizar la intervención a un
pozo.
Para poder conocer el tiempo histórico se utilizó la base de datos del año 2015, los
resultados obtenidos se encuentran en las Tablas 39 y 41. Para el caso a desarrollar, el tiempo
136
promedio histórico para realizar un Workover en un pozo Inyector en el área A del Campo II es
11.5 días incluyendo imprevistos (tiempo histórico de espera no planeada 0.9 días).
Tabla 45: Histórico de duración promedio para un trabajo de Workover en el área A del Campo
II.
Campo II SLA Tipo de
Trabajo
Duración
Promedio
[días]
Espera
Espera no
planeada [Días]
Tiempo
Operacional
[Días]
Planeada
[Días]
CAMPO II - A IYA WRK 11,5 0,5 0,9 10,0
Paso 5: El proceso que se debe seguir para realizar la evaluación económica, se explicó
amplia y detalladamente en el numeral 5.1 del capítulo 5.
Para realizar la evaluación económica en un pozo inyector, se debe tener presente que
luego que se recupere el pozo (luego del Workover y puesta en línea), por lo general se deben
intervenir posteriormente uno o varios pozos productores asociados al patrón (el pozo inyector al
tener un mejor perfil de inyección ayuda a que el barrido de las arenas productoras sea más
uniforme y controlado, lo cual, se traduce en un mejor soporte de fluidos a los pozos productores
un tiempo posterior a la puesta en línea del inyector), por tanto, en el costo total del Workover
debe contemplar un presupuesto adicional para poder realizar la evaluación económica (para este
tipo de intervenciones históricamente se asignan USD100.000 de costo adicional para cubrir
dichas intervenciones en los pozos productores en optimizaciones de fondo o superficie).
137
La respuesta al aumento de la producción soportada por el inyector no tiene un patrón
definido, en ocasiones puede ser de forma inmediata o un tiempos después (3 días, 10, días, 15
días, 1 mes, dos meses), depende de las propiedades petrofísicas de la roca (porosidad,
permeabilidad, saturación., etc.) y de la fase en la que se encuentre la inyección de fluidos en la
arena (en un proceso de recuperación secundaria con inyección de agua existe tres etapas: la
primer de llenado, la segunda de barrido y la tercera de irrupción).
A continuación el desarrollo de la evaluación económica, previo conocimiento de las
variables que influyen en el flujo de caja y la evaluación.
Tabla 46: Variable para la evaluación económica de un trabajo de Workover en un pozo
inyector
Variables Siglas Valor Unidad
Tiempo medio de falla RL 15 Mes
Presupuesto P 351298 USD
Producción antes del servicio Q1 150 BPPD
Producción esperada Q2 250 BPPD
Precio del Crudo P_Oil 38 USD/Bl
Duración del trabajo T 11.5 Días
Costo de Levantamiento C_Lev 10.5 USD/Bl
Regalías de Producción Básica RPB 20 %
Tasa de Descuento TD 11,1 %EA
Calidad y Transporte C&T 10,98 USD/Bl
Impuesto a la Renta IR 34 %
Declinación Histórica y/o esperada de la
producción del pozo DP 8
%
Anual
Para el procesamiento de los datos de entrada y resultados de la evaluación económica se
realizó una tabla de Excel.
138
Datos de entrada:
Tabla 47: Variables de entrada para realizar la evaluación económica del Workover
EVALUACIÓN ECONOMICA DE UNA INTERVENCIÓN A POZO
POZO Inyector Campo II - A INVERSIÓN O AFE: USD 351.298
PROD. ANTES DE INTERVENIR 150 BPD FECHA INICIO INTERVENCIÓN 5/18/16 0:00
PROD. ESTIM. DESPUES DE LA
INTERVENCIÓN 250 BPD FECHA TERMINACIÓN 5/29/16 12:00
CRECIMIENTO EN PRODUCCIÓN 67% TIEMPO PARADA DEL POZO 11,50 días
DECLINACIÓN ANUAL 8,0% TIEMPO PROMEDIO DE FALLA 15,0 meses
COSTOS DE PRODUCCIÓN, TRANSPORTE E IMPUESTOS
LIFTING COST 10,5 USD/BBL REGALIAS 20,0%
TRANSPORTE 10,98 USD/BBL IMPUESTO DE RENTA, CREE 34,0%
PRECIO DE VENTA DEL CRUDO 38 USD/BBL TASA DE DESCUENTO, E.A. 11,1%
DIFERENCIA ENTRE BRENT Y P.
VENTA 10 USD/BBL PRECIO DEL BRENT 48 USD/BBL
Resultados obtenidos luego del procesamiento de los datos:
Tabla 48: Resultados obtenidos de la evaluación económica para el trabajo de Workover
EVALUACIÓN ECONÓMICA DE UNA INTERVENCIÓN A POZO
VPN.NO.PER USD 393.084
TIEMPO PROMEDIO DE FALLA 15,00 meses
TIR 242,5%
EFI 0,99
TIEMPO PARA RECUPERAR LA INVERSIÓN 9,0 meses
LIMITE ECONOMICO 24,00 meses
VPN USD 924.034
TIR 357%
EFI 233%
Observación: Se recupera la Inversión antes de que el pozo falle
La evaluación económica muestra que la inversión de los recursos para ejecutar el
trabajo de Workover es viable. Antes que el pozo vuelva a fallar (según el tiempo promedio de
falla de 15 meses) se recupera la inversión y además genera valor a la empresa (VPN de USD
393.084), tiene una Tasa Interna de Retorno TIR del 242.5% y una eficiencia en la inversión del
99%. La inversión se recupera en 7.079 meses y genera utilidades por 7.92 meses adicionales
139
antes que el pozo vuelva a fallar. Con la información anterior se decide intervenir el pozo y el
paso a seguir es generar la programación, planeación y ejecución de las actividades que permitan
realizar el trabajo en el tiempo y con los costos proyectados.
Paso 6. Desarrollo del programa de trabajo, estimando la duración de cada actividad y
los costos asociados al equipo de Workover (AFE). Los costos asociados a los servicios y
materiales fueron mostrados en las Tablas 43 y 44.
Tabla 49: Programa general de trabajo para una intervención con equipo de Workover
en un pozo inyector
DATOS DEL POZO
Campo: Campo II - A
Nombre del Pozo: ABC1
SLA: Inyector
Caudal de Inyección
[BAPD]: 1000
Potencial Asociado
[BPPD]: 250
Profundidad [ft]: 3600
Fecha de Inicio: 20/05/2016
Fecha de
Finalización: 31/05/2016
Duración [Días]: 11,5
AFE: USD 351.298,00
Objetivo del Trabajo:
Falla de integridad del BHA,
cañoneo por oportunidad.
Casing 23 ppf [Pulg]: 7" TRM $ 3.000,00
No. Actividad Descripción de la Operación
Tiempo
Operacional
[hrs]
Costo Unitario
1 Movilización e instalación del equipo de Workover
(Rig) 17,00 USD7.067,00
2 Charla pre operacional y de seguridad. 1,00 USD 282,83
3 Registrar presiones y de ser necesario descargar el
pozo. 1,00 USD 282,83
4 Retiro del cabezal de inyección, soltar Tubing Hanger
e instalar set de preventora [BOP´S]. 3,00 USD 883,30
5 Acondicionar herramientas y mesa de trabajo para
izar la tubería de inyección. 1,00 USD 282,83
140
6
Desasentar empaques del BHA de acuerdo a la
cantidad que el pozo tenga instalados y sacar a
superficie Tubería + BHA. *
Para el caso de estudio de las 7 zonas que tiene el
pozo, suponemos que sólo se logrará sacar 1 de
empaque cuñas, 3 Tándem y tres mandriles de
inyección. En el pozo quedaría parte del BHA
conformado por 2 empaques cuñas, 2 Tándem y 3
mandriles de inyección + componentes como tubería,
Pup Joint, On off Tool giratoria (NF3), Landing y
Entry Guide.
12,00 USD3.362,26
7
Actividad de pesca: Arma BHA de pesca en
superficie así: OverShot con grapa según diámetro
externo del pescado + con Bomper Sub 4 3/4" +
Fishing Jar 4 3/4" + 6 Drill Collar de 4 3/4" +
Acelerador 4 3/4" +Tubería Drill Pipe (Tubería de
trabajo). Bajar BHA de pesca (Running), hacer
maniobra de pesca y recuperar el BHA restante.
85,00 USD 23.449,52
8 Tomar fondo con Slick Line para conocer el estado
de arenamiento del pozo 3,00 USD 883,30
9
Limpiar pozo en caso de encontrarse sucio: Bajar
BHA de limpieza así: Cuello dentado + Tubería de
Trabajo + Kelly + Power Swivel para que de ser
necesario se pueda rotar la sarta de limpieza. Limpiar
por circulación
46,00 USD 12.709,28
10
Realizar viaje de calibración del revestimiento del
pozo (Casing) con Junk Mill + raspador (Scraper) +
Tubería de trabajo. Realizar cambio de fluido
(bombear salmuera a 8,4 Lpg) para controlar el pozo
en caso de emergencia.
33,00 USD9.082,26
11
Realizar cañoneo de 70 ft de arenas inyectoras
distribuidas en 4 intervalos diferentes. Tiempo
incluye arme y desarme de equipos (Rig Up y Rig
Down).
46,00 USD 12.709,28
12 Arme del nuevo BHA en superficie que se instalará
según diseño. 8,00 USD2.226,58
13
Bajar BHA de acuerdo al diseño propuesto. Realizar
registro de correlación Gama Ray (Registro que se
compara con el registro original del pozo que
contiene: registro CCL + Gama Ray + CBL-VDL).
17,00 USD4.611,72
14 Instalar Blanking Plug con Slick Line. 3,00 USD 883,30
15 Sentar empaques hidráulicos con 3000 Psi. 2,00 USD 577,23
16 Pescar Blanking Plug con Slick Line. 3,00 USD 883,30
17
Retirar Set de BOP´S. Sentar Tubing Hanger e
instalar cabezal de inyección. Realizar conexiones de
la línea de superficie y liberar equipo de Workover.
12,00 USD3.362,26
Costo Total Equipo con movilización 11,50 USD 83.539,07
* Nota: Si durante la operación de des asentamiento de los empaques se logran liberar todos, no habrá operaciones
de pesca. Si por el contrario sólo se logra liberar y sacar parte del BHA, se deberá realizar operación de pesca hasta
141
tener todo el BHA del pozo en superficie
En forma general el procedimiento anteriormente descrito se hace tanto para las
intervenciones con equipos de Well Services y Workover. El número de actividades puede variar
de un trabajo a otro, estas dependen del alcance general del trabajo, el tipo de pozo y el SLA a
intervenir.
En conclusión, para pronosticar los costos asociados a cada intervención por equipos de
Well Services y Workover en cada SLA tanto en el Campo I como en el Campo II, donde la
compañía Oil Ltda., tiene operación, se utilizó la data de todas las actividades realizadas en el
año 2015 (data con menos errores de cargue de la información). En el Campo I se ejecutaron 167
trabajos con 7 equipos de Well Services y Workover y un tiempo total de trabajo de 1438 horas.
En el Campo II se ejecutaron 608 trabajos con 21 equipos de Well Services y Workover y un
tiempo total de trabajo de 82.972 horas.
En términos generales, a continuación se exponen los tiempos y costos promedio que
permitirán realizar la evaluación económica en cada pozo que se requiera intervenir con equipos
de Well Services y Workover dependiendo el SLA. Dicha información es fundamental a la hora
de conocer si la inversión que se planea realizar para la recuperación y/o optimización de los
pozos es viable o no.
Tabla 50: Tiempos y costos promedio para realizar la Evaluación Económica en las
intervenciones por Well Services y Workover en el Campo I.
142
Descripción SLA Evento Duración Promedio
(día) Costo Promedio
CAMPO I - A BM WRK 12,9 USD 213.319
BCP WRK 14,6 USD 306.279
BCP WSV 3,1 USD 59.161
CAMPO I - B BCP WRK 21,7 USD 252.598
BM WRK 22,2 USD 246.096
BM WSV 3,8 USD 42.282
CAMPO I - C BM WRK 19,5 USD 300.615
BM WSV 6,9 USD 92.507
BCP WSV 5,1 USD 68.596
CAMPO I - D IYA WRK 10,8 USD 208.848
BM WRK 31,9 USD 369.165
BM WSV 5,4 USD 64.443
BCP WRK 13,3 USD 168.969
BCP WSV 4,6 USD 52.748
CAMPO I - E BM WRK 15,9 USD 224.976
BM WSV 5,1 USD 63.951
BES WSV 7,9 USD 249.368
CAMPO I - F IYA WRK 10,4 USD 94.634
IYA WSV 5,7 USD 94.634
BES WSV 8,0 USD 129.712
BM WSV 4,8 USD 52.178
PROMEDIO GENERAL 8,6 USD 122.985
143
Tabla 51: Tiempos y costos promedio para realizar la Evaluación Económica en las
intervenciones por Well Services y Workover en el Campo II.
Campo II SLA Evento Duración Promedio
(días) Costo Promedio
CAMPO II - A IYA WRK 11,5 USD 314.629
WSV 8,2 USD 235.698
BES WSV 7,0 USD 194.943
WRK 8,1 USD 229.482
ESPCP WSV 5,6 USD 112.212
WRK 7,6 USD 297.186
BCP WSV 4,4 USD 113.975
WRK 6,6 USD 237.056
BM WSV 3,7 USD 81.757
WRK 6,1 USD 167.401
CAMPO II -B IYA WSV 9,9 USD 217.980
WRK 14,8 USD 313.302
BCP WSV 2,1 USD 115.249
WRK 9,3 USD 162.946
BM WSV 3,1 USD 62.410
WRK 4,3 USD 147.864
PROMEDIO GENERAL 5,7 USD 147.987
Tener presente que los tiempos y costos presentados anteriormente en las Tablas 50 y 51
son promedios obtenidos de todos los trabajos realizados en los Campos I y II en el año 2015.
Por tanto, son una base para estimar un AFE, sin embargo, se debe realizar un análisis detallado
para cada pozo en particular donde se conozca que se requiere en cada operación que se vaya a
realizar, ya que se pueden utilizar más o menos servicios que influyen el en presupuesto total de
intervención. No olvidar que en los trabajos de Well Services y/o Workover en los pozos
Inyectores, aparte de conocer los costos en materiales, servicios y equipos, se debe estimar un
presupuesto adicional en la evaluación económica que posteriormente se gastará en las
optimizaciones de fondo y superficie en los pozos productores.
144
Conclusiones
1. Los costos asociados a las operaciones de subsuelo con equipos de Well
Services y Workover representan aproximadamente un 30% del presupuesto total
planeado anualmente. Para el año 2013 los costos con mayor relevancia fueron: 25% por
costos laborales, 24.2% por costos de mantenimiento a herramientas y equipos, 13.4% en
capacitaciones, planes educacionales y de salud, transporte y alimentación, 12.5% en
costos de administración, software y contratación, 9.3% en salud ocupacional y seguridad
en el trabajo. Dichos costos llegan a ser el 84.4% del total del presupuesto destinado para
las operaciones de Well Services y Workover.
2. En el año 2014, la distribución fue similar que en el año 2013: 27.6% en
gastos laborales, 19.7% en costos de mantenimiento a herramientas y equipos, 14.9%
capacitaciones, planes educacionales y de salud, transporte y alimentación, 12.3% en
costos de administración, software y contratación, 10.1 % en salud ocupacional y
seguridad en el trabajo. Dichos costos llegan a ser el 85% del total del presupuesto
destinado para las operaciones de Well Services y Workover.
3. Se evidenció un incremento en los costos del año 2014 en comparación
con el año 2013 del 1.9%, apalancado principalmente por el crecimiento en un 11.5% en
los costos laborales, un 98% en los contratos operación, un 13.2% en beneficios al
personal y un 9.9% en salud y seguridad en el trabajo como los más representativos.
Tales incrementos se dieron por la mayor demanda de personal, equipos, herramientas y
145
servicios para poder suplir la alta demanda de trabajos planeados y ejecutados en los
Campos I y II dado los altos precios de venta de Commodity.
4. El costo promedio y la duración de los trabajos en el Campo I año 2013,
estuvieron por encima de lo planeado, 6% y 32% respectivamente. Las causas principales
en el incremento de la duración de los trabajos fueron: Suspensión de las actividades por
capacitaciones y permisos al personal y problemas sociales con la comunidad. Lo
anterior, conllevo a que los trabajos con equipos propios fuera de 21.4 días Vs los 9.5
días realizados por los equipos contratados; en cuanto a costos en los equipos directos
fue de 0.284 millones de dólares Vs USD 0.213 millones de dólares en equipos
contratados.
5. El costo promedio y la duración de los trabajos en el Campo I año 2014,
estuvieron por encima de lo planeado, 8% y 38% respectivamente. Durante éste año hubo
un mayor requerimiento de equipos de Workover, asociado a una mayor actividad que
buscaba extraer la mayor cantidad de crudo posible por los altos precios que se tenían en
ese periodo (100 USD/BBL). El aumento en la demanda de equipos ocasiono el
incremento en las tarifas, mayor requerimiento de personal, que en algunos casos no
contaba con la experiencia requerida. Lo anterior se evidencio comparando los tiempos y
costos promedio de las intervenciones de Subsuelo entre los años 2013 y 2014
(USD$143,857 y USD$177,747 respectivamente) que tuvieron un incremento del 24%.
6. A pesar de del incremento en tiempos y costos durante las intervenciones,
las inversiones que se realizaron en el Campo I (años 2013 y 2014) cumplieron las metas
146
empresariales, todo lo anterior apalancado por los buenos precios del Commodity; aun
cuando la duración promedio de las intervenciones a pozo aumentaron en el 2014 en un
10% respecto al año 2013; pasaron de 21.4 días a 22.2 días en promedio en trabajos de
Workover con equipos directos y de 9.5 días a 12.9 días en los equipos contratados. En
términos de eficiencia en el 2013 se obtuvo un 85% y el 2014 un 83%.
7. El costo promedio y la duración de los trabajos en el Campo II año 2013,
estuvieron un 12% y 28% respectivamente en cuanto a lo planeado. En el año 2014, en un
1% y 18% respectivamente en cuanto a lo planeado. En el año 2014 hubo un mayor
requerimiento de equipos ocasionado por el incremento de las intervenciones planeadas.
Una mayor demanda de equipos generó mayores costos en materiales, herramientas y
servicios prestados por las empresas aliadas. Comparando los costos promedio de las
operaciones realizadas entre los años 2013 y 2014 se obtuvo un incremento del 17%, es
decir, se pasó de un costo promedio por pozo de USD 111,000 a USD 130,300
respectivamente.
8. Comparando la eficiencia en la planeación de costos y tiempos entre los
años 2013 y 2014 en el Campo II (84% y 92% respectivamente), se concluye que para el
año 2014 hubo una “mejor planeación”, sin embargo, tantos los costos como los tiempos
en el año 2014 aumentaron en un 17% y un 14.89% con respecto al 2013. En el año 2013
se planeó realizar trabajos en 3.7 días en promedio y se ejecutaron en 4.7 días, mientras
que para el año 2014 se planeó realizar trabajos en 4.5 días y se ejecutó en 5.4 días en
promedio. De lo anterior se deduce la empresa estaría conforme con la mejora en la
eficiencia en sus trabajos, más sin embargo, es preocupante ver que tanto en tiempos
147
como en costos la empresa invirtió más recursos para hacer un mismo trabajo. Con lo
anterior se deduce que es importante tener presente todas las implicaciones contractuales,
administrativas, operacionales y de entorno social a la hora de adquirir contratos que en
papel son más económicos pero que no garantizan una misma o mejor eficiencia y
confiabilidad operacional y en resumidas terminan siendo más costos. La empresa debe
tomar estas decisiones soportándose con personal técnico y estar dispuesta a asumir los
costos asociados que conlleva a una curva de aprendizaje.
9. Como estrategia para gestionar la disminución de los costos se tiene:
Disminuir las horas extras y que los días dominicales y festivos laborados sean
compensado; revisar las primas que la empresa paga a sus colaboradores; en especial las
primas extralegales y bonificaciones y dárselas a quienes tengan mayor compromiso,
eficiencia y rendimiento con la operación y con la empresa; mejorar los mantenimientos
preventivos a herramientas y equipos y evitar los correctivos que generan altos costos a la
operación; cambiar y/o modernizar los equipos y herramientas con tecnología actual para
mejorar la eficiencia y confiabilidad operacional; involucrar a su personal (activo más
importante) y fortalecer sus competencias mediante un cambio cultural (crear conciencia
con capacitaciones de auto suficiencia, superación y liderazgo) y entrenamiento para
mejorar sus habilidades y disminuya los tiempos inactivos por daños o fallas ocasionadas
por errores humanos; modificar el beneficio que reciben los trabajadores por concepto de
educación. En términos generales si la empresa acota el subsidio de educación y elimina
el subsidio familiar, de alimentación y de vivienda, tendría unos ahorros aproximados de
243 millardos de pesos MCTE al año.
148
10. Para el Campo I en los años 2013 y 2014, el costo promedio por
intervención con equipo contratado resultó ser más económico en comparación al equipo
directo, se encontró una diferencia en costos de USD 71.342 y USD$36.151
respectivamente. En cuanto al tiempo promedio de ejecución de los trabajos en el año
2013, se encontró una diferencia de 11.9 días adicionales (mientras un equipo propio
realiza una intervención, un equipo contratado realiza 2.2 intervenciones o cuando el
equipo contratado termina un trabajo el equipo propio ha realizado el 44% del mismo
trabajo) y la diferencia en el año 2014 fue de 9.3 días adicionales (mientras un equipo
propio realiza un trabajo, un equipo contratado realiza 1.7 trabajos o cuando el equipo
contratado termina un trabajo el equipo propio ha realizado el 58% del mismo trabajo).
Lo anterior nos permite concluir que al comparar un equipo propio con uno contratado,
éste último me cuesta un poco menos que un equipo propio y realiza la intervención a un
pozo en un tiempo mucho menor. La duración de un trabajo en un pozo es la variable más
crítica; mientras se interviene un pozo, éste deja de producir y las ventas de la compañía
disminuyen afectando su flujo de caja. Con el equipo contratado los pozos que se
intervienen entran más rápido en producción que con equipo propio, disminuyendo las
pérdidas en producción. Al comparar en un periodo de un año un equipo contratado
interviene 28 pozos y un equipo directo 16 pozos, es decir, un equipo contratado
interviene 2.3 pozos por mes y un equipo propio interviene 1.3 pozos por mes, con lo
cual un equipo contratado alcanza a recuperar la producción de 12 pozos más.
11. Para el Campo II, en las intervenciones de Well Services con equipos
contratados se evidencia un incremento importante en tiempos y costos entre los años
149
2013 y 2014 en un 30% y 50% respectivamente. Tales incremento tienen que ver
esencialmente con el ingreso de 3 equipos nuevos adicionales a la operación y todo lo
que ello implica (adaptación, capacitación y entrenamiento al personal nuevo,
conocimiento del campo y mayores tiempos de movilización); así cómo mayores tarifas
en servicios e implementación de materiales con mayor resistencia a la abrasión y a la
corrosión por CO2, H2S, Bacterias y paradas no operacionales por bloqueos de la
comunidad. Una comparación en tiempo y costos totales entre los trabajos con los
equipos que ya tenían experiencia en el campo Vs los nuevos contratados (por menores
tarifas de equipo), significó un incremento promedio de 1.85 días en la ejecución
generando un incremento en los costos promedio de USD 35.000 por servicio.
12. Antes de planear o programar cualquier intervención a pozo con equipos
de Well Services o Workover, se debe realizar un estudio preliminar para determinar si la
inversión que se hará en un determinado trabajo es viable económicamente y además
genera valor a la compañía, se debe calcular el Valor Presente Neto (VPN), la Tasa
Interna de Retorno (TIR), la Eficiencia Económica de la Inversión (EFI) y el Tiempo de
Retorno de la Inversión. Hay dos variables críticas que impactan significativamente en la
evaluación económica (Duración del Trabajo y Presupuesto) y son muy sensibles a
aumentar o disminuir dependiendo el tipo de trabajo que se vaya a realizar. En la
intervención a un pozo se deben tener presente los tiempos de espera planeados, tiempos
no planeados y tiempos de operación, por tanto, se debe realizar un análisis detallado para
cada pozo en particular donde se conozca que se requiere en cada operación que se vaya a
realizar, ya que se pueden utilizar más o menos servicios que influyen el en presupuesto
total de la intervención. Finalmente, cuando se realicen trabajos de Well Services y/o
150
Workover en los pozos Inyectores, aparte de conocer los costos en materiales, servicios y
equipos, se debe estimar un presupuesto adicional en la evaluación económica que
posteriormente se gastará en las optimizaciones de fondo y superficie en los pozos
productores.
151
Recomendaciones
1. La empresa debe asegurar que la información es sus bases de datos en
cuanto a costos y duración de las actividades sea confiable, veraz y oportuna para que
permita hace un mejor seguimiento a las actividades, mejorar la planeación de las
operaciones en tiempos, costos y optimización de recursos. Para poder lograrlo, se
sugiere contar con un personal exclusivo que tenga bajo su responsabilidad el
seguimiento y la verificación de la información que se carga en campo (Company Man) y
a su vez que permitan identificar errores y falencias en el cargue de la misma para ser
socializada con todo el personal permitiendo realizar acciones de mejora.
2. En el modelo de contratación de la compañía se recomienda modificar la
forma de seleccionar a las compañías prestadoras de servicio; actualmente se contrata a
aquellas compañías que ofrecen un “menor valor”, previa verificación de su experiencia,
capacidad económica, calificación en calidad (ISO 9000), medio ambiente (ISO 14000),
salud ocupacional y seguridad en el trabajo (OSHA 18000) entre otras. Lo que se plantea
es que el modelo de contratación incluya unas cláusulas adicionales donde incentiven o
penalicen a las empresas prestadoras de servicio dependiendo su desempeño y eficiencia
dentro del desarrollo normal de las actividades (de nada sirve que una empresa ofrezca
menores tarifas si su desempeño y eficiencia no están en un +/- 10% de histórico, es
decir, si va a tardarse más en realizar los trabajos de lo que en promedio se ejecutan y lo
cual conlleva a mayores costos). Dentro del desarrollo de presente trabajo, quedó
152
demostrado que la variable tiempo es la más crítica a la hora de evaluar el desempeño y
la eficiencia de las empresas y/o equipos en la realización de sus trabajos.
3. Como complemento a la segunda recomendación y teniendo en cuenta que
la facturación a las empresas aliadas se hace de forma mensual, se recomienda lo
siguiente:
a. Evaluar los trabajos de cada equipo de Well Services y Workover por
separado, sacar el promedio mensual y compararlo con respecto a los tiempos
establecidos en las Tablas 39 y 41 del presente trabajo.
b. Si el promedio mensual es menor al promedio histórico, se reconoce a la
empresa aliada el 50% del ahorro obtenido en trabajo de equipo (A), si el tiempo
promedio no supera el 10% del tiempo promedio histórico (B), no habrá beneficios y
si el tiempo promedio supera el 10% del promedio histórico (C), entonces se penaliza
a la compañía y los costos adicionales de equipo serán asumidos 50% entre las partes.
c. Para realizar la facturación se tendrán las siguientes consideraciones:
Se facturaran los días calendario aun cuando a final de mes hayan
trabajos en ejecución, en tal caso, se revisar el cumplimiento de dicho trabajo
en el mes siguiente.
Si en la planeación hay trabajos especiales donde el planeador
conocer que la ejecución de las actividades está por fuera del +/- 10% del
histórico, se aplica el mismo criterio teniendo como base el tiempo planeado.
153
Si en el promedio mensual se cumplen las condiciones (A) o (C),
entonces se debe revisar la facturación de cada trabajo en particular.
Si el promedio mensual cumple la condición (B), se facturan los
días que haya tenido operación durante el mes.
4. Se recomienda modificar la metodología que actual calcula el desempeño
y la eficiencia de las intervenciones; como ésta planteado actualmente, lo que realmente
se está midiendo es si estamos cumpliendo con lo que se está planeando (eficiencia en
planeación). Lo que realmente se requiere es que se midan los tiempos y los costos que
conlleva realizar un trabajo con respecto al histórico que se tiene para tal fin, es decir,
dependiendo del tipo de trabajo, el alcance del mismo y del SLA que se requiera
intervenir. Ver Tablas 39 y 41 del presente trabajo. Para lograr lo expuesto anteriormente,
se requieren cambiar los términos desempeño y eficiencia operacional por el término
Eficacia operacional, ya que éste último está compuesto por la disponibilidad, el
desempeño y la calidad en las operaciones realizadas. Adicionalmente, la Eficacia
permite ver las falencias operacionales y por ende acciones de mejora que pueden
implementarse para hacer los trabajos más rápidos y con mejor seguridad.
154
Referencias
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Engineers, 1651-1653.
Burgen, J. G. (1989). Cost Reduction Of Production Operations by Statistical Process Control.
Society Of Petroleum Engineers, 1-6.
Dwyer, C. F. (1966). Production Cost Control - A People Problem. Society of Petroleum
Engineers, 144-150.
Eastman. S. Even. S., a. I. (1964). Bounds for the Optimal Scheduling of n Jobs on m Processors.
Management Science, 268-279.
Hargadon, B. J. (1985). Contabilidad de Costos. Bogota, Cundinamaeca, Colombia: Norma.
Ikem, D. J. (1984). Problem Analysis Enhances Workover Execution And Profitability. Society
of Petroleum Engineers, Nigeria Section In Warri, 2-14.
Lovelace, P. (2003). Cost Effective Competency: An Approach That Works. Petroskills, LLC, 1-
5.
Mansour, H., & Munir Ahmad, M. (2015). Framework for Evaluation and Improvement of
Workover Rigs in Oilfields. American Journual of Engineering Research (AJER),
Volume-4, Issue-4, pp-06-13.
Pieters, D. A. (1994). A CPI Proces Review of the AFE Decision-Making Process. Shell Western
E&P Inc., 455-460.
155
Rike, J. L. (1972). Workover Economics - Complete but Simple. Journal of Petroleum
Technology, 67-71.
156
Apéndice A
Descripción de las principales partes de un Equipo de Workover
Figura 39: Equipo de Workover
B. Equipo de Workover totalmente instalado en el pozo.
A. Equipo desinstalado y listo para movilizar
1
1. Torre del equipo 2. Polea 3. Trabajadero 4. Vientos a la cabina 5. Vientos del
trabajadero. 6. pistón hidráulico. 7. Guayas (Vientos) 8. Llave hidráulica. 9. Plataforma de trabajo 10. Guaya 11. Clips (perros) 12. (Muertos) 13. Polea
14. Gancho
2
3
5
9
7
4
8
6 C. Detalle de un anclaje
10
12
13
11
14
157
Glosario
API: Instituto Americano del Petróleo.
Pescado: Herramienta o equipo que se queda dentro del pozo.
Pozo: Agujero que resulta de la perforación para descubrir o producir Hidrocarburos, inyectar
agua o gas u otros objetivos convencionales.
Pulling: Sacar la sarta de varillas o tubería del pozo.
Reacondicionamiento de Pozos: Trabajos efectuados en el pozo con el fin de mejorar su
productividad mediante la modificación de las características de sus zonas productivas. De igual
manera, comprende el abandonar una zona productiva depletada para producir una nueva zona.
Rigless: Sin torre de equipo de reacondicionamiento o de mantenimiento.
Running: Bajar la sarta de varilla o tubería dentro del pozo.
Tubing: Tubería de producción o inyección
Well planning: Programa de trabajo del pozo
158
Well Services: Conjunto de actividades tendientes a realizar labores de mantenimiento de la
sarta de producción en el pozo (tubería, varillas, bombas de subsuelo, etc.) en pozos con
levantamiento artificial.
Wireline: Termino relacionado a cualquier aspecto de la actividad de tomar registros donde se
emplea un cable eléctrico para bajar herramientas en el hueco y transmitir datos.
Workover: O reacondicionamiento de pozos petroleros. Trabajos efectuados en el pozo con el
fin de mejorar su productividad mediante la modificación de las características de sus zonas
productivas. De igual manera, comprende el abandonar una zona productiva depletada para
producir una nueva zona.
Video Equipos de Workover: https://youtu.be/9LeXOKLvySo
