UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIALrepositorio.ute.edu.ec/bitstream/123456789/5244/1/56985_1.pdf · Figura 15: Tamaño de los estabilizadores dependiendo del diseño BHA ... Figura

UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS

TEMA: "ANÁLISIS DEL PROCESO DE PERFORACIÓN

DIRECCIONAL DE POZOS PETROLEROS EN EL CAMPO AUCA

DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA PARA LA REDUCCIÓN DE

TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ‘’

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO

DE PETRÓLEOS

HECTOR SANTIAGO MORAN OTOYA

ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE, M.Sc.

Quito, Julio 2014

© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2014 Reservados todos los derechos de reproducción

DECLARACIÓN

Yo MORAN OTOYA HECTOR SANTIAGO, declaro que el trabajo aquí descrito es

de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o

calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se

incluyen en este documento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos

correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad

Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.

___________________________

MORAN OTOYA HECTOR SANTIAGO C.I. 0801913823

CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANALISIS DEL PROCESO

DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL DE POZOS PETROLEROS EN EL

CAMPO AUCA DE LA AMAZONIA ECUATORIANA PARA LA REDUCCIÓN

DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ”, que, para aspirar al título de Ingeniero de

Petróleos fue desarrollado por Moran Otoya Héctor Santiago , bajo mi dirección y

supervis ión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las

condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y

25.

_____________________________

Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc. DIRECTOR DEL TRABAJO

C.I. 1705134102

DEDICATORIA

A mi padre Héctor Vinicio Moran Coello el cual con sus consejos, sabiduría y

trabajo me ha guiado en todo momento siempre alentándome para seguir

adelante y ayudándome a entender mi camino.

A mi madre Carmen Julia Otoya Bedoya siempre ha estado ahí conmigo con su

amor cariño y ternura me ha ayudado a lo largo de mi vida desde muy pequeño

esforzándose para que yo salga adelante.

AGRADECIMIENTOS

A Dios el autor y consumador de la vida el cual envió a su hijo unigénito para que

todo aquel que crea en el no se pierda sino sea salvo mediante la gracia que es en

Cristo Jesús.

A mi hermano Sebitas, el cual ha forjado en mi muchas cualidades a pesar de ser

menor.

A mi abuelita Regis la cual está enferma el día de hoy pero en sus días de juventud me

dio mucho amor.

A mi familia en general de parte de madre y padre que siempre han estado pendientes

de mí y prestos para darme una mano son muchos también creo que me faltarían

páginas para nombrar las cualidades de cada uno.

A los Docente de la UTE que han sido mis segundos padres en mi estancia en Quito si

los enumérala no me alcanzarían las páginas y los elogias para ellos.

A mi director Fausto Ramos el cual ha tenido paciencia y me ensenado muchas cosas

a lo largo de la carrera universitaria.

A las autoridades de la UTE que siempre han tenido la humildad a pesar de sus

cargos.

Al grupo D&O los cuales me han dado la oportunidad de una gran experiencia para

forjarme como profesional aconsejándome para que mejore y siempre respondiendo a

mis dudas.

A mis hermanos y amigos en Esmeraldas los cuales han sido un apoyo espiritual en mi

vida.

A mis compañeros de Universidad mucho de ellos han sido como hermanos sin ellos

fuera difícil terminar la carrera, todos ellos tengo fe que van a ser excelentes

profesionales, aun mejores que yo.

I

ÍNDICE DE CONTENIDOS

1.1. PROBLEMA ..................................................................................................... 3

1.2. JUSTIFICACIÓN ............................................................................................. 4

1.3. OBJETIVOS PROYECTO.............................................................................. 5

1.3.1. OBJETIVO GENERAL................................................................................. 5

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ...................................................................... 5

1.4. METODOLOGÍA.............................................................................................. 6

1.4.1. ALCANCE..................................................................................................... 6

1.4.2. MATERIALES ............................................................................................. 6

1.4.3. MÉTODOS ................................................................................................... 6

2.1. QUE ES PERFORAR...................................................................................... 8

2.2. QUE SON LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS......................................... 8

2.2.1. PROBLEMAS COMUNES DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS .......... 9

2.3. PROCESOS INMERSOS EN PERFORACIÓN ........................................20

2.3.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ...............................................................21

2.3.2. SERVICIOS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL ..............................25

2.3.3. BROCAS DE PERFORACIÓN ................................................................32

2.4. PARÁMETROS BÁSICOS DE UN PLAN DE PERFORACIÓN.............37

2.4.1 CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE

PERFORACIÓN.....................................................................................................37

2.4.2. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS

DIRECCIONAL.......................................................................................................40

2.4.3. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DE BROCAS45

3.1. CURVAS DE TIEMPO ..................................................................................50

3.1.1. CURVA DE TIEMPO AUCA 1 .................................................................50





II



3.1.8. CURVA DE TIEMPO AUCA 10 ...............................................................57

3.1.9. CURVA DE TIEMPO AUCA 11 ...............................................................58

3.1.10. CURVA DE TIEMPO AUCA 12 ...........................................................59

3.2. PERFIL DIRECCIONAL & GEOLOGÍA .........................................................60

3.2.1 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO

AUCA 1 ...................................................................................................................60

3.2.2. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO

AUCA 1 ...................................................................................................................61


AUCA 3 ...................................................................................................................62


AUCA 4 ...................................................................................................................63


AUCA 7 ...................................................................................................................64


AUCA 8 ...................................................................................................................65


AUCA 9 ...................................................................................................................66


AUCA 10 .................................................................................................................67


AUCA 11 .................................................................................................................68


AUCA 12 .................................................................................................................69

3.3. INGENIERÍA PERFORACIÓN 10 POZOS ANALIZADOS.....................70

3.3.1. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 1 ....................................70



III


3.3.5. INGENIERIA PERFORACION POZO AUCA 7 ....................................78



3.3.8. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 10 ..................................84

3.3.9. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 11 ..................................86

3.3.10. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 12 ..............................88

3.4. RESUMEN DE CAUSAS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS (NPT) ..........90

4.1. ANÁLISIS POZO AUCA 1 ................................................................................94

4.1.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS..............................................................96

4.1.2. ANÁLISIS DEL NPT ..................................................................................98

4.2. ANÁLISIS POZO AUCA 2 ........................................................................ 100

4.2.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ............................................................. 102

4.2.2. CAUSAS NPT: POR DIRECCIONALES............................................. 104

4.2.3 ANALISIS NPT.......................................................................................... 106


4.3.1. CAUSAS NPT: FLUIDOS....................................................................... 112

4.3.2. CAUSAS BAJO AVANCE DE LA RATA PENETRACIÓN................ 115

4.3.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 116


4.4.1. CAUSA NPT: POR DIRECCIONALES ............................................... 120

4.4.2. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 124

4.5. ANÁLISIS POZO AUCA 7........................................................................ 127

4.5.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIO DIRECCIONA................................ 129

4.5.2. CUSAS NPT: POR FLUIDOS............................................................... 131

4.5.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 135


4.6.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS............................................................ 139

4.6.2. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 142


IV

4.7.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONAL ........................... 146

4.7.2. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ............................................................ 149

4.7.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 149

4.8. ANÁLISIS POZO AUCA 10 ...................................................................... 154

4.8.1 CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONALES....................... 156

4.8.2 CAUSAS NPT: POR FLUIDOS .............................................................. 156

4.8.3. ANÁLISIS NPT........................................................................................ 159

4.9. ANÁLISIS POZO AUCA 11 ...................................................................... 161


4.11. COMPARACIÓN POZO CON MAYOR NPT VS POZO CON

OPERACIONES ÓPTIMAS. ................................................................................. 165

4.11.1. POZO CON MAYORES PROBLEMAS EN HORAS POR NPT ... 165

4.11.2 POZO CON BUENAS PRÁCTICAS.................................................... 166

4.11.3. RESUMEN ÓPTIMAS PRÁCTICAS ................................................. 167

4.11.4. RESUMEN DETALLES OPERACIONES COMO TEMAS DE

INVESTIGACION................................................................................................ 168

4.12. VALOR ECONÓMICO NPT EN BASE AL COSTO DE OPORTUNIDAD169

4.12.1. COSTOS NPT POR POZO. ................................................................ 172

4.13. PORCENTAJES DE TIEMPO DE NPT CON RESPECTO AL TIEMPO

DE PERFORACIÓN ............................................................................................... 189

5.1. CONCLUSIONES .......................................................................................... 191

5.2. RECOMENDACIONES ............................................................................. 193

V

ÍNDICE FIGURAS

Figura 1: Partes de un taladro de perforación. ........................................................... 8

Figura 2 : Ejemplo tiempos productivos y no productivos ....................................... 9

Figura 3 : Tiempos productivos y no productivos presentes en perforación .......10

Figura 4: Curva de tiempo pozo Auca J 154.............................................................11

Figura 5: Distribución de tiempos en perforación pozo Auca J 154 ......................12

Figura 6 : Herramientas para recuperar BHA atrapados en fondo o

acondicionar hoyo .........................................................................................................13

Figura 7: Presión de formación controlada. .............................................................18

Figure 8: Perdida de control de un pozo en perforación. ........................................19

Figura 9 : Proceso involucrados en de pozos petroleros ........................................20

Figura 10: Tipos de fluidos usados en perforación de pozo petroleros ................22

Figura 11: Composición de un fluido de perforación base agua ...........................23

Figure 12: Composición de un fluido de perforación base agua ...........................24

Figura 13: Perfiles direccionales de pozos petroleros............................................25

Figura 14: Aplicaciones de perforación direccional .................................................27

Figura 15: Tamaño de los estabilizadores dependiendo del diseño BHA............28

Figura 16: Puntos de construcción de un pozo tipo J..............................................29

Figura 17: Puntos de construcción de pozos tipo S ................................................30

Figure 18: Puntos de construcción pozo tipo Horizontal .........................................31

Figura 19 : Partes de una broca tricónica..................................................................33

Figura 20: ROP vs WOB ..............................................................................................34

Figura 21: ROP vs RPM Top Drive ............................................................................35

Figure 22: ROP VS Limpieza del hoyo ......................................................................36

Figura 23: Curva de densidades plan vs real. ..........................................................38

Figura 24: BHA planeado para construir en la sección de 16’’ en el campo

Auca.................................................................................................................................41

Figura 25: BHA diseñado para mantener tangente en la sección de 12 ¼’’ ........42

Figura 26 : Perfil direccional planeado para un pozo tipo J....................................44

VI

Figure 27: Ejemplo de un programa de brocas diseñado para un pozo tipo J

campo Auca....................................................................................................................46

Figure 28: Curva de tiempo de perforación pozo Auca 1 .......................................50

Figura 29 : Curva de tiempo de perforación Auca 2 ...............................................51

Figura 30: Curva de tiempo pozo Auca 3 ..................................................................52





Figure 35: Curva de tiempo pozo Auca 10 ................................................................57

Figura 36: Curva de tiempo pozo Auca 11 ................................................................58

Figura 37: Curva de tiempo pozo Auca 12 ................................................................59

Figura 38: Perfil direccional Auca 1 & geología perforada ....................................60

Figura 39: Perfil direccional Auca 2 & geología perforada ....................................61

Figura 40: Perfil direccional pozo Auca 3 & geología perforada ..........................62


Figura 42 : Perfil direccional pozo Auca 7 & geología perforada .........................64



Figura 45: Perfil direccional pozo Auca 10 & geología perforada ........................67



Figura 48 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 1 ..........................71

. Figure 49: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 2. ........................73

Figura 50: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 3............................75

Figure 51 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 4 ..........................77

Figure 52: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 7............................79

Figure 53: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 8............................81

Figura 54: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 9............................83

Figura 55: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 10 .........................85

VII

Figure 56: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 11 .........................87

Figure 57: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 12 .........................89

Figura 58: Curva de tiempo pozo Auca 1 con descripción de los NPT ................95

Figure 59: Curva densidad pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 12 ¼’’ ...............96

Figura 60: Porcentaje de lubricante pozo Auca 1 vs offset sección 12 ¼’’..........97

Figura 61 : Curva de tiempo pozo Auca 2 con descripción de los NPT ............ 101

Figure 62: MBT Pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 16’’ ................................... 102

Figure 63: MBT Pozo Auca 2 vs Pozo offset sección 12 1/4’’............................. 103

Figura 64: Configuración BHA # 6 usado en el pozo Auca 2 .............................. 105

Figura 65: Configuración BHA # 7 usado pozo Auca 2 con problemas de ROP105

Figura 66: Esquema gráfico de la formación tiyuyacu compuesta por los dos

miembros de conglomerados ................................................................................... 108

Figura 67: Esquema gráfico de problemas de rimado y pega Auca 3.............. 111

Figura 68: Densidad Pozo Auca 3 vs Pozo offset sección 12 ¼’’ ...................... 112

Figura 69 : Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’ ..... 113

Figura 70: Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’ ...... 114

Figura 71: Medición calibre broca usada con el BHA # 7 pozo Auca 3............. 115

Figure 72: Curva de tiempo pozo Auca 4 con descripción de los NPT ............. 119

Figura 73: Partes de la herramienta MWD ............................................................. 120

Figura 74: Ensamblaje BHA # 7 usado en el Pozo Auca 4 ................................. 121

Figura 75: Porcentaje de lubricante usado Pozo Auca 4 vs Pozo offset Sección

12 ¼’’ ............................................................................................................................ 122

Figura 76: Ejemplo simulación de torque vs profundidad de un BHA .............. 123

Figura 77: Ensamblaje de la válvula principal del MWD ...................................... 124

Figura 78: Curva de tiempo pozo Auca 7 con descripción de los NPT ............. 128

Figura 79: Esquema gráfico se funcionamiento de herramienta MWD ............. 129

Figura 80: Broca usada con el BHA # 9 pozo Auca 7 .......................................... 130

Figure 81: Esquema gráfico de torque y arrastre de un BHA ............................. 131

Figure 82 : Densidad fluido de perforación pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’132

VIII

Figure 83: Concentración inhibidor de arcilla usado en el Pozo Auca 7 vs offset

sección 12 ¼’’.............................................................................................................. 133

Figura 84: MBT Pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’ ......................................... 134

Figura 85: Configuración BHA # 7 usado en el pozo Auca 7 .............................. 135

Figura 86: Esquema gráfico problemas de rimado Auca 8 ................................. 138

Figure 87: Densidad fluido de perforación pozo Auca 8 vs Offset sección 12 ¼’’139

Figura 88 : Configuración BHA # 6 & perfil direccional ........................................ 140

Figura 89: Porcentaje de lubricante usado en el fluido de perforación pozo

Auca 8 .......................................................................................................................... 141

Figure 90 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9 ............................... 145

Figura 91: Alta tortuosidad del pozo con BHA rígidos y flexibles ....................... 148

Figure 92: leve tortuosidad con BHA rígidos y flexibles ....................................... 148

Figura 93: Sistema RSS (Sistema Rotario Dirigible / Rotary Steerable System)150

Figura 94: Tendencia formación con BHA direccionales con motor .................. 150

Figura 95 : tendencias de giro y construcción de ángulo de BHA con motor en

formaciones ................................................................................................................. 151

Figure 96: Alcance del objetivo direccional (Target)............................................. 152

Figure 97: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9 ................................ 155

Figura 98 : Curva densidad pozo Auca 10 vs pozo offset sección 12 ¼’’ ........ 157

Figura 99: Concentración de inhibidor de lutitas usado pozo Auca 10 sección

12 ¼’’ ............................................................................................................................ 158

Figura 100 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 11 ........................... 161

Figura 101: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 12 ............................ 163

Figura 102 : Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 1 .................................. 173

Figura 103 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 1 .......... 174

Figura 104: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 2 ................................... 175

Figura 105 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 2 ......... 176


Figura 107: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 3 ........... 178

Figure 108: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 4 ................................... 179

IX

Figure 109: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 4 ........... 180


Figura 111 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 7 .......... 182


Figura 113: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 8 ........... 184


Figure 115: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 9 ........... 186

Figure 116: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 10 ................................. 187

Figure 117: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 10 ....... 188

X

ÍNDICE DE TABLAS

Tabla 1 : Propiedades requeridas por el lodo para cumplir su función ................39

Tabla 2: Resumen NPT de 10 pozos perforados en el campo Auca...................90

Tabla 3 : Descripción de las operaciones de perforación pozo Auca 1................99

Tabla 4 : Descripción formaciones donde hubo mayor tiempo de rimado........ 107

Tabla 5: Descripción prácticas pozo Auca 2 .......................................................... 110

Tabla 6: Descripción practicas Auca 3.................................................................... 117

Tabla 7: Descripción practicas Auca 4.................................................................... 126

TABLA 8: Descripción prácticas auca 7 ................................................................. 137

Tabla 9: Descripción practicas pozo Auca 8 .......................................................... 143

Table 10: Resumen de NPT por DS pozo Auca 9 ................................................ 146

Tabla 11 : Descripción prácticas pozo Auca 9 ..................................................... 153

Tabla 12: Descripción prácticas Auca 10 ............................................................... 160

Tabla 13 : Descripción prácticas Auca 11 .............................................................. 162

Tabla 14: Descripción prácticas Auca 12 ............................................................... 164

Tabla 15: Descripción prácticas Auca 9 ................................................................. 165

Tabla 16: Descripción prácticas pozo Auca 11 ..................................................... 166

Tabla 17 : Causas relevantes de NPT que pueden ser sujeto a estudio mas

profundo para mejorar el estado de arte y optimizar las operaciones de

perforación ................................................................................................................... 168

Tabla 18: Costos del taladro..................................................................................... 169

Tabla 19: Horas de NPT por las diferentes líneas de servicios .......................... 170

Tabla 20: Simbología usada en formulas para calculo de costos ...................... 170

Tabla 21: valores para cálculo costo por oportunidad con expectativa de

producción del pozo en base a pozos aledaños. .................................................. 171

Tabla 22: Porcentaje de NPT de las líneas esenciales (DS, DB, DF) con

respecto al tiempo de perforación ........................................................................... 189

XI

RESUMEN

El presente trabajo está enfocado a analizar las causas que producen los

tiempos no productivos en perforación de pozos petróleos del campo Auca la

amazonia ecuatoriana, mediante un análisis de los problemas que sucedieron

en la campaña de perforación de diez pozos tipo J en este campo, enfocado a

las operaciones de las líneas de servicios de perforación esenciales presentes.

Actualmente en promedio un 20 % de los tiempos de perforación se atribuyen

a tiempos no productivos lo que repercute directamente económicas tanto

para la empresa que da el servicio y para la empresa que opera el campo,

sumado a esto los días perdidos por tiempos no productivos son directamente

proporcionales a días perdidos de producción de petróleo.

En este trabajo se determina cuales son las causas, se analizan las medidas

tomadas, y las lecciones aprendidas, se propone mejores prácticas para el

mejoramiento continuo; se procesa la información mediante un análisis y

tablas de resumen que permiten sistematizar la información de forma sencilla

por último se calcula cual es la ganancia de dinero si se reducen un cierto

porcentaje de tiempo no productivo en base a dos escenarios: optimista y

pesimista.

XII

ABSTRACT

The present Project is oriented to analyze the causes that produce non

productive time in drilling in the Auca field of Amazon of Ecuador, through an

analysis of problems that happens in the operations of drilling of 10 wells type J

in this field, oriented in the operations drilling services lines essentials presents.

Nowadays an average 20 % of drilling time is by non productive time

consequently is affect in economic loss for the services company and operator

company , also the non productive time days loss by drilling are direct

proportional days production oil loss

It Project analyze operations in dri lling and lesson learned , too will propone

best practices to improve continue, the information is processed thought an

analysis and resume tables that allow systemization of information of manner

easy, finally calculated which is the revenue if there is a reduction; percent of

non productive time in bases a two scenarios: positive and pessimist.

1

CAPÍTULO I

2

1. INTRODUCCIÓN

En la actualidad la perforación direccional es fundamental dentro de la industria

petrolera, ya que permite alcanzar zonas inaccesibles, perforar varios pozos de

una misma plataforma sin necesidad de transportar el taladro de un lugar a otro,

además de alcanzar arenas productoras deseadas antes casi imposibles ya que

la perforación solo era de manera vertical.

Si bien es cierto hay mucha tecnologías dentro de la perforación direccional,

todavía hay mucho que hacer, ya que a diario se presentan problemas en la

perforación, lo que conlleva tiempos no deseados o conocidos como tiempos no

productivos, lo cuales influyen en que la perforación aumente su costo, ya que

el área de perforación es muy sensible en cuanto a costos, porque las

empresas involucradas facturan por hora, un día perdido en perforación es una

pérdida económica considerable para las empresas involucradas. La reducción

de tiempos no productivos (npt) se la puede realizar mediante una optimización

de las líneas fundamentales dentro de perforación estas son:

- Fluidos de perforación

- Servicios de direccional

- Brocas de perforación

Mediante planes adecuados de perforación y en base a lecciones aprendidas, la

perforación se vuelve en un proceso de mejora continua ya que se va

adquiriendo experticia en cada uno de los retos que propone un campo al

perforarlo, en el caso de Ecuador estos retos están dados por varios factores

3

una de ellas es la litología y las tendencias de las mismas al atravesarlos, ya

que cada formación tiende a desviar el BHA (ensamblaje de fondo), de lo

planeado.

Dentro del área de optimización hay mucho por construir y descifrar es un

proceso de mejora continua, lo cual permitirá gerenciar de manera óptima la

perforación en sí y la elaboración de planes correctos.

El presente estudio tiene como objetivo compilar y analizar los problemas

detectados en la perforación de pozos direccionales en el campo Auca y luego

lograr la sistematización de los datos para que sirvan como guía en el diseño en

los planes de perforación disminuyendo los tiempos no productivos, para

perforación de pozos futuros

1.1. PROBLEMA

Los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19 perforaron en el ano 2013 10 pozos

en el campo Auca tipo J, la mayoría de ellos presentan tiempo no productivos

en la diferentes líneas de servicios especialmente en fluidos, direccional y

brocas, lo que se traduce en mayores costos para la empresa prestadora de

servicios por ende aumento de costos para la empresa operadora que en este

caso es Petroamazonas, lo cual influye directamente con el presupuesto de

ambas empresas , además dentro de la perforación de pozos los tiempos no

productivos abarcan entre el 15 y 25 % del tiempo total de perforación del pozo;

en Ecuador el costo promedio de perforación de un pozo no complejo esta

alrededor de 6 000 000 de dólares, lo que significa que los tiempos no

productivos pueden representar alrededor de 1 000 000 dólares como costo no

planeado.

4

1.2. JUSTIFICACIÓN

En el país ecuatoriano la perforación es vital para el desarrollo de los campos,

lo cual permite alcanzar la producción necesaria para que la economía del

estado sea estable, ya que sin la perforación la producción de petróleo caería

de manera insostenible, es indispensable reducir los tiempos no productivos

mediante una planeación adecuada y tomando en cuenta problemas en pozos

anteriores (offset), en base a problemas ocurridos plantear una solución a los

mismos de manera que en futuros pozos con similares características los

tiempos no productivos se van reducir porque ya que se conoce la solución al

problema, los tiempos no productivos son la causa que los costos de

perforación se eleven o muchas veces de perder el pozo, esto puede llevar a

incremento de días de trabajo y disminución de la producción del campo,

además de perder la inversión, esto ocurre cuando se debe abandonar el pozo

por ejemplo por pega de BHA en fondo, cuando el mismo no se logra recuperar.

Otro aspecto a resaltar es que la perforación permite aumentar reservas lo cual

es una política de estado, por ende las empresas operadoras deben invertir en

perforación de nuevos pozos.

5

1.3. OBJETIVOS PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar las causas que ocasionan tiempos no productivos durante la

perforación de pozos direccionales tipo J en el campo Auca operado por EP

Petroamazonas

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

I. Analizar los procesos de perforación de 10 pozos tipo J perforados en el año

2013 por los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19, en lo que se refiere a las

líneas de fluidos, brocas y direccionales.

II. Compilar, clasificar las mejores prácticas y las causas de tiempos no

productivos, para sistematizar como información para futuras perforaciones.

III. Desarrollar un modelo de costeo de tiempos no productivos para los pozos

analizados, tomando como referencia la parte contractual de las NPT.

6

1.4. METODOLOGÍA

1.4.1. ALCANCE

Se analizara 10 pozos perforados por los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19

en año 2013, en el campo Auca de la amazonia ecuatoriana el trabajo se

enfocara a las líneas de servicios: fluidos, direccional y brocas, en base a ello

se definirá los pozos donde hubo mayores problemas de tiempo no

productivos, se definirán soluciones en base a pozos con buenas prácticas

operativas.

1.4.2. MATERIALES

I. Software especializado

II. Computadora.

III. herramientas office

1.4.3. MÉTODOS

I. Información de campo.

II. Consulta a expertos

III. Referencias bibliográficas

7

CAPÍTULO II

8

2. REVISIÓN DE LITERATURA

2.1. QUE ES PERFORAR

Es el proceso de construir un hoyo en el subsuelo con el propósito de explorar

o extraer hidrocarburos.

Figura 1: Partes de un taladro de perforación.

Fuente: (Mitchell & Miska, 2011).

2.2. QUE SON LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

Define como el período de tiempo de eventos o actividades en las operaciones,

que retardan el avance de las actividades de construcción y/o rehabilitación de

un pozo según lo planificado. Se inicia desde que se evidencia una actividad no

9

productiva, hasta que se tenían antes del evento improductivo. Algunos de ellos

son: acondicionamiento del hoyo, pérdida de circulación, pega de tubería,

control de reventones, desvío, pesca, complejidad geológica, etc.

Figura 2 : Ejemplo tiempos productivos y no productivos

Fuente: (Jimenez, 2003)

2.2.1. PROBLEMAS COMUNES DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

En la perforación se encuentran problemas de tiempos muertos, en las

diferentes líneas de servicios mientas la perforación se lleva a cabo, obviamente

imprevisto lo que aumenta significativamente los tiempos de perforación y por

ende los costos de las misma

10

Figura 3 : Tiempos productivos y no productivos presentes en perforación

Fuente: (Jimenez, 2003)

11

Figura 4: Curva de tiempo pozo Auca J 154

Fuente : (EP. Petroamazonas, 2013)

12

Figura 5: Distribución de tiempos en perforación pozo Auca J 154

Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

TOTAL TIEMPO PRODUCTIVO

82.77%

TOTAL TIEMPO NO PRODUCTIVO

17.23%

DISTRIBUCION DE TIEMPO

13

2.2.1.1. Pesca

Se conoce a la operación de recuperar el ensamblaje de fondo el cual no puede

viajar a superficie por problemas del hoyo o por mala configuración de la

herramienta: cuando una herramienta queda atrapada en el hoyo y no puede

ser perforada, una muestra: un cono de una broca u otro ejemplo muy común

cuando existe pega de tubería con el BHA en fondo.

La herramienta para recuperar al pescado (nombre que se conoce a la

herramienta cuando está atrapada en fondo), debe ser de acorde a la forma y al

peso de la herramienta que está atrapada, esto en la mayoría de casos lo da la

experiencia.

En la figura # 6 se puede observar las herramientas usadas para recuperar

herramientas atrapadas en fondo del pozo

Figura 6 : Herramientas para recuperar BHA atrapados en fondo o

acondicionar hoyo

Fuente: (Pennwell, 2001)

14

2.2.1.2. Pega de tubería

Este es un riesgo potencial dentro de perforación donde la herramienta de fondo

se adhiere a las paredes del pozo, esto se puede dar por:

Causas primarias

I. Pega deferencial más común

Generalmente ocurre durante la conexión y la sarta de perforación se encuentra

de manera estacionaria,

Las causas son:

- La presión hidrostática del lodo excede la presión de la formación adyacente.

- La formación es permeable (generalmente arenisca) en el punto donde la

tubería está pegada.

Los atascamientos por presión diferencial ocurren a cualquier profundidad pero

sus riesgos se incrementan cuando se perfora en yacimientos agotados.

Tradicionalmente los problemas de atascamiento diferencial están relacionados

con la formación de un revoque grueso en las paredes del hoyo; altas presiones

de sobre balance, fluidos de perforación de alta densidad, alto contenido de

sólidos y el alto filtrado del lodo. Estos últimos dos factores mencionados en

especial, aumentan el espesor del revoque y el coeficiente de fricción, haciendo

que sea más difícil liberar la sarta pegada. Basado en esto, muchos estudios

han sido conducidos para diseñar fluidos de perforación que generen

principalmente un revoque de menor espesor.

La pega diferencial ocurre en formaciones permeables como areniscas donde

se forma un revoque, en formaciones como lutitas no ocurre pega ya que no

hay formación de revoque.

15

II. Mala geometría del hoyo

III. Formaciones reactivas (hinchazón arci lla)

Causas Secundarias

I. Acumulación de cortes por mala limpieza de hoyo.

II. Zonas de carbón

III. Secciones permeables y de pérdida de fluido.

IV. Presencia de sal

V. Presencia de basura o chatarra

VI. Colapso de casing.

2.2.1.3. Pérdida de Circulación

Esto ocurre en perforación cuando se atraviesa una zona muy porosa y

fracturada lo que provoca que el fluido de perforación fluya por esta zona y se

pierda, esta zona también se conoce como zona de robo, para controlar este

problema en necesario bombear píldoras con agentes que permitan tapar la

zona no deseada, por ejemplo masas granulares o mezclas las cuales incluyen

carbón molido, cascara de nuez, asbesto, entre otros compuestos.

2.2.1.4. Viajes a superfic ie

Dentro de las operaciones de perforación a menudo ocurre viajes a superficie

no programa para cambio de herramientas:

I. Falla del MWD

II. Falla del motor

III. Bajo ROP/ cambio de broca

16

Los viajes a superficie son un considerable tiempo no productivo ya que se

pierde varias horas por añadidura aumenta el costo de perforación ya que el

taladro de perforación factura por hora, para esto es indispensable un buen

programa de perforación de todas las líneas de servicios:

I. Buena selección de brocas

II. Configuración del BHA adecuado

III. Buena química del lodo de perforación

Estos datos se logran optimizar de manera constante en base a experiencias

pasadas, he aquí la importancia de una línea de optimización de perforación,

porque permite un proceso de mejora continua: detectar problemas,

solucionarlos, optimizar e innovación prácticas en perforación, como resultado

se obtienen pozos en un menor número de días, menores costos de

perforación, evitar tiempos no productivos y fallas recurrentes en perforación

(equipos, malas prácticas, etc)

2.2.1.5. Acondicionamiento de hoyo

Dentro de las operaciones de perforación es necesario realizar viajes cortos que

permiten calibrar el hoyo para que el BHA pueda realizar viajes sin problemas,

estos viajes se conocen como viajes de acondicionamiento o calibración,

cuando la sarta no puede viajar libremente es necesario utilizar una operación

que se conoce como Rimado o rimar (encender Bombas + rotación del top

drive), esto permite continuar con los viajes normalmente de los BHA cuando

se presentan restricciones, cuando la operación de rimado dura tiempos

excesivos de convierte en un tiempo no productivo ya que lo más probable es

que se realizo una mala práctica de operación dentro de una de las líneas de

perforación

17

Causas de rimado:

I. Puntos apretado y de apoyo

II. Presencia de cortes (caída de lutitas por desprendimiento)

III. Geometría no adecuada del hoyo.

IV. Configuración no adecuada del BHA

v. Química no optima del fluido de perforación.

2.2.1.6. Influ jos del pozo

En las operaciones de perforación son de mucho cuidado en lo que se refiere a

controlar las presiones de formación ya que si están son mayores a la contra

presión que ejerce la columna hidrostática puede ocurrir desastres que pueden

conllevar no solo a perder el pozo sino también pérdidas humanas en la

operación, por esto es fundamental contro lar el pozo con una densidad

adecuada del lodo de perforación mayor a la presión de formación conocido

como sobre balance en el rango de (200 – 300 psi ).

Un indicio de que puede ocurrir un reventón en el pozo es cuando hay un influjo

del pozo, (presión formación mayor al peso ejercido por la presión hidrostática)

esto también se ve reflejados en los parámetros de perforación un muestra clara

es el retorne de GPM (galones por minuto) debido a que este aumenta de forma

instantánea u otro indicador es la presión de fondo la misma que aumenta de

manera rápida.

El periodo que toma controlar influjos del pozo se convierte en un tiempo no

productivo, este tema es tratado porque es relevante, conlleva riesgo para el

personal que labora en las operaciones de perforación además de las pérdidas

de equipos o taladros que ocurren por este motivo.

18

En la figura #7 se puede apreciar el método que se usa para evitar influjos del

pozo y por ende evitar problemas mayores como un pozo fuera de control,

consiste en que la presión que ejerce el lodo de perforación (esto se logra

aumentando la densidad) sea mayor a la presión que ejerce la formación con un

diferencial mayor entre 200 a 300 psi, controlando así el pozo de manera

optima.

Figura 7: Presión de formación controlada.

Fuente: (Heriot Watt University)

Cuando la presión que ejerce la columna hidrostática del lodo de perforación no

es suficiente para controlar la presión de formación como se lo indica en la

figura # 8; es obligación por seguridad industrial toda operación de perforación

tiene: un preventor de reventones conocidos como BOP (Blow out preventer),

el cual se cierra y crea un sello entre la superficie del taladro y el fondo del

pozo evitando así que la presión ejercida por el pozo cause pérdidas humanas.

19

Figure 8: Perdida de control de un pozo en perforación.


2.2.1.7. Otros

Hay muchos tiempos no productivos que se presentan en menor manera pero

que son indispensables tomarlos en cuenta por ejemplo:

I. Problemas por complejidad geológica (cuando no es prevista puede

ser presencia de carbón)

II. Otros (problemas del taladro: zarandas, falla del top drive, etc)

III. Mala logística de material o herramientas.

IV. Condiciones climáticas

20

2.3. PROCESOS INMERSOS EN PERFORACIÓN

El arte de construir un pozo dentro de operaciones de tiene tres líneas de

servicios fundamentales en las cuales ocurren el mayor porcentaje de tiempo

no productivos.

I. Fluidos de perforación (DF)

II. Servicios de direccional (DS)

III. Brocas de perforación (DB)

Los viajes a superficie por falla de MWD (direccionales), viaje a superficie por

cambio de brocas, problemas en los viajes por viajes rimando (Fluidos de

perforación), son ejemplos comunes que ocurren las operaciones cotidianas.

El arte de planear adecuadamente un pozo incide en la reducción de tiempos no

productivos, un plan adecuado da como resultado un buen pozo, esto se puede

lograr en base a un análisis de tiempo muerto ocurrido en pozos pasados de

similares características (pozos offsets)

Figura 9 : Proceso involucrados en de pozos petroleros


21

2.3.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Es un Fluido de características físicas y químicas apropiadas que puede ser aire

o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite con diferente contenido

de sólido. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las

contaminaciones de sales solubles o minerales, y además estable a las

temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las

operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. El propósito

fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación,

mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser

determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en

lodos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los

ajustes necesarios.

Las principales funciones son:

I. Remover los recortes del pozo.

II. Prevenir que el fluido de formación entre al pozo

III. Mantener la estabilidad de las paredes del pozo

IV. Enfriar y lubricar la broca

V. Transmitir la potencia hidráulica a la broca.

VI. Controlar la corrosión.

El fluido es parte fundamental dentro de la optimización de perforación, ya que

si este posee las propiedades adecuadas para la formación que se están

perforando, se podrá reducir tiempos de viaje ya que no habrá puntos apretados

, además no habrá la necesidad de sacar (POH) o introducir(RIH) la sarta de

perforación rimando.

22

2.3.1.1. Fluido base agua

En la figura # 10 se puede apreciar los diferentes tipos de fluidos que se

pueden usar para la construcción de un pozo de petróleo.

Figura 10: Tipos de fluidos usados en perforación de pozo petroleros


23

En el país ecuatoriano por normas medioambientales no se usa fluido base tipo

aceite por lo que la descripción será del fluido tipo agua.

El fluido base agua es relativamente barato ya que tiene mayor porcentaje (%)

de agua y menor porcentaje (%) de sólidos y químicos, el agua fresca es

comúnmente usada para este fluido

En las figura # 11 se puede apreciar el porcentaje de lo que está compuesto un

fluido de perforación a base de agua, en la figura # 12 se logra ver el porcentaje

de composición de un fluido base aceite, su mayor compuesto es el aceite por

ende su costo sube aunque posee excelentes propiedades lubricantes y

estabilizadoras del hoyo sin embargo los recortes de perforación cuando se usa

este fluido son muy tóxicos.

Figura 11: Composición de un fluido de perforación base agua


24

Figure 12: Composición de un fluido de perforación base aceite


La principal desventaja de los lodos base agua es que provocan hidratación de

la arcillas, además de inestabilidad en las lutitas consecuentemente los costos

no productivos aumentan sobre todo por los problemas con estas litologías.

25

2.3.2. SERVICIOS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Tiempo atrás la perforación se realizaba solo de manera vertical, por lo que era

necesario mover la torre de perforación para perforar más de un pozo, además

era imposible perforar zonas protegidas , hoy en día gracias a la perforación

direccional se pude perforar zonas protegidas ambientalmente , además permite

alcanzar arenas productoras difíciles de perforar si esto fuera de manera

vertical, la perforación direccional son ofertados por las diferentes empresas de

servicios las cuales realizan minuciosos planes de perforación antes de la

misma, ya que la perforación direccional es más compleja que la perforación

vertical pero tiene mayores beneficios.

Figura 13: Perfiles direccionales de pozos petroleros

Fuente: (Halliburton, 2009)

26

2.3.2.1. Princip ios de perforación d ireccional

I. Principio de Fulcro

Se lo utiliza para construir un ángulo deseado por ejemplo al inicio de la

construcción de un pozo tipo J para lograr inclinación.

Un ensamblaje de fondo con un estabilizador cercano a la broca luego un

segundo estabilizador entre 40’ – 100’ pies después del primer estabilizador

(separados por un Drill Collar) esto permite desarrollar un ángulo cuando se

aplica peso a la broca (WOB), es decir que entre mayor sea la distancia entre la

broca y el primer estabilizador se aumentara la tasa de construcción, e

igualmente si se disminuye la distancia entre las herramientas disminuirá la tasa

de construcción.

II. Principio de estabilización

Se usa para mantener el ángulo y la dirección por ejemplo en la tangente de los

pozos tipo J de la sección de 12 ¼’’ como se muestra en la figura # 16.

Un ensamblaje donde hay tres estabilizadores colocadas en la sarta de forma

que la distancia de separación sea corta, la herramienta de fondo va a resistirse

a seguir una curva y forzara a la broca a perforar una trayectoria relativamente

recta, a estos ensamblajes se los conoce como opacados o para construir

tangentes.

Ejemplo:

Broca – Estabilizador – lastra barrena corto – Estabilizador – lastra barrena

estándar – Estabilizador.

III. Principio de péndulo

Se utiliza para hacer caer el ángulo por ejemplo en la sección de 12.25’’ de

pozos tipo S.

27

La broca trata de llegar a la vertical debido al efecto de péndulo, se diseña

colocando un estabilizador distanciado aproximado entre 30 a 90’ de la broca,

entre más cerca de la broca este mas fácil será mantener el control direccional

(recomendable a 30’).

Se debe cuidar los parámetros de perforación ya que si se coloca mucho peso

sobre la broca (WOB), el BHA tiende a construir ángulo

Ejemplo BHA tipos:

En la figura # 14 se aprecia el diseño de los BHA para construcción de pozos

direccionales

Figura 14: Aplicaciones de perforación direccional

Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)

28

En el diseño del BHA el arreglo y el diámetro de los estabilizadores es

fundamental; dependiendo del trabajo direccional deseado el estabilizador es

ubicado a cierta distancia de la broca de perforación, además incide el gauge

del mismo (holgura del estabilizador con respecto al diámetro del hoyo) como se

muestra en la figura #15, esto se lo puede realizar en base a programas

especializados y experiencias en pozos offset de las diferentes tendencias de

los BHA por formación atravesada.

Figura 15: Diámetro de los estabilizadores dependiendo del diseño BHA


29

2.3.2.2. T ipos de pozos

Gracias a la perforación direccional, se puede alcanzar objetivos deseados que

en el pasado se necesitaban mayor número de pozos, los tipos se pueden

clasificar

I. Tipo J

Este pozo consta de tres secciones, la primera sección vertical que va desde

superficie hasta el punto de desviación - Kick off point seguida de una sección

de construcción de ángulo y finaliza con una tangente hasta alcanzar el objetivo

Figura 16: Puntos de construcción de un pozo tipo J

Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)

30

II. Tipo S

Consta de cinco secciones de las cuales las tres primeras secciones son

idénticas a las del perfil J, la cuarta corresponde al tumbado de ángulo hasta la

verticalidad en 8.5'', en las arenas productoras

Figura 17: Puntos de construcción de pozos tipo S


31

III. Tipo horizontal

Tiene tres secciones, la primera sección vertical hasta el punto de desviación

(KOP) seguida de una sección de construcción hasta alcanzar una inclinación

90 grados, y finalmente navega dentro de la arena productora se conoce como

objetivo.

Figure 18: Puntos de construcción pozo tipo Horizontal


32

2.3.3. BROCAS DE PERFORACIÓN

Una adecuada selección de brocas de perforación permite tener un buen

rendimiento en cuanto la rata de penetración (ROP), además evita viajes

innecesarios por cambio de la misma. La selección de brocas debe ser de

acuerdo a la formación que se va a perforar, un criterio valido es realizar el plan

de brocas (selección de brocas o programa de brocas) de acuerdo a pozos

perforados anteriormente (se conocen como offset) y seleccionar las que hayan

dado mayores ROP.

El rendimiento de brocas está condicionado a varios factores:

I. Peso en la broca (WOB)

II. Revoluciones por minuto en superficie. (RPM)

III. Galones por minuto (GPM)

IV. Propiedades del lodo

V. Eficiencia hidráulica.

Dentro de las brocas de perforación tenemos 2 grandes tipos :

I. Tricónicas ( roller Cone)

II. PDC (polycrystaline Diamond Compact)

33

Figura 19 : Partes de una broca tricónica

Fuente: (Baker Hughes, 2004)

2.3.3.1. Rata de penetración

La rata de penetración (ROP), están condicionadas por otros parámetros de

perforación una buena elección de brocas es fundamental para alcanzar altas

ROP, también es necesario controlar aumentar otros parámetros que son

proporcionales a las ROP, como se muestras en las siguientes figuras.

En la figura #20 se logra observar que a mayor peso ejercido sobre la broca la

rata de perforación va aumentar esto se debe a que se ejerce mayor presión

sobre una área, cabe mencionar que al aplicarle mayor peso a la broca (WOB)

también esta se desgasta más rápido por lo que en formaciones abrasivas se

debe controlar los parámetros de perforación ya que altas ROP puede ocurrir un

deterioro alto de la broca que se lo conoce como broca anillada

34

Figura 20: ROP vs WOB


En la figura # 21 que las ROP son directamente proporcional a las RPM dadas

por el Top drive que se encuentra sobre la mesa rotaria, esto está condicionado

a las formaciones perforadas; por ejemplo en tiyuyacu que es una formación

suave (arcilla) a mayores RPM obtener altas ROP, pero en formaciones duras

como calizas lo optimo es bajar las ROP y las RPM ya que se corre el riesgo de

anillar la broca, además la ROP tienen un techo en este tipo de formaciones

35

Figura 21: ROP vs RPM Top Drive


En la figura # 22 se logra ver que una buena limpieza del hoyo manteniendo el

WOB permite una optima rata de penetración, la limpieza del hoyo está

condicionada a la eficiencia hidráulica por medio de los Jets de la broca, es

decir a un caudal de flujo (gpm) óptimo y una leve pérdida de presión en la cara

de la broca asegura una buena limpieza del hoyo, las formaciones condicionan

el galonaje (gpm) requerido, por ejemplo en arcillas se puede aprovechar la

eficiencia hidráulica con un alto caudal (gpm).

36

Figure 22: ROP VS Limpieza del hoyo


37

2.4. PARÁMETROS BÁSICOS DE UN PLAN DE

PERFORACIÓN

Dentro de la perforación actual cada línea de servicio se traza un plan o

programa a cumplir, con el objetivo de reducir tiempos no productivos, y lograr

una perforación exitosa, a menudo los planes de perforación de cada una de las

líneas (brocas, fluidos, direccional), se van actualizando en base a lecciones

aprendidas además en base a estrategias para que se logre el objetivo en un

menor tiempo.

2.4.1 CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Para optimizar y evitar tiempos no productivos, se debe contar con cierta

información en un plan de fluidos:

I. Presión de formación:

Influye en el diseño del casing, en la selección de peso del lodo, además para

evitar reventones del pozo y las pega de tubería.

Peso lodo > presión de formación

Peso lodo no debe exceder la presión de fractura de formación, esto puede

causar reventón del pozo y daño en las zonas productoras.

En la figura # 24 se puede apreciar la importancia de los planes de perforación

(curva de densidad), ya que en la práctica la curva de densidad es muy similar

a lo planeado.

38

Figura 23: Curva de densidades plan vs real.


II. Propiedades físicas/ químicas del fluido:

No cabe duda que las funciones del fluido son de vital importancia para una

perforación eficiente, para aquello las propiedades de este deben ser

planeadas, además la adición aditivos permitirán cumplir con el rango

recomendado para cada formación a perforar

39

Tabla 1 : Propiedades requeridas por el lodo para cumplir su función

Función Propiedades físicas /

químicas

transportar los recortes Punto cedente, viscosidad

aparente, fuerza del gel

prevenir flujo dentro formación Densidad

Mantener estabilidad hoyo Densidad, reactividad con

arcillas , lutitas

enfriar y lubricar la broca Densidad, velocidad

transmitir potencia hidráulica Velocidad, densidad ,

viscosidad


Un aditivo que puede usarse para optimizar tiempo dentro de perforación es el

lubricante, dependiendo de la necesidad de la operación, bajar casing, mejorar

tiempos en los viajes, alto torques, etc.

40

2.4.2. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS

DIRECCIONAL

La optimización dentro del servicio de perforación direccional, está basado

muchas veces a lecciones aprendidas, si se logra reducir el número de BHA

usados, disminuirán las horas viaje por ende los tiempos muertos y por

añadidura los costos. El éxito de la perforación direccional está basado en un

plan direccional casi perfecto el cual debe indicar lo siguiente:

I. Sección vertical proyectada

II. Números de BHA usados por sección y el objetivo de cada uno

(tumbar, construir, mantener la tangente)

III. Configuración BHA adecuada para cada sección, motor

estabilizadores, MWD etc.

IV. Objetivo principal y secundario, arenas productoras a perforar

V. Estado mecánico del pozo: litología esperada en el pozo.

VI. Profundidad donde se realizaran puntos de desviación como KOP o

Build.

VII. Reglas anticolisión, las cuales advierten distancias en un cierto radio,

donde el pozo actual a perforar puede chocar con pozos ya

perforados.

Usar BHA adecuados es vital para cumplir con el objetivo planeado, esto se lo

realiza con una optima configuración del BHA: arreglo estabilizadores

dependiendo del trabajo direccional requerido (Construir o tumbar ángulo /

mantener tangente), además hay ciertas formaciones que dan tendencia a los

ensamblajes de fondo, lo cual en varias ocasiones desvía la perforación del

objetivo planeado.

El ensamblaje de fondo es decir el arreglo broca, motor, estabilizadores, Cross

over, etc, debe permitir lograr parámetros de perforación óptimos, por ejemplo:

41

I. Transmitir adecuadamente el peso a la broca

II. Eliminación de torques excesivas

III. Permitir realizar el trabajo direccional requerido (tumbar, mantener o tumbar)

IV. Bajas dog leg severity, Al aumentar estas aumenta la tortuosidad del pozo y

de la mano el índice de complejidad (DDI)

Figura 24: BHA planeado para construir en la sección de 16’’ en el campo

Auca.


42

Figura 25: BHA diseñado para mantener tangente en la sección de 12 ¼’’


43

Dentro de las operaciones de perforación direccional, es necesario perforar

deslizando de acuerdo al plan, pero se debe evitar deslizamientos innecesarios

ya que estos disminuyen la rata de perforación (ROP).

Un aspecto transcendental es alcanzar el objetivo principal y secundarios, ya

que esto permitirá que el pozo perforado, logre producir hidrocarburos, si esto

no ocurre se puede decir que la perforación ha sido innecesaria.

En la figura # 27 se observa un plan direccional con los diferentes puntos de

construcción además con las arenas las cuales son el objetivo a perforar.

44

Figura 26 : Perfil direccional planeado para un pozo tipo J


45

2.4.3. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DE BROCAS

Un programa óptimo de brocas debe por lo menos considerar los siguientes

aspectos:

I. Geología.

II. Datos de pozos vecinos.

III. Propiedades del fluido de perforación.

IV. Limitaciones de parámetros perforación (WOB máximo, Torque máximo)

V. Diámetro del Jet Nozzle, de acuerdo a la litología.

VI. Otros (tipo de ensamblaje, galones por minuto, etc.)

Una buena selección de brocas permitirá tener ROP deseadas lo que permitirá

alcanzar el objetivo (arena productora), en menor tiempo, además se evitara

viajes innecesarios de BHA fuera del pozo por cambio de brocas, así se

evitaría tiempos no deseados.

Buena selección brocas = mayor rop = menor costo por pie perforado = evitar

viajes innecesarios por cambio de broca = menor tiempo no productivo

En la figura # 28 se observa una programa de brocas, optimizando las brocas

usadas por sección lo cual permite reducir viajes por cambio de broca además

con optimas ROP esto gracias a una adecuada selección de parámetros de

perforación sumado a jets y TFA (área de flujo de orificios) de la broca

recomendables, este programa se lo realizo en base a pozos (offset) que

tuvieron un excelente rendimiento en corrida de brocas

46

Figure 27: Ejemplo de un programa de brocas diseñado para un pozo tipo J campo Auca.

47

Figure 28: Brocas usadas en la perforación del pozo Auca 1

Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013).

48

CAPÍTULO III

49

3. PRESENTACIÓN INFORMACIÓN

Para la muestra de data se realizara un análisis macro de las perforación por

pozos, en el cual se incluirán las curvas de tiempo para conocer las operaciones

relevantes realizadas por sección, también se mostrara el perfil direccional y su

desplazamiento horizontal junto a la geología, por último se realizara graficas de

ingeniería de perforación en base a la curva de tiempo y a datos que se los

obtiene en de los diferentes reportes finales que realizan las líneas de producto

una vez terminado el pozo :

Reporte finales de brocas

Reportes finales de direccional

Reportes diarios de perforación

Survey’s finales

Entre otros.

Cabe indicar que en las graficas de ingeniera de perforación no se tomaran en

cuenta lo perforado en la sección de 26’’ por ser poca distancia en pies, además

el alcance del objetivo principal (%), se lo toma en cuenta en base a una

distancia centro a centro mínima de 25 pies, este criterio es en base al plan

direccional de estos pozos.

50

3.1. CURVAS DE TIEMPO

3.1.1. CURVA DE TIEMPO AUCA 1

En la curva de tiempo se describen las operaciones relevantes del pozo, este

pozo presento pocos problemas además se termino el pozo antes de lo

planeado, se controlo adecuadamente los parámetros de perforación en los

conglomerados (formaciones abrasivas), además se respeto las practicas

operacionales de 40 a 45 horas de perforación realizar viaje calibración sumado

a cambios de BHA y broca de acuerdo a lo necesidades que se presenten en

las actividades de perforación.

Figure 29: Curva de tiempo de perforación pozo Auca 1


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

Pro

fun

did

ad

[p

ies]

Tiempo [Dias]

Tiempo vs Profundidad

Tiempo Real

Tiempo Planeado

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

Viaje a superficie para cambio de TFA de la broca 45 horas de perforacion

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 10983

Viaje planeado para cambio de broca PDC 5 aletas x 5PDC

20" Csg

Viaje corto 45 Horas de Perforacion

Congl. Sup. parámetros controlados

Viaje planeado para cambio de broca PDC 5aletas x 6 PDC

Cambio Broca Triconica por PDC

Corrida Registros Electricos con LWDCorrida de Registros Electricos + Viajes

Congl. inf parámetros controlados

Setting tool fuera. Finaliza evento de perforacion. 17H00 del 01-junio-2013

Reparacion de bomba: 2.0hrs

Cambia oring stand pipe 0.5hrs

Reparacion Bomba 0.5hrs

Rima 5.5hrs

51


En la curva de tiempo de este pozo se puede apreciar que la sección de 16’’ no

Tienen inconvenientes, mas delante en la sección de 12 ¼’’ tienen problemas

en los viajes de tubería ya que hay un considerable tiempo de rimado, además

presento un alto tiempo por el trabajo direccional, en la sección de 8 ½’’ no tuvo

problemas además la corrida de registros se dio con normalidad.

Figura 30 : Curva de tiempo de perforación Auca 2


0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

Pro

fu

nd

idad

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ies]

Tiempo [Dias]


Tiempo Planeado

Tiempo Real

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole


26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 10853


20" Csg




Corrida Registros Electricos con LWDCorrida de Registros Electricos + Viajes


Setting tool fuera Finaliza el evento de Perforacion 15:00hrs 10/Julio/2013

Limpia flow : 1 hrs

Repara Top drive : 1 hrs

Rima acondiciona lodo: 9hrs

Rima hoyo 7.5 hrs

Viaje no programado: 16hrs direccional

Tiempo no programado: 25.5hrs

Tiempo no programado. Bajo ROP: 9.7hrs

52


Según la curva de tiempo en la sección de 16’’ tienen problemas por averías

taladro de perforación, en la sección de 12 ¼’’ tiene un alto tiempo de rimado

además logran salir de con éxito de una pega mecánica, sin embargo por los

parámetros uti lizados en el rimado y la acción del marti llo para poder salir de la

pega, resulta en daños a la broca por lo que se debe hacer un cambio de la

misma, en la sección de producción no tuvo problemas

Figura 31: Curva de tiempo pozo Auca 3


0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

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8000.0

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10000.0

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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

Pro

fun

did

ad

[p

ies]

Tiempo [Dias]


Tiempo Planeado

Tiempo Limpio

Tiempo Real

12 1/4" Hole


26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11028


20" Csg




Corrida Registros Electricos con LWD

Corrida de Registros Electricos + Viaje


Repara Top Drive: 1 hrs

Desconecta gato de Top Drive: 1.5 hrs

Cambia gato hidraulico del Top Drive: 4 hrs

Rimado: 15 hrsTrabaja pega: 9hrs

Cambio de Broca no planeado

53


En la sección de 16’’ se puede apreciar que realizan el viaje de calibración por

las 45 horas de perforación una buena práctica operativa, además en la misma

sección tiene problemas por falla del MWD, en la sección de 12 ¼’’ realizan el

control de parámetros en ambos conglomerados de forma correcta pero tienen

inconvenientes realizan 2 viajes no planeados, el primer viaje bajan BHA

convencional para acondicionar el hoyo, luego el segundo viaje no planeado se

da por altos valores de torque, en la sección de 8 ½’’ no tuvieron inconvenientes

con la corrida de registros.



0

1000

2000

3000

4000

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7000

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10000

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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Pro

fun

did

ad

[p

ies]

Tiempo [Dias]


Tiempo Real

Tiempo Planeado

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11015

20" Csg

Viaje por 45 horas de perforacion

Viaje corto por 45 hrs perforacion

Hoyo de 26'

Corrida REGISTROS LWD

Viaje a Superficie

Viaje de Superficie


Basal Tena. parámetros controlados

Congl. Inf. parámetros controlados

Setting Tool Fuera fin evento perforacion

Falla Senal MWD. Viaje no planeado 17 hrs.

Falla Senal MWD. 1.5 hrs.

Cambia Wash pipe: 3hrs

viaje no planeado: 26.5hrs

viaje no planeado: 20.5hrs

54


En la curva de tiempo se observa que en la sección tienen NPT por problemas

con el taladro además de falla de MWD, en la sección de 12 ¼’’ controlan los

parámetros en los conglomerados pero tienen problemas por rimado y por bajo

ROP por motivos de confidencialidad no se describen las operaciones a detalle

en esta sección (en la curva de tiempo), en la sección productora no

presentaron problemas



0.0

1000.0

2000.0

3000.0

4000.0

5000.0

6000.0

7000.0

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10000.0

11000.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

fun

did

ad

[p

ies]

Tiempo [Dias]


Tiempo Planeado

Tiempo Real

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 10860

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 4 aletas+LWD

Corrida RE (Convencional)+ viaje de condicionamiento.

Hoyo de 26'

Cambio de broca Triconica por PDC @ 500'

viaje cambio de broca PDC 4 por 6 aletas

Perfora Congl. Inf. parámetros controlados

Perfora Congl. Sup. parámetros controlados

NPT Sinopec :Reparando bombas del rig: 1.5 Hrs

Finaliza Operaciones de Perforacion 15-04-2013

Gyro'

Gyro'

NPT Sinopec Ruido en Bombas:1.Hr

NPT Baker Inteq: Intentando tomar survey :3.Hr

NPT Baker Inteq MWD: 2 Hr

55


En la sección de 16’’ tiene problemas leves en el armado del BHA, corrida de

Gyro , problemas en las bombas y en la corrida del casing, en la sección de 12

¼’’ controlan los parámetros en los conglomerados de Tiyuyacu , presentan

problemas en los viajes de tubería , en la sección de 8 ½’’ toman varios

registros, inherentes a las arenas productoras.



0.0

1000.0

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3000.0

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6000.0

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10000.0

11000.00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

fun

did

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ies]

Tiempo [Dias]


Tiempo Planeado

Tiempo Real

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 10810

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 (talon)

Corrida RE (Convencional)+ viaje de condicionamiento.45 HORAS: Cancelado se realiza con LWD

Hoyo de 26'

Perfora Congl. Inf. parámetros controlados

Perfora Congl. Sup. parámetros controlados

Corrida REGISTROS + Presionesviaje de condicionamiento. 104 HORAS

Armado de HWDP: 1.5 Hrs

Sinopec NPT (Repara Bombas): 1 Hrs

NPT: Gyro Data:(Toma de Gyro) 0.5 Hrs

Sinopec NPT (Falla Equipo de Corrida de Casing): 2.5 Hrs

Verificacion de Direccion, Toma de gyro: 4 Hrs

Sinopec: Repara Bombas: 1 Hrs

Corte de Cable +Simulacro

Trabajo de Rimado:11 Hrs

Saca con Back Reaming:3.5Hrs

Dano en Rosca De DC: 3Hrs

FInaliza Operaciones de Perforacion14-Junio -2013 a las 12:30pm

Corrida REGISTROS + Presiones + Fluidosviaje de condicionamiento. 105.5 HORAS

56


En la sección de 16’’ presentan varios inconvenientes por falta de decodificación

de la herramienta direccional MWD pero al final consiguen llegar al TD de la

sección, en la sección de 12 ¼’’ se realiza adecuadamente las operaciones en

lo que se refiere control de parámetros en conglomerados pero cuentan con

altas NPT por viajes no planeados, el primer viaje se debe a que se sale del

plan direccional por lo que deben cambiar BHA , el segundo viaje no planeado

se debe al pobre avance por colgamiento de la sarta, por lo que se debe realizar

viajes a superficie para cambio de configuración del BHA, en la sección

productora no tienen problemas



0.0

1000.0

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4000.0

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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

fun

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ies]

Tiempo [Dias]


Tiempo Planeado

Tiempo Real

Tiempo Limpio

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11155

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 )

Hoyo de 26'

Viaje de acondiconamiento Corrida REGISTROS y corrida de Casing sin

Viaje de Acondicionamiento

NPT Hoyo: Tiempo extra en Pruebas de GWD: 6Hrs

NPT: DS: problemas de decodificacion: 4 Hrs


NPT: DS: problemas con MWD 3 Hrs

NPT: DS: Problemas Toma de Survey: 1.5 Hrs

NPT: Sinopec Repara bombas de Lodo: 1 Hrs

Control Congl Sup:7020'-7335' (315')

Control Congl Inf8250'-8847' (597')

12 1/4" Hole

NPT Hoyo: Trabajo de Rimado: 2 Hrs

NPT Hoyo: Viaje No Planificado: 21.5 Hrs

NPT DS: Viaje No Planificado por baja ROP:

6.5 Hrs

NPT: Sinopec Washout : 6 Hrs

NPT DS: Viaje No Planificado:

26 Hrs

Finalizo Operaciones de Perforacion 28-07-2013 a las 20:00 PM.

BOT: Trabajo de Expansion Sin

Exito:: 13 Hrs

57


En la sección de 16’’ pulgadas se nota que realizan lo recomendado en las

operaciones de perforación viaje de calibración cumplida de 40 a 45 horas de

perforación, tienen retrasos por problemas inherentes al taladro de perforación ,

en la sección de 12 ¼’’ realizan el control de parámetros en los conglomerados,

viajes de calibración conforme criterio adecuado, tienen mayores problemas

por falla del MWD de la herramienta direccional, en la sección de 8 ½’ ’ además

tienen problemas en la corrida de registros wireline pero logran salir con éxito .

Figure 36: Curva de tiempo pozo Auca 10


0

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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

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Tiempo [Dias]


Tiempo Real

Tiempo Planeado

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 12397

20" Csg




Hoyo de 26'

Viaje a Superficie

NPT Sinopec:Reparacion Generador:8hrs

NPT Sinopec:Cambio de Rams: 1.5Hrs

Controla 656ft Conglomerado Superior

7620ft-8276ft

Controla 696FT:Conglomerado

Inferior: 9075tFT - 9771FT

NPT SINOPEC; Circulando Por cauchos en filtros en

tuberia::2.5Hrs

NPT Back Reaming::4.5Hrs

NPT Sinopec: Repara Equipo: 4 Hrs

Cambia unidad Hidraulica de WTF ::1Hrs

NPT: DS: Falla MWD::20Hrs

Falla de Htas de Registros WL: 3

Horas

FINALIZO OPERACIONES DE

PERFORACION: 15-

09-2013; 07:00 AM

58


En la curva de tiempo se observa que fue un pozo con excelente rendimiento,

en la sección de 16’’ realizan la operación adecuada de 45 horas de perforación

viaje calibración luego llegan a TD de la sección sin problemas, en la sección de

12 ¼’’ realizan control de parámetros en los conglomerados de tiyuyacu , luego

cambian de broca ya que esta perforo conglomerados luego realizan un

pequeño viaje de calibración para poder sacar la sarta libre y lograr bajar casing

9 5/8’’ sin problemas, en la sección productora corren registros wireline y luego

bajan BHA de limpieza para lograr bajar liner de 7’’ sin problemas.



0

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0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

fun

did

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Tiempo [Dias]


Tiempo Real

Tiempo Planeado

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11750

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 ): 50 Hrs

Registros Electricos con Cable, Baja revestidor sin Viaje de acondicionamiento + Utiliza cabezal Multibolw

Viaje Corto 45 Horas

Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (32Hrs- 54Planificados).Puntos de Presion No Planificado: 9.5 Hrs

Falla unidad Gyro: NPT: 1.5 hrs

Repara TDS NPT: 2.5 hrs

Alinea Rieles: 0.5 hrs

Controls de Parametros(Conglomerado Super): 7364'-7902': 548ft

Controls de Parametros(Conglomerado Inf): 8648'-': 9350ft: 702ft

Sacando BHA de Limpieza con Broca de 6 1/8" a 9800ft

Cambia Hta Fnix WL:0.5Hrs

Tiempo No Planificado Limpieza + Expansion : 4 Hrs

Setting Tool Fuera Finaliza evento de perforacion 26 -Oct-2013 00:00 hrs

59


A simple vista se denota que este pozo tuvo un excelente desempeño, ya que el

tiempo limpio (línea verde) es igual al tiempo real (línea azul), en la segunda

sección de 16’’ se observan que llegan a TD de la sección con un BHA, en la

sección de 121/4’’ se observan que realizan 2 viajes de calibración además

cambian de broca una vez travesado los conglomerados, en la sección de 8.5’’

no tienen problemas con la corrida de registro.



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Pro

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Tiempo [Dias]


Tiempo Real

Tiempo Planeado

Tiempo Limpio

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11357

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC + Cambio de BHA

Hoyo de 26'


Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (58Hrs)

Cambio de Fluido, viaje de calibracion

Registros Electricos con Cable, Corrida de revestidor sin Viaje.

Perfora hoyo de 26' @ 75'

Setting tool en superficie

60

3.2. PERFIL DIRECCIONAL & GEOLOGÍA


AUCA 1

En la grafica # 39 se observa que por el perfil direccional que es un pozo tipo

J, el trabajo direccional de construir ángulo empieza aproximadamente a los

3800’, el plan direccional se cumple de manera exitosa además logran

mantener la tangente sin problemas a pesar de la presencia de los

conglomerados, el objetivo principal en este pozo es la arenisca U inferior.

Figura 39: Perfil direccional Auca 1 & geología perforada


0

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11,0000 500 1000 1500 2000 2500 3000

Plan Direccional (MD)

PLAN

REAL

61


AUCA 1

En la figura # 40 el plan direccional vs real se logra ver que llegan más profundo

en TD a lo planeado además en la geología se observa que la arena objetivo

principal es Hollín inferior, la cual tiene un espesor considerable de 113 pies, a

pesar que en el trabajo direccional tuvieron problemas al deslizar al final logran

mantener la tangente en 12 ¼’’.

Figura 40: Perfil direccional Auca 2 & geología perforada


0

1,000

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6,000

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10,000

11,0000 500 1000 1500 2000 2500 3000


PLAN

REAL

62


AUCA 3

El objetivo principal de este pozo es Hollín superior, en la figura # 41 se denota

un desplazamiento horizontal aproximadamente de 3000’ su perfil direccional

no cabe duda que es tipo J, además se el TD del pozo es más profundo de lo

planeado.

Figura 41: Perfil direccional pozo Auca 3 & geología perforada


0

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11,000 -500 0 500 1000 1500 2000 2500 3000


PLAN REAL

63


AUCA 4

En la figura # 42 se logra ver el plan direccional se siguió de acorde al plan, el

objetivo principal de este pozo es Hollín superior, en este pozo trabajaron

cuidadosamente en la sección de 16’’ según lo indicado en la reglas anticolisión,

por los pies perforados en conglomerados de tiyuyacu la broca # 4 presento

desgaste y salió fuera de calibre.



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10,000

11,000

0 1000 2000 3000


PLAN

64


AUCA 7

Se logra ver en la figura # 43 que el perfi l direccional se siguió de manera

correcta con leve diferencia aproximadamente @ 8400’, donde se construye por

encima del plan ya que las lutitas de Napo presentes en las formaciones bases

(base + formación) tienden a tumbar, por lo que se observa @ 9721’ el BHA

comienza a tumbar la dirección consiguiendo de manera adecuada lo refere nte

al plan, el objetivo principal es la arena hollín.

Figura 43 : Perfil direccional pozo Auca 7 & geología perforada


9721

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8,000

9,000

10,000

11,000 -100 400 900 1400 1900 2400 2900


PLAN

65


AUCA 8

En el figura # 44 se observa en el trabajo direccional real para lograr la

trayectoria adecuada hasta el objetivo principal construyen por encima de lo

planeado @ 7168’, ya que desde Tena y sobre todo las lutitas de Napo tienden

a tumbar el ángulo de perforación, de manera que al atravesar esta zona se

encuentren dentro del plan, el objetivo principal de este pozo es arenisca ‘’T’’

inferior.



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11,000 -100 400 900 1400 1900 2400 2900


PLAN

9504

ARENISCA "T" INFERIOR

9629

10451

CALIZA M-1

10211

10352

10368

BASE ARENISCA "U" INFERIOR

ARENISCA"T" SUPERIOR 9860

8657

9431

10155

9624

9372

9421BASE CALIZA M-2

9666

TENA 8241

8967

92019678

9155

89519414ARENISCA BASAL TENA

CALIZA "B"

NAPO

BASE CALIZA M-1

HOLLÍN INFERIOR

HOLLÍN SUPERIOR

10810PROFUNDIDAD TOTAL

10684

10285

CALIZA "A"

ARENISCA "U" SUPERIOR

ARENISCA "U" INFERIOR

9996

10121

9845

10620

CALIZA M-2 9858

9909

BASE ARENISCA "T" INFERIOR 10526

CALIZA "C" 10612

10164

10012

10095

9940

10103

9710

FORMATION MD TVD

TIYUYACU 6800 6559

ORTEGUAZA 5812 5659

CONGL. SUPERIOR 6887 6638

BASE CONGL. SUPERIOR 7245 6961

CONGL. INFERIOR 8144 7780

BASE CONGL. INFERIOR 8465 8069

66


AUCA 9

En objetivo principal de este pozo es arenisca T inferior, en la figura # 45 en el

plan direccional se logra ver que tiene un desplazamiento horizontal de 3450’,

además logran mantener la tangente en 12 ¼’’ a pesar de los problemas

presentados en el trabajo direccional, en la sección 8 ½’’ falto levemente tumbar

ángulo para cumplir a cabalidad con el plan direccional.



0

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8,000

9,000

10,000

11,000

-100 400 900 1400 1900 2400 2900 3400 3900


PLAN REAL

67


AUCA 10

El objetivo principal de este pozo es arenisca T inferior, en la figura # 46 se

puede apreciar que este pozo tiene un TD más profundo que los pozos

anteriores además tiene un desplazamiento horizontal más alto, por lo que su

complejidad aumenta al momento de perforar, sin embargo logran mantener la

tangente sin problemas llegando un TD más profundo de lo planeado hasta el la

arenisca Hollín inferior.



0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

0 2000 4000 6000


PLAN REAL

68


AUCA 11

El objetivo de este pozo es la arena Hollín, además se observa que un pozo con

un alto desplazamiento horizontal 4930 pies por lo que es más complejo

alcanzar el objetivo deseado ya que cada formación tiene a desviar la

trayectoria del BHA, además la limpieza del hoyo por su inclinación es más

compleja.



0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

-100 400 900 1400 1900 2400 2900 3400 3900 4400 4900


PLAN REAL

FORMACION MD TVD

ORTEGUAZA 6200 5627

TIYUYACU 7298 6559

CONG. SUP 7409 6654

CONG. SUP BASE 7865 7042

CONG. INF 8681 7696

CONG. INF BASE 9170 8087

TENA 9375 8247

BASAL TENA 10235 8937

NAPO 10265 8998

HOLLIN 11540 10102

TD 11750

69


AUCA 12

En la figura # 48 en el perfil direccional se observa que el plan direccional se

cumple de manera optima, el objetivo principal de este pozo es arenisca T

inferior, además se observa que aproximadamente en la sección de 8.5’’ la

tendencia del BHA es a tumbar ángulo esto se debe principalmente por la

presencia de lutitas de Napo en este intervalo.



0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000

12,000

-100 400 900 1400 1900 2400 2900 3400 3900 4400 4900


PLAN

70

3.3. INGENIERÍA PERFORACIÓN 10 POZOS ANALIZADOS

Cabe mencionar que los valores graficados de tiempo no productivo (NPT) son

definidos una vez finalizado el pozo, alguno de ellos no constan en la curva de

tiempo, además para estas graficas no se toma en consideración la sección de

26’’ ya que pies perforados no son mayores a 300 pies.

3.3.1. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 1

En la figura # 49 se logra ver que el pozo tuvo un buen desempeño ya que tuvo

pocas NPT en las líneas de servicios (5.5 hrs por Drilling fluids), perforo 10 776

pies en 12.5 días lo que da como resultado 862 pies por día un buen

desempeño, además tuvo una ROP de 63.7 pies por hora muy aceptables

tomando en cuenta que este campo cuenta con conglomerados.

El alcance del objetivo de 56 % es muy aceptable, ya que la eficiencia es

tomando en cuenta una distancia centro a centro (ultima coordenada TD pozo

perforado vs coordenada arena productora) el radio máximo de distancia

permitido por la operado entre los dos puntos de de 25 ft, para mejorar la

eficiencia en el alcance del objetivo (arena productora), es necesario usar

configuración que permitan realizar el trabajo direccional requerido.

71

Figura 49 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 1

0.0

5.5

00.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

12.5

22.85

0

5

10

15

20

25

AUCA 1

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

862.08

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

AUCA 1

PIES X DIA

63.7

0

10

20

30

40

50

60

70

AUCA 1

ROP (PIE/HR)

10776

2843.2

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 1

PIES PERFORADOS

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL

56%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 1

ALCANCE OBJETIVO (%)

TABLAS%20DE%20ING.%20PERFORACION%20SANTIAGO%20MORAN.xlsx

72


En la siguiente grafica # 50 se puede observar que el pozo Auca 2 han tenido

varios problemas, aproximadamente 2 días perdidos a causa de los NPT en

las línea de fluidos y de direccional, lo que a merita un análisis más a profundo

cuales fueron las causas principales también como reducirlas , además se

puede ver que el desempeño tanto en ROP y pies perforados por día fue menor

al del Auca 1, sumado a esto no lograron direccionalmente llegar al radio de 25

ft como mínimo en distancia centro a centro con respecto al objetivo principal,

esto se debe principalmente a los problemas que tuvieron en el trabajo

direccional de 12 ¼’’, cuando perforan 8 ½’’ no consiguen tumbar ángulo de la

manera deseada por lo quedan distanciados del objetivo principal @ 27.34’ pies

73

. Figure 50: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 2.

23.0

22.0

00.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

16.00

25.57

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

Auca 2

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

53.3

0

10

20

30

40

50

60

Auca 2

ROP (PIE/HR)

10653

2633.0

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

Auca 2

PIES PERFORADOS


0%0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Auca 2


667

0

100

200

300

400

500

600

700

800

Auca 2

PIES X DIA

../Desktop/TABLAS%20DE%20ING.%20PERFORACION%20SANTIAGO%20MORAN.xlsx

74


En la grafica # 51 de ingeniería de perforación se nota que hay considerables

NPT 15 horas por fluidos de perforación el cual se debió a operaciones de

rimado, y 33 horas por cambio de broca, en cuanto a ROP y pies por días tiene

un muy buen desempeño 75.1 y 737 respectivamente, además los días de

perforación , días totales se encuentran en buenos valores, si se hubieran

evitado las NPT los días totales seria menores aproximadamente 2 días menos

de igual manera hubieran disminuido los días de perforación , lo que queda a

mejorar es la distancia centro a centro con el objetivo principal ya que no entran

en el radio mínimo de 25 pies y reducción de NPT.

75

Figura 51: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 3

0.0

15.0

33

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

14.71

24.15

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

AUCA 3

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

75.1

0

10

20

30

40

50

60

70

80

AUCA 3

ROP (PIE/HR)

10840

2909.7

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 3

PIES PERFORADOS


0%0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Auca 2


737

0

100

200

300

400

500

600

700

800

DIAS PERFORACION

PIES X DIA


76


En las siguiente graficas # 52 se observa que tuvieron un bajo rendimiento en

cuanto a ROP y pies perforados por día en comparación a otros pozos esto se

ve reflejado en días totales y días de perforación, además este pozo tiene un

alto NPT en DS, en cuanto al alcance de objetivo logran un 41 % dentro del

radio de 25 pies es decir quedan a una distancia centro a centro de @ 14.87

pies del objetivo principal.

77

Figure 52 : Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 4

48.5

0.0 00.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

18.00

27.23

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

AUCA 4

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

55.4

0

10

20

30

40

50

60

AUCA 4

ROP (PIE/HR)

10827

3057.6

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 4

PIES PERFORADOS


41%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 4


602

0

100

200

300

400

500

600

700

AUCA 4

PIES X DIA


78

3.3.5. INGENIERIA PERFORACION POZO AUCA 7

En las grafica # 53 de ingeniería de perforación se nota que el pozo tuvo un

bajo desempeño en cuanto a ROP en relación a los otros pozo apenas 45 pies

por hora, además sus días totales llegan a 28.09 días lo que indica que el pozo

tuvo problemas en las diferentes operaciones tanto en perforación y en tiempo

plano , su desplazamiento horizontal no fue complejo, los pies perforados por

día también fueron bajos 592 pies por día lo que aumento los días de

perforación, otro punto a mejorar son las NPT ya que tuvieron 25 hrs (suma de

todas la líneas de producto) el mayor de ellos por fluidos de perforación e l cual

son 15 hrs por tiempo excesivo rimado, un punto a resaltar es el trabajo

direccional ya que logran entrar dentro del radio de 25 pies un 76 % (del

objetivo principal), esto debe a que toman en cuenta la tendencia de cada

formación

79

Figure 53: Datos de ingeniería de perforación del pozo Auca 7

5.0

15.0

5.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

18.36

28.09

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

AUCA 7

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

45

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

AUCA 7

ROP (PIE/HR)

10860

2555.0

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 7

PIES PERFORADOS


76%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 7


592

0

100

200

300

400

500

600

700

AUCA 7

PIES X DIA


80


En las grafica # 54 de ingeniería de perforación del pozo Auca 8 se nota que

obtuvieron un buen desempeño en cuantos días de perforación logrando 798

pies perforados por día, además tienen una rata de penetración aceptable de 55

pies por hora, en el trabajo direccional tuvieron muy buen desempeño con un 72

% un aspecto a mejorar son las NPT en las líneas de fluidos de perforación ya

presentan 14.5 hrs debido al exceso de tiempo rimando en los viajes de BHA.

81


0.0

14.5

0.00.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

12.0

14.0

16.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

13.24

26.33

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

AUCA 8

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

55.3

0

10

20

30

40

50

60

AUCA 8

ROP (PIE/HR)

10563

2730.2

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 8

PIES PERFORADOS


72%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 8


798

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

AUCA 8

PIES X DIA


82


En la figura # 55 se ve que hay un alto NPT en la por DS esto se debe a los

viajes a superficie por problemas de decodificación y falla de del BHA.

Además se observa que los días de perforación son altos y por ende el

desempeño de las ROP y PIES X DIA son regulares este indicador baja debido

a los problemas en la línea de DS, en cuanto al trabajo direccional consiguen un

objetivo del 30% del radio de 25 pies es decir quedan a una distancia centro a

centro @ 17.44 pies.

83


67.5

2.00.0

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

70.0

80.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

19.79

27.69

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

AUCA 9

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

551

0

100

200

300

400

500

600

AUCA 9

PIES X DIA

51.4

0

10

20

30

40

50

60

AUCA 9

ROP (PIE/HR)

10895

3450.9

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 9

PIES PERFORADOS


30%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 9



84


En la figura # 56 se logra analizar lo siguiente: pesar del los NPT de 20 hrs por

falla del MWD atribuidas a Drilling Services, el pozo tuvo muy buen desempeño,

en trabajo direccional lograron mantener la tangente a pesar de su alto

desplazamiento horizontal además alcanzo un objetivo es distancia centro a

centro de 53% muy bueno considerando que el radio permisible es 25 pies ,

además tuvo bajo días de perforación y buen desempeño en pies perforados

por día ( 720), las ROP son aceptables estas se ven disminuidas por el arduo

control de parámetros en conglomerados, en definitiva el pozo tuvo muy buen

desempeño, se puede mejorar disminuyendo los NPT.

85

]


20.0

4.5

0.00.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

16.81

29.66

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

35.00

AUCA 10

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

720

0

100

200

300

400

500

600

700

800

AUCA 10

PIES X DIA

57

0

10

20

30

40

50

60

AUCA 10

ROP (PIE/HR)

12098

6126.4

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

AUCA 10

PIES PERFORADOS


53%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 10



86


En la figura # 57 se nota que este pozo tuvo un excelente desempeño ya que

no tuvo NPT en las líneas de perforación , además los pies de perforación por

día son óptimos (764), la ROP se ve disminuida porque al pasar conglomerados

estas se controlan (disminuyen) para evitar ani llamiento en la broca, en

conclusión a pesar de su alto desplazamiento horizontal el desempeño en

operaciones fue excelente, en lo que se refiere a trabajo direccional , como

objetivo principal(arena productora) en distancia centro a centro no lograron

entrar dentro de los 25 pies de distancia mínima de radio , esto se debe

principalmente al ser un pozo con alto desplazamiento horizontal es complicado

mantener la trayectoria direccional por la tendencia de cada formación a tumbar

o construir ángulo.

87


0.0 0.0 0.00.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

14.98

27.81

0.00

5.00

10.00

15.00

20.00

25.00

30.00

AUCA 11

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

764

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

AUCA 11

PIES X DIA

50.2

0

10

20

30

40

50

60

AUCA 11

ROP (PIE/HR)

11452

4930.6

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

AUCA 11

PIES PERFORADOS


0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 11



88


En la siguiente grafica # 58 se observa que este pozos tuvo un excelente

rendimiento de forma general, en cuanto NPT de las principales líneas de

servicios de perforación fueron nulas, los pies por día son altos (833) , además

las ROP son muy buenas y la distancia centro lograron un buen porcentaje

estar dentro del radio de 25 pies con respecto a la arena productora, en

conclusión este es uno de los mejores pozos perforados ya que no tuvo

inconvenientes y las operaciones de perforación fueron optimas.

89


0.0 0.0 0.00.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

DS DF DB

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

NPT LINEAS (HRS)

13.27

22.70

0

5

10

15

20

25

AUCA 12

DIAS PERFORACION

DIAS TOTALES

833

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

AUCA 12

PIES X DIA

62.6

0

10

20

30

40

50

60

70

AUCA 12

ROP (PIE/HR)

11058

4301.0

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

AUCA 12

PIES PERFORADOS

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL (PIE)

59%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

AUCA 12



90

3.4. RESUMEN DE CAUSAS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

(NPT)

En la tabla # 2 se puede apreciar el número de horas de NPT por cada línea de

servicios y descritas por pozos, los tiempos no productivos estas presentes en

las operaciones de perforación pero estos se pueden reducir mas no eliminar

por completo, reducir con una optimización continua de las operaciones de

perforación

Tabla 2: Resumen NPT de 10 pozos perforados en el campo Auca

POZOS

NPT POR LINEAS (HORAS)

DS DF DB

AUCA 1 0.0 5.5 0

AUCA 2 23.0 22.0 0

AUCA 3 0.0 15.0 33

AUCA 4 48.5 0.0 0

AUCA 7 5.0 15.0 5

AUCA 8 0.0 14.5 0

AUCA 9 67.5 2.0 0

AUCA 10 20.0 4.5 0

AUCA 11 0.0 0.0 0

AUCA 12 0.0 0.0 0

TOTAL 164.0 78.5 38.0

91

Donde:

DS: Servicios de perforación direccional

DF: Servicios de fluidos de perforación

DB: Servicios de brocas de perforación.

En la tabla # 2 también se logra ver que el mayor tiempo no productivo está

presente en la línea de DS esto se debe mayormente a las siguientes causas:

Problemas dirección del pozo ( tendencias de cada formación)

Alto torque o arrastre

Falla de herramientas direccionales.

Colgamiento de la sarta de perforación

En la línea de DF se aprecia que también tiene un considerable tiempo no

productivo esto se debe por:

Pega de tubería

Viajes acondicionado el hoyo ( rimado)

La línea de DB tiene bajas NPT lo que significa que las ROP en la mayoría de

los pozos fueron muy buenas, mayormente se atribuye NPT a esta línea por

bajo ROP esto se da por las siguientes causas:

Anillamiento de la broca

Broca fuera de calibre

Configuración no adecuada ( Jets , TFA, Aletas, longitud cortadores)

Desgaste general broca (cuerpo, cortadores, etc) o perdida de cono en

fondo (broca cuando tiene partes móviles como triconica.

92

CAPÍTULO IV

93

ANÁLISIS DE LA INFORMACIÓN Y RESULTADOS

La metodología para determinar las causas de NPT son las siguientes:

I. Realizar comparación del pozo actual vs un pozo offset, el cual

debe cumplir los siguientes requisitos:

a. Tener el mismo perfil que el pozo actual (tipo J).

b. desplazamiento horizontal (VS) similar.

c. Dirección del pozo (Azimuth) similar al offset.

II. Revisión de los reportes finales de cada línea :

a. Reportes final servicios de perforación direccional

b. Reporte final de brocas de perforación

c. Reportes finales de fluidos de perforación.

III. Revisión parámetros de perforación.se utiliza el software Wellcad.

IV. Revisión de viajes de BHA uso de software Wellcad.

V. Revisión de reportes diarios de perforación (si es el caso) para

conocer al detalle la operación.

Cabe mencionar que para el análisis de tomara como referencia la

profundidad medida (MD) y no la profundidad vertical (TVD)

94

4.1. ANÁLISIS POZO AUCA 1

El pozo tiene 5.5 hrs de NPT en la línea de servicios de fluidos de perforación

(DF), esto se debió a un excesivo rimado en la sección de 12 ¼’’ en la

formación tiyuyacu riman 848 pies mientras que en la formación tena apenas

225 pies , el tipo de fluidos usado es base tipo agua.

Que es el rimado: es una operación de perforación que se realiza en los viajes

de BHA donde hay problemas e inconvenientes para que este pueda subir o

bajar libremente por lo que se acondiciona el hoyo; mediante la operación de

prender bombas para que haya circulación de fluido en el hoyo sumado a

encender el top drive de manera de dar rotación a la sarta, esta operación en

general toma más tiempo que una operación de viajes de BHA normal.

95

Figura 59: Curva de tiempo pozo Auca 1 con descripción de los NPT

8853

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 5 10 15 20 25 30

CURVA TIEMPO VS PROFUNDIDAD AUCA 1


96

4.1.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS

En la figura # 60 se observa el comportamiento de la curva de densidad del

fluido utilizado en el pozo Auca 1 vs un pozo offset (pozo de similares

características), en esta se observa que la densidad no fue la adecuada, ya que

comparando la curva de densidad del pozo actual vs el pozo offset, se debió

trabajar la sección de 12 ¼’’ con mayor densidad aproximadamente desde

7500’ pies de profundidad medida hasta la profundidad total (TD) de la sección.

Figure 60: Curva densidad pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 12 ¼’’

8853.0

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

9.40 9.60 9.80 10.00 10.20 10.40 10.60 10.80

DENSIDAD OFFSET VS. ACTUAL - SECCION 12 1/4 ''

Densidad ppg

Densidad ppg

Pozo actual

Auca 1 vs Pozo offset

97

En la figura # 60 se observa que el pozo offset se sube la densidad del lodo de

perforación @ 7500’ pies de profundidad medida en 0.2 ppg con esto se

mejoro la estabilidad en las paredes del hoyo mientras que en el pozo actual

falto aumentar por lo menos 0.2 ppg esta propiedad a lo largo de la sección de

12 ¼’’ (desde 6000’ hasta 10000’ pies de profundidad medida).

En la grafica # 61 se compara el porcentaje de lubricidad del pozo actual vs el

pozo offset, el porcentaje de lubricante usado el Auca 1 no fue el óptimo, ya que

se debió usar un porcentaje de 2 % en adelante.

Figura 61: Porcentaje de lubricante pozo Auca 1 vs offset sección 12 ¼’’

6833.00

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

12000.00

0 1 2 3 4

Porcentaje de lubricante presente en lodo de perforación

Lubricante %

Lubricante %

Pozo actual Auca 1 vs Pozo offset

98

El Lubricante usado es en base de surfactantes orgánicos y ácidos grasos

modificados de manera que forme una película protectora en el BHA, en el pozo

offset se uso un porcentaje mayor de lubricante @ 6970 pies de profundidad

medida aproximadamente, bombearon píldoras lubricantes para poder realizar

el trabajo direccional ya que había un elevado torque del top drive, después se

trabajo con un porcentaje mayor a 2.5 % en volumen para disminuir la fricción

en los puntos de contacto del BHA además realizar viajes de BHA más limpios.

4.1.2. ANÁLISIS DEL NPT

Mediante las graficas # 59 y # 60 se determina que la causa principal de los

NPT por rimado se debe a la falta de lubricante el cual se debe adicional en un

porcentaje de 2 % en volumen en adelante para la sección de 12 ¼’’, además la

lubricidad permite reducir la fricción en los puntos de contacto del BHA, esto

ayuda en las operaciones de perforación (reducción de torque y arrastre) y en

los viajes de BHA.

Otro aspecto a mejorar es la curva de densidad del lodo de perforación la cual

debe ser realizada en base a pozos offset, ya que en la mayoría de los casos la

empresa operadora no cuenta con información como presión de poro y presión

de fractura, estas permiten determinar de forma óptima la densidad del lodo de

perforación para las operaciones.

En la tabla # 3 se puede ver las buenas prácticas usadas en el pozo Auca 1 vs

aspectos de operaciones que se puede mejorar y aplicar para futuras

perforaciones de pozos petroleros.

99

Tabla 3 : Descripción de las operaciones de perforación pozo Auca 1

SECCIONES

/ PRÁCTICAS

DESCRIPCIÓN PRACTICAS

OPTIMAS PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR

SECCION 16''

Viaje a superficie BHA x 40 - 45

hrs perforación

Tomar en consideración el estado

mecánica del taladro

Aprovechar la potencia hidráulica

y altas ROP Chalcana N/A

SECCION 12

1/4''

Control Parámetros

Conglomerados

Tomar en cuenta la configuración del

BHA con LWD ya que ocasiona rimados

Viaje Corto por 40 a 45 horas de

perforación en 12 1/4''

Bombear píldoras lubricantes cuando

hayan puntos de apoyo o apretados, en

los viajes de BHA / trabajar con una

concentración mayor a 2 % en

lubricante en 12 ¼’’

Se usó motor de baja lo que

permitió trabajar con caudales

mayores aumentando la limpieza

sin afectar ROP en 12 1/4''

Evitar deslizar en formaciones duras

como en calizas

SECCION 8

1/2''

Optimo procedimiento de toma de

registros N/A

Control caudal de f lujo (gpm) para

evitar daño a las arenas N/A

100


Este pozo tiene altas NPT 23 horas por DS (servicios de perforación

direccional), y 22 horas por DF (servicios de fluidos de perforación)

En figura # 62 se observa en la sección de 16’’ pulgadas se tiene fuertes

problemas de rimados en los viajes de calibración con el BHA # 4 estos

intervalos rimados suman 14.5 horas, en la sección de 12 ¼’’ el rimado con el

BHA # 6 es 7.5 hrs, sumado todos los NPT por rimado en los viajes de BHA da

un total de 22 horas.

Los NPT por Drilling Services (DS) se da por bajas ROP (rata de penetración)

al deslizar con el BHA # 7 da un total de 23 horas.

101

Figura 62 : Curva de tiempo pozo Auca 2 con descripción de los NPT

725

1284

5729

7000 7525

8654

9871 9886

10853

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30


RIH V.C BHA# 4 Rimando BHA # 4 4815 - 5729' ( 9 hrs)

RIH BHA # 6 Rimando @ 6925' - 7525' (7.5

Perforan Deslizando bajo ROP @ 9700' - 9849' (23 hrs)

POOH V.C # 2BHA # 4 Rimando @ 5729' hasta 4956' (5.5 hrs)

MD (PIES)

DIAS


102


4.2.1.1 Sección 16 ’’

En el siguiente gráfico # 63 se observa el pozo actual Auca 2 comparado vs un

pozo offset de similares características, donde se verifica el porcentaje de arcilla

reactiva mediante una prueba conocida como MBT (prueba de azul metileno),

la cual indica que la reactividad de la arcilla en pozo Auca 2 es mayor a la del

offset por lo tanto tiende a hincharse con mayor facilidad tomando en cuenta

que el fluido es en base agua.

Figure 63: MBT Pozo Auca 1 vs Pozo offset sección 16’’

Desde el inicio de la sección hasta el TD (profundidad total) de la misma se

verifica; la prueba MBT indica que la reactividad de la arcilla en el pozo offset es

0.00

1000.00

2000.00

3000.00

4000.00

5000.00

6000.00

7000.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00 35.00 40.00

MBT Offset vs. Actual

MBT lb/bbl

MBT lb/bbl

Pozo actual Auca 2 vs

Pozo Off set

103

menor, por lo tanto se tiene menores problemas al perforar la formación

Chalcana mientras que el pozo actual se verifica que la reactividad de la arcilla

es mayor por lo que tiende a hínchanse rápidamente.

4.2.1.2 Sección 12 ¼’’

En figura # 64 se observa que la reactividad de la arcilla del pozo actual es alta

(Auca 2) comparado a su pozo offset, por lo que las concentraciones de

inhibidores de arcillas en el fluido de perforación deben ser mayores.

Figure 64: MBT Pozo Auca 2 vs Pozo offset sección 12 1/4’’

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00


MBT lb/bbl

MBT lb/bbl

Pozo actual Auca 2

vs Pozo Off set

104

4.2.2. CAUSAS NPT: POR DIRECCIONALES

Los NPT se da con el BHA # 7 pero se puede analizar las operaciones a lo largo

de la sección de 12 ¼’’ respecto al trabajo direccional:

En la sección de 12 ¼’’ tienen varios problemas en cuanto al trabajo direccional

ya que no se toma en cuenta las tendencias de las formaciones a desviar la

trayectoria del BHA por ejemplo el BHA # 5 tuvo una fuerte tendencia a tumbar

en la transición Orteguaza y tiyuyacu por lo que deslizan además hubo

problemas de arrastre en este BHA.

En el BHA # 6 se logra mantener estable la tendencia de inclinación en

tiyuyacu.

En la perforación del BHA # 7 se dio 23 horas de NPT ya que para seguir la

trayectoria planeada se deslizo en la caliza M2 además presentaron problemas

de colgamiento lo cual se logra mitigar con bombeo de píldoras lubricantes

En la figuras # 64 y # 65 se verifica las configuraciones usadas de BHA del

pozo Auca 2 en la sección de 12 ¼’’, comparando las dos figuras se observa

las herramientas usadas en cada BHA.

105

Figura 65: Configuración BHA # 6 usado en el pozo Auca 2


En la figura # 65 se aprecia BHA #6, este es un ensamblaje direccional sin

mayores puntos de contacto (Columna de Gauge)

Figura 66: Configuración BHA # 7 usado pozo Auca 2 con problemas de ROP


106

En la figura # 66 verifica que la configuración de BHA # 7 es de tipo full (con

herramientas adicionales), lo que provoca mayores puntos de contacto en los

viajes de BHA y en la perforación, esto se debe a los diámetros externos de las

herramientas (Columna de Gauge.)

4.2.3 ANALISIS NPT

Los NPT por rimado se dio a la falta de uso de una la concentración mayor de

inhibidores de arcilla (lb/ barril), las formaciones donde se presento el mayor

tiempo de rimado fueron Chalcana y tiyuyacu en donde predominan las arci llas,

por ende al ser el fluido de perforación base agua estas tienden a hincharse por

lo que es necesario usar una mayor concentración de inhibidor ya que según

las pruebas MBT estas formaciones eras mas reactivas que las del pozo offset.

Además se recomienda uso de píldoras surfactantes para evitar embolamientos

de la broca, también se debe asegurar un alto caudal en lo que se refiere a

perforación de arcillas sobretodo de la formación chalcana.

En la tabla # 4 se observa que la composición de las formaciones donde ocurrió

rimado es mayormente compuesta por arcillas.

107

Tabla 4 : Descripción formaciones donde hubo mayor tiempo de rimado.

Formación Descripción Sección

CHALCANA

constituida principalmente por arcillolitas ,

sumado a depósitos finos de limolitas ,

intercalados con lentes finos de arenas

16''

TIYUYACU

Formada principalmente por arcillolita

intercalada con niveles de limolita y arenisca

además dos cuerpos de conglomerados bien

definidos (superior e inferior)

12 1/4''

En la figura # 67 se logra ver a fondo la formación tiyuyacu que está compuesta

por dos conglomerados en los cuales en el avance (ROP) debe ser menor para

evitar ani llamientos en la broca.

108

Figura 67: Esquema gráfico de la formación tiyuyacu compuesta por los dos

miembros de conglomerados


109

Las baja ROP en DS deslizando (operación de perforación) se debe:

I. Desvió de la trayectoria direccional, obliga a deslizar en formación

dura.

II. BHA full (varios puntos de contacto)

En lo referente a problemas de trabajo direccional, se debe tomar en cuenta las

tendencias de BHA por cada formación de manera que la ejecución direccional

del pozo cumpla con el programa de perforación, además evitar deslizar en

formaciones duras como caliza porque el avance es pobre.

El uso de herramientas adicionales como LWD son beneficiosas ya que

permiten obtener mayor información del hoyo, pero aumentan los puntos de

contacto con las paredes del hoyo generando colgamientos (no llega el peso

aplicado a la broca)

En la tabla # 5 se observa aspectos a mejorar en las operaciones de este pozo.

110

Tabla 5: Descripción prácticas pozo Auca 2

SECCIONES /

PRÁCTICAS

DESCRIPCIÓN PRÁCTICAS AUCA 2

DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR

SECCION 16''

Viaje a superficie cambio BHA x 40 -

45 hrs perforación

Usar mayor concentración de inhibores de

arcillas cuando la reactividad de la arcilla

sea alta

Aprovechar la potencia hidráulica y

altas ROP Chalcana

Bombear píldoras con surfactante para

evitar embolamiento de la broca

SECCION 12 1/4''

N/A Bajo peso en la broca para evitar

vibraciones + cuidar broca en

conglomerados masivos



Usar estabilizador 11 3/4" para tener una

tendencia de construcción en tena

N/A

Evitar deslizar en formaciones duras como

en calizas / tener en cuenta la

configuración del BHA con LWD en los

viajes y perforación.

SECCION 8 1/2''

Optimo procedimiento de toma de

registros N/A

Control de caudal para evitar daño a

las arenas N/A

111


Este pozo tuvo 15 horas (negociadas) de NPT por DF y 33 horas por DB.

Figura 68: Esquema gráfico de problemas de rimado y pega Auca 3

RIH LIBRE

Sección 16’’

Csg 13 3/8’’

Pega tubería BHA # 7

@ 8580’ (8.5 hrs.)

Seccion 12 ¼’’

hueco abierto

RIH BHA # 7

rimando desde

7135' hasta 8580'

MD. (9.5 hrs)

RIH Rimando BHA

#7 @ 8580’ – 8750’

(6 hrs)

(6 hrs)

112

4.3.1. CAUSAS NPT: FLUIDOS

En las gráficas # 69 y # 70 se observa el viaje de RIH BHA # 7 incrementan la

densidad en 0.2 ppg y el porcentaje de lubricante en 0.5 % en volumen @

8750’ pies de profundidad, la causa principal del fuerte rimado se debe a que se

uso una debida concentración de inhibidor de arcillas (lb/bl) en la sección de 12

¼’’.

Figura 69: Densidad Pozo Auca 3 vs Pozo offset sección 12 ¼’’

8750.0

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

9.00 9.50 10.00 10.50 11.00

Densidad Offset vs. Actual

Densidad ppg

Densidad ppg

Pozo actual Auca 3

vs Pozo Off set

113

Figura 70 : Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’

8750.0

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

12000.00

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00

Porcentaje de lubricante presente en lodo

Lubricante %

Lubricante %

Pozo actual Auca 3

vs Pozo Off set

114

Figura 71: Porcentaje de lodo Pozo Auca 3 vs pozo offset sección 12 ¼’’

La causa principal de los NPT en la línea de fluidos de perforación es la falta de

concentración de inhibidor de arcilla en el pozo actual, como verifica en la

figura # 71, en el pozo offset la concentración usada es mayor, esto influye ya

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

5934 7215 7753 8245 8590 8853 9260 10012 10012 10012 10012

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

INHIBIDOR DE ARCILLAS (LB /BL )

CLAYTROL

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

7207 8423 8750 8750 8990 9622 9631 10039 10039

10 11 12 13 14 15 16 17 18

CLAYTROL

Pozo actual

Auca 3 vs Pozo

Offset

115

que la zona de rimado es tiyuyacu y sus conglomerados, compuestos

principalmente por arcillas.

4.3.2. CAUSAS BAJO AVANCE DE LA RATA PENETRACIÓN

La broca a su salida presento una calificación 2-3-CT-S/G-X-1/16-BT-PR,

además salió fuera de calibre esto se debe al rimado (operación: encendido de

bombas para dar caudal + rotación del top drive) en la zona de conglomerados

lo que desgato la broca sumado a la acción de los martillos hidráulicos para

poder liberar el BHA en la zona de pega.

Figura 72: Medición calibre broca usada con el BHA # 7 pozo Auca 3


116

4.3.3. ANÁLISIS NPT

En este pozo las NPT por DF se debió a la falta de concentración de inhibidor

de arcillas, además leve falta de aumento de densidad en el fluido de

perforación ya que esta debió ser entre 0.2 y 0.3 ppg mayor a la usado en el

intervalo de viaje donde hubo problemas, esto se debe principalmente a que las

operadoras en la mayoría de casos no cuentan con los datos de presión de poro

y gradientes de fracturas.

Otra práctica a tener en cuenta es realizar viajes de calibración antes de seguir

con la perforación de conglomerados aun mas cuando se introduce un BHA

(con otra configuración) por ejemplo con LWD, como se dio en este caso

sumado a esto el porcentaje de lubricante en el lodo de perforación debe ser

igual o mayor a 2 % en la sección de 12 ¼’’ de manera que permita realizar

viajes de BHA más limpios.

Para evitar daño en la broca, el técnico de brocas debe trabajar conjuntamente

con el perforador, indicando cuáles son los parámetros máximos que puede

soportar la misma referente a operaciones de rimado y golpes de martillo

hidráulico, para evitar un desgaste prematuro de la herramienta como

consecuencia el avance va a ser pobre.

En la tabla # 6 se observa un resumen de las prácticas usadas en el pozo Auca

3 con los respectivos parámetros a mejorar.

117

Tabla 6: Descripción practicas Auca 3

SECCIONES /

PRÁCTICAS

DESCRIPCIÓN DE PRÁCTICAS AUCA 3


SECCION 16''

Viaje a superficie cambio

BHA x 40 - 45 hrs perforación

Chequear las condiciones del taladro previo a

la perforación

Aprovechar la potencia

hidráulica y altas ROP

Chalcana

N/A

SECCION 12

1/4''

N/A

Coordinar parámetros de rimado con

brocologo sobretodo cuando esto se realiza

en conglomerados

Viaje Corto por 40 a 45 horas

de perforación en 12 1/4''

En pega de tubería considerar valores

máximos de tensión ya que los golpes con

martillo afectan a la broca.

N/A

Mantener buena limpieza del hoyo 12 ¼ +

usar mayor concentración de inhibidor de

arcillas en tiyuyacu y conglomerados +

tomar en cuenta configuración de BHA +

Realizar viajes de calibración antes de bajar

BHA full (con BHA convencional con

ensamblajes similares)

SECCION 8

1/2''

N/A N/A

Control galonaje para evitar

daño a las arenas N/A

118


Este pozo tuvo altos NPT atribuidos a la línea de DS.

Estos se dan de la siguiente manera:

119

Figure 73: Curva de tiempo pozo Auca 4 con descripción de los NPT

5163

5541 5910

9618 10125

11015

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32


Falla MWD BHA # 4 Perforando @ 5163' (1.5 hrs)

viaje superficie x falla MWD BHA #4 @ 5541' (18

hrs)

Alto torque al perforar 12 1/4'' BHA # 7 @ 9618' + viaje a superficie para cambio de BHA (29 hrs)

MD

DIAS


120

4.4.1. CAUSA NPT: POR DIRECCIONALES

I. Referente a la falla de MWD en 16 ‘’ (19.5 horas) :

Se evidencio erosión y desgaste prematuro de componentes en el modulo de

generación de pulso (UPA) especialmente en el alternador ademas la

presencia de sólidos ajenos a la composición del fluido de perforación;

generando una condición fuera de parámetros operacionales para el normal

desempeño de la herramienta (MWD).

La guía superior del ensamble interno del MVA (Main Valve assembly) del MWD

se erosionó críticamente figura # 74 al punto de quedar fuera de tolerancia y

perder el ajuste con la campana, generando tensiones laterales en la misma

que posteriormente condujeron a la fragmentación de ambos componentes

Figura 74: Partes de la herramienta MWD


121

II. Problemas referentes alto torque

En la siguiente figura # 75 se observa que se bajo un BHA con MWD mas

LWD, lo que provoca mayores puntos de contactos del BHA por ende un mayor

torque, además el porcentaje de lubricante debe ser mayor o igual al 2 % en

volumen en el lodo de perforación cuando se baja ensamblajes full

(herramientas adicionales en el ensamblaje direccional BHA).

Figura 75: Ensamblaje BHA # 7 usado en el Pozo Auca 4


122

En la siguiente figura # 76 se verifica que recién suben el porcentaje de

lubricante de 1.5% a 2 % una vez que tienen problemas, aproximadamente @

9600’ pies de profundidad, esto repercute al trabajo direccional sobre todo

cuando bajan un ensamblaje full.

Figura 76: Porcentaje de lubricante usado Pozo Auca 4 vs Pozo offset

Sección 12 ¼’’

5000.0

6000.0

7000.0

8000.0

9000.0

10000.0

11000.0

12000.0

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50

Porcentaje de lubricante presente en lodo

Lubricante %

Lubricante %

Pozo actual

Auca 4 vs Pozo

Offset

123

Otro factor a consideración es la simulación de torque de cada BHA, el cual se

debe comparar con el torque máximo del top drive de manera evitar problemas

durante la perforación.

En la figura # 77 se observa un ejemplo de simulación de torque de unBHA

con respecto a la profundidad que este va perforando.

Figura 77: Ejemplo simulación de torque vs profundidad de un BHA


124


Para evitar fallas en las herramientas direccionales se debe realizar

mantenimiento periódico a las mismas dependiendo de las horas de trabajo (en

fondo del pozo), además probar las herramientas en superficie antes de usarla

en fondo.

Para un óptimo desempeño de la herramienta se debe monitorear el porcentaje

de sólidos presente en el lodo de perforación además incrementar el diámetro

del restrictor figura # 78 de la parte de la herramienta MVA (Main valve

assembbly) que pertenece al MWD, en condiciones de operación donde se

tenga caudales sobre los 900 gpm (galones por minuto) y pesos de lodo sobre

los 9 ppg.

Figura 78: Ensamblaje de la válvula principal del MWD


125

Cuando se baja BHA con ensamblajes full, se debe coordinar entre el ingeniero

direccional y el ingeniero de fluidos el porcentaje de lubricante que se requiere

para que el BHA de perforación direccional, en los viajes y en la perforación

tenga un desempeño óptimo.

Con respecto al bajo ROP, en los ensamblajes de fondo full especialmente en

12 ¼’’ usar un porcentaje de lubricante en el fluido de perforación igual o mayor

al 2 % además considerar las simulaciones de torque y arrastre de cada BHA,

esto comparado a las limitaciones de torque del top drive de manera que la

perforación sea de forma continua sin paras por excesos de torque.

126

Tabla 7: Descripción practicas Auca 4

SECCIONES /

PRÁCTICAS



SECCION 16''

Viaje a superficie cambio BHA x 40

- 45 hrs perforación

Realizar mantenimiento periódico a

las herramientas direccionales.


altas ROP Chalcana

Controlar el porcentaje de sólidos

en el f luidos de perforación

SECCION 12 1/4''

N/A

Coordinar el porcentaje de

lubricante en el lodo entre el

personal de f luidos y de perforación

, de acuerdo a necesidades del

BHA



Usar un porcentaje igual o mayor a

2 % de lubricante en el lodo cuando

se bajen BHA full.

Bajar de BHA calibración antes de

bajar un BHA full o con

configuración diferente.

Tomar en consideración las

simulaciones de torque de cada

BHA

SECCION 8 1/2''

Corrida se Registros LWD N/A

Control galonaje para evitar daño a

las arenas N/A

127


Este pozo presente las siguientes NPT en las líneas de servicio

DF: 15 hrs

DB: 5 hrs

DS: 5 hrs

128

Figura 79: Curva de tiempo pozo Auca 7 con descripción de los NPT

57065872 5882

8147

9579

10860

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34


Falla MWD BHA # 4 Perforando @ 5706' (3 hrs)

Arman BHA # 6 + prueban herramienta direccionales @ 180 ' Falla MWD + realizan cambio del MWD del BHA# 6 (2 hrs) seccion 12 1/4''

Rimando BHA # 7 @ 6400' - 8147' (15 hrs)

Bajo ROP BHA # 9 @ 9579' + deciden dejar TD de la seccion

(5 hrs)

MD

(PIE)

DIAS


129

4.5.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIO DIRECCIONAL

I. Falla de MWD

En la sección de 16’’ el tiempo de falla de 3 horas se debió a falla de sensor de

superficie (conectan y desconectan sensor).

Figura 80: Esquema gráfico se funcionamiento de herramienta MWD


130

La herramienta de fondo envía la señal a superficie usando de pulsos de

presión que se transmiten en lodo de perforación.

Las 2 horas en la sección 12 ¼’’ se debe a que la herramienta MWD no

transmite señal por lo que se debió reemplazar esta herramienta del BHA.

II. Bajo ROP

El bajo ROP no se debió a la broca ya que al momento de la evaluación de la

broca (a la salida del hoyo) no presenta desgastes en sus aletas, además sale

en calibre (diámetro broca adecuada) figura # 81.

Figura 81: Broca usada con el BHA # 9 pozo Auca 7


Los problemas de NPT se deben a que el peso requerido para perforar no

llegaba a la broca por un alto arrastre del BHA # 9 (figura # 82) cabe indicar

que este BHA uso un sistema RSS (Rotary sterable system).

131

Figure 82: Esquema gráfico de torque y arrastre de un BHA

Fuente: (Schlumberger, 2011)

4.5.2. CUSAS NPT: POR FLUIDOS

En el gráfico # 83 se observa la curva de densidad del pozo Auca 7 (color rojo)

vs un pozo offset, en el cual se aprecia que la densidad aplicada @ 8147’ pies

de profundidad medida es menor que la de su pozo offset además no se sube la

densidad previo al viaje a superficie del BHA # 6.

132

Figure 83 : Densidad fluido de perforación pozo Auca 7 vs offset sección 12

¼’’

En la figura # 84 se verifica; la concentración usada en el inhibidor de arcillas

en el Auca 7 es menor a la usada en el pozo offset en toda la sección de 12 ¼’’

pulgadas, esto afecta en el exceso trabajo de rimado en las formaciones

tiyuyacu y conglomerados, ya que estas son conformadas por arci llas,

sumado a esto se observa en la figura # 85 que la reactividad de la arcilla es

mayor @ 8147’ pies de profundidad medida en la cual ocurre en el exceso de

rimado.

8147.00

5000.00

5500.00

6000.00

6500.00

7000.00

7500.00

8000.00

8500.00

9000.00

9500.00

10000.00

9.40 9.60 9.80 10.00 10.20 10.40 10.60 10.80


Densidad ppg

Densidad ppg

Pozo actual Auca 7

vs Pozo Off set

133

Figure 84: Concentración inhibidor de arcilla usado en el Pozo Auca 7 vs

offset sección 12 ¼’’

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

6400 7126 7412 7982 8552 8552 8863 9595 9710 9710

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

INHIBIDOR DE ARCILLAS (lb/bl)

0.00

0.50

1.00

1.50

2.00

2.50

3.00

3.50

4.00

4.50

5.00

5872 6199 6968 7397 7920 8147 8147 8286 8657 8677 9485 9566 9579 9579 9579

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Pozo actual

Auca 7 vs Pozo

Offset

134

Figura 85: MBT Pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’

Otro Factor que influye en el fuerte rimado es la configuración del BHA # 7,

este es un BHA full (además de herramientas normales consta con LWD), lo

que provoca mayores puntos de contacto en los viajes, adicional se vuelve

una sarta más rígida por las herramientas adicionales usadas, figura # 86.

8147.00

5000.00

5500.00

6000.00

6500.00

7000.00

7500.00

8000.00

8500.00

9000.00

9500.00

10000.00

0 5 10 15 20 25 30


MBT lb/bbl

MBT lb/bbl

Pozo actual Auca

7 vs Pozo Off set

135

Figura 86: Configuración BHA # 7 usado en el pozo Auca 7



Realizar un mantenimiento periódico a las herramientas direccionales

dependiendo de las horas de trabajo en fondo.

Usar una mayor densidad al momento de perforar 12 ¼’’ para mantener la

estabilidad en las paredes del pozo y el hoyo en calibre además aumentar la

concentración de inhibidores de arcillas evitando que estas se hinchen

especialmente en tiyuyacu y en conglomerados.

136

Bajar BHA convencionales previo a perforar con BHA full, con configuraciones

similares minimizando tiempos de rimado permitiendo asegurar viajes más

limpios.

Usar herramientas en fondo que permitan determinar un arrastre real y

compararlo con el arrastre obtenido en las simulaciones, asegurando una

perforación óptima, por consiguiente en futuros trabajos de perforación de

pozos se lograra bajar configuraciones de BHA adecuadas con menores puntos

de contacto gracias a los datos obtenidos con estas herramientas tecnológicas.

En la tabla # 8 se logra ver las buenas prácticas usadas en el pozo Auca 7 vs

aspectos a mejorar.

137

TABLA 8: descripción prácticas auca 7

SECCIONES /

PRÁCTICAS



SECCION 16''

Viaje a superficie BHA x 40 - 45

hrs perforación

Mantenimiento de las

herramientas direccionales


hidráulica y altas ROP Chalcana N/A

SECCION 12 1/4''

Controll Parámetros

Conglomerados

Aumentar la densidad previo a

viajes a superficie + aumentar la

concentración de inhibidor de

arcilla

Probar herramientas

direccionales en superficie antes

de bajar al hoyo

Evitar perforar conglomerados

con BHA que tengan

ensamblajes con LWD.

Uso de sistema RSS cuando

haya problemas en cuanto a la

dirección

Tomar en consideración el

arrastre de cada BHA usar

herramientas en fondo que para

obtener datos reales de este

valor,

SECCION 8 1/2''

Viaje de calibración después de

la corrida de registros N/A

Control caudal de f luido (gpm)

para evitar daño a las arenas N/A

138

RIH BHA # 6 LIBRE

PERFORAN BHA #6

DESDE 8552’ HASTA 9710

‘

POOH BHA # 6 LIBRE


Este pozo tuvo NPT por 14.5 horas atribuida a las líneas de DF

Figura 87: Esquema gráfico problemas de rimado Auca 8

SECCION 16’’

CASING DE 13 3/8 ‘’

SECCION 16’’

CASING DE 13 3/8 ‘’

POOH CON BOMBA

BHA # 6 @ 9710’ – 8217’

(14 HRS)

RIH RIMANDO BHA # 6

@ 7350’ – 8552’ (11 HRS)

139


En la siguiente figura # 88 se verifica que el pozo Auca 8 a una profundidad

medida de 8552’ pies no hay un incremento de la densidad previa al viaje a

superficie del BHA # 5.

Figure 88: Densidad fluido de perforación pozo Auca 8 vs Offset sección 12

¼’’

Otro aspecto importante que contribuye al rimado es la configuración del BHA #

6 el cual es un ensamblaje full (se realiza con herramientas adicionales como

LWD) en la siguiente figura # 89 se observa que hay cuatro herramientas de un

8552.00

5000.00

5500.00

6000.00

6500.00

7000.00

7500.00

8000.00

8500.00

9000.00

9500.00

10000.00

9.40 9.60 9.80 10.00 10.20 10.40 10.60 10.80


Densidad ppg

Densidad ppg

Pozo actual Auca 7

vs Pozo Off set

140

diámetro mayor, lo que aumenta los puntos de contacto sumado a esto los

puntos de contactos son en la sección de la tangente del pozo lo que aumenta

el arrastre por el peso del BHA.

Figura 89 : Configuración BHA # 6 & perfil direccional


En esta ocasión el porcentaje de lubricante en el fluido de perforación es el

adecuado ya que al momento de bajar el BHA full esta en 2 % llegando hasta

2.5 % el viaje, como se observa en la figura # 90.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

11,000 -100 400 900 1400 1900 2400 2900

REAL

141

Figura 90: Porcentaje de lubricante usado en el fluido de perforación pozo

Auca 8

8552.00

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

12000.00

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00

Lubricante usado en el lodo de perforación

Lubricante %

142


La compañía operadora no cuenta con presiones de poros por lo que es

necesario realizar la curva de densidad en bases a pozos offset ( de similares

características) para mantener las paredes del pozo estables ademas una

adecuada limpieza de ripios, otro aspecto importante es subir la densidad previo

a un viaje de BHA a superficie por lo que al sacar este existe un diferencial de

presión en el pozo (desbalance condiciones del pozo) por lo que es necesario

recompensar esto, subiendo la densidad .

Antes de bajar a fondo un BHA con ensamble full es necesario realizar viajes

de calibración con un BHA convencional con un arreglo similar sobre todo con

respecto a las herramientas de mayor diámetro externo esto se puede lograr

con ayuda de estabilizadores, de forma que al bajar el BHA full el hoyo se

encuentre en excelentes condiciones y disminuya el tiempo de rimado como

consecuencia se puede evitar pega de estos BHA full, los cuales son muchos

más caros que un BHA convencional.

En la tabla # 9 se describe en general los aspectos a resaltar y a mejorar dentro

de las operaciones de perforación en el pozo Auca 9.

143

Tabla 9: Descripción practicas pozo Auca 8

SECCIONES /

PRÁCTICAS


DETALLES DE PRÁCTICAS ASPECTOS A MEJORAR

SECCION 16''

Uso herramienta Gyro por

interferencia con pozos

cercanos al inicio de la sección

Revisión de los componentes

fundamentales del taladro


hidráulica y altas ROP Chalcana N/A

SECCION 12 1/4''


Conglomerados

Aumentar la densidad previo a viajes a

superficie

Viaje corto por 45 horas de

perforación / antes de perforar

congl inferior

Realizar la curva de densidad en base a

experiencias de pozos similares (offset),

cuando la operadora no tenga datos de

presión del poro

Uso de sistema RSS cuando

haya problemas en cuanto a la

dirección

Realizar viajes de calibración previo a

corridas de BHA full con BHA

convencional con una configuración en

los diámetros de las herramientas que

tienen mayor punto de contacto.

SECCION 8 1/2''

Viaje de calibración después de

la corrida de registros ( 2 BHA

de calibración)

N/A

Control de caudal (galones por

minuto) para evitar daño a las

arenas

N/A

144


Este pozo tuvo las siguientes NPT:

DS (servicios de perforación direccional) 67.5 horas

DF (fluidos de perforación) 2 horas

145

Figure 91 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Prof

undi

dad

[pie

s]

Tiempo [Dias]

Curva de tiempo Auca 9

Tiempo Real

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11155

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 )

Hoyo de 26'

Viaje de acondiconamiento Corrida REGISTROS y corrida de Casing sin

Viaje de Acondicionamiento

NPT Hoyo: Tiempo extra en Pruebas de GWD: 6Hrs



NPT: DS: problemas con MWD 3 Hrs

NPT: DS: Problemas Toma de Survey: 1.5 Hrs

NPT: Sinopec Repara bombas de Lodo: 1 Hrs

Control Congl Sup:7020'-7335' (315')

Control Congl Inf8250'-8847' (597')

12 1/4" Hole

NPT Hoyo: Trabajo de Rimado: 2 Hrs

NPT Hoyo: Viaje No Planificado: 21.5 Hrs

NPT DS: Viaje No Planificado por baja ROP:

6.5 Hrs

NPT: Sinopec Washout : 6 Hrs

NPT DS: Viaje No Planificado:

26 Hrs

Finalizo Operaciones de Perforacion 28-07-2013 a las 20:00 PM.

BOT: Trabajo de Expansion Sin

Exito:: 13 Hrs

146

4.7.1. CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONAL

En la tabla # 10 se muestra el resumen de los tiempos no productivos del pozo

Auca 9

Table 10: Resumen de NPT por DS pozo Auca 9

SECCION PROFUNDIDAD ACCION NPT TIEMPO

(HRS)

16" 1240 Problemas de decodif icación BHA #

2 4.0

16' 2187 Problemas de decodif icación BHA #

2 5.0

16" 2187

Problemas con MWD

BHA # 2 + sacan BHA a superficie

por falla MWD

3.0

16" 2769 Problemas para toma de Survey

BHA # 3 1.5

12 1/4" 9490 Cambio BHA Viaje superficie

problemas de dirección BHA # 6 21.5

12 1/4" 9991 Baja ROP trabajo direccional BH# 7

(RSS) 6.5

121/4’’ 9991

Viaje no planif icado Cambio de BHA

# 7 (RSS)

26.0

147

Los problemas de decodificación en el BHA # 2 (12 horas) se debe a que la

herramienta MWD que se uso en este BHA le faltaba un nodo de conexión a la

parte (Bidirectional Communication and Power Module), por este motivo no

podía decodificar.

Las 1.5 horas lo más probable es que se debió a un rápido armado del BHA ya

que el problema se soluciono trabajando la sarta.

Las 21.5 horas se debió que el BHA # 6 no estaba realizando el trabajo

direccional requerido, ya que en lugar de mantener la tangente este BHA

comenzó a construir, por lo que se debió sacar cambiar el BHA por uno que

cuente con un sistema RSS, lo que permitió corregir la inclinación de 32.48°

hasta 29.61° y la dirección desde 108.24° hasta 101.34°con lo cual se corrigió

de manera optima la posición del pozo con respecto al plan para alcanzar los

objetivos deseados (arenas productoras)

Las 6 horas se debe a un bajo ROP con sistema RSS, por lo que se debió

cambiar el BHA # 7.

Las 26 horas de debió al cambio de BHA # 7 (viaje a superficie y de regreso a

fondo con otro BHA), el pobre avance se debió especialmente a que la peso

aplicado a la broca no llega a fondo esto se conoce como colgamiento, la razón

de esto se debe a la alta tortuosidad producto de las DLS figura # 92.

La leve tortuosidad como se muestra figura # 93 permite que todo el peso

aplicado a la broca llegue sin problemas.

148

Figura 92: Alta tortuosidad del pozo con BHA rígidos y flexibles

Fuente: (SPE, 1999)

Figure 93: leve tortuosidad con BHA rígidos y flexibles

Fuente: (SPE, 1999)

149


Las 2 horas fue porque se bajo el BHA # 5 desde 6500’-8924’ pies de

profundidad medida rimando además presencia de puntos de apoyo, todo esto

por falta de leve aumento de densidad previo a viaje de BHA a superficie


Es necesario que a las herramientas direccionales se les realice un

mantenimiento preventivo dependiendo de las horas de trabajo de cada una,

además se debe probar herramientas en superficie antes bajarlas a fondo

siempre revisando el correcto armado las mismas.

En cuanto a los problemas de dirección es necesario tomar en cuenta las

tendencias de cada BHA figuras #: 95, 96, 97 con respecto a pozos offset estos

deben ser de similares características; en perfil y dirección para tener un

indicativo real para futuros pozos, así evitar excesos en trabajo de deslizar ya

que esta operación aumenta las DLS (Dog leg severity) directamente

proporcional a la tortuosidad del pozo.

En la planificación de pozo en los cuales los pozos tengan problemas de

dirección (zonas con problemas de tendencias de formación altas) con respecto

al objetivo principal se puede usar sistemas RSS figura # 94 pero para toda la

sección, así tener menor tortuosidad en el pozo, evitando colgamientos, junto

a esto se debe asegura tener una óptimas RPM en fondo para ayudar a la

limpieza de ripios.

150

Figura 94: Sistema RSS (Sistema Rotario Dirigible / Rotary Steerable System)


Mediante el sistema RSS se controlar la trayectoria del pozo consiste en dos

patines los cuales se abren o se cierran a voluntad del ingeniero direccional

todo esto ocurre en tiempo real, evitando así las tendencias por formación

además no se desliza lo que disminuye la tortuosidad del pozo.

Figura 95: Tendencia formación con BHA direccionales con motor


CARACTER TENDENCIAS FORMACION

ANGULO CONSTRUIR TUMBAR

GIRO DERECHO IZQUIERDA

151

Figura 96 : tendencias de giro y construcción de ángulo de BHA con motor en

formaciones

Fuente: (Schlumberger, 1996; Ortiz & Cuzco, 2013)

En la figura # 96 se puede ver de forma clara las tendencias que siguen cada

BHA con motor al perforar diferentes litologías, en un cuadrante de 360 grados,

es necesario conocer las tendencias de cada BHA con su respectiva

configuración para aplicarlos como pozos offsets para futuros pozos a perforar

de similares características.

152

Figure 97: Alcance del objetivo direccional (Target)


En la figura # 97 se verifica que en el plan direccionales se traza un radio al

cual se debe llegar, un correcto trabajo direccional se realiza; conociendo las

tendencias de cada formación con respecto al ensamblaje del BHA (la

configuración del BHA está relacionado a la tendencia del mismo) tomando en

cuenta las herramientas que mayor influyen como los estabilizadores, lo que

permite un alcance optimo del objetivo principal (arena productora).

153

Tabla 11 : Descripción prácticas pozo Auca 9

SECCIONES

/

PRÁCTICAS



SECCION 16''

Uso herramienta Gyro por interferencia

con pozos cercanos al inicio de la sección

Mantenimiento preventivo de las

herramientas direccionales

Aprovechar la potencia hidráulica y altas

ROP Chalcana

Probar herramientas de superficie antes de

bajarlas a fondo

SECCION 12

1/4''

Controll Parámetros Conglomerados Aumentar la densidad previo a viajes a

superficie

Acondicionamiento de hoyo en puntos:

apretados o de apoyo.

Tomar en cuenta la tendencia de cada

formación de manera de evitar excesivos

trabajos deslizando disminuyendo así DLS.

Uso de sistema RSS cuando haya

problemas en cuanto a la dirección del

pozo

Analizar uso de herramientas adicionales

como ensanchadores de pozo o reductores

de torque para disminuir puntos de contacto

de BHA/ si la complejidad del pozo es alta

usar un sistema RSS para toda la sección /

evitando así colgamientos de sarta

SECCION 8

1/2''

Corrida de registros sin problemas Realizar viaje de calibración después de

corrida de registros.

Control del caudal del f luido (galones por

minuto) para evitar daño a las arenas N/A

154


Este pozo tuvo las siguientes NPT:

DS (servicios de perforación direccional) 20 horas

DF (Fluidos de perforación). 4 horas

155

Figura 98: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 9


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Prof

undi

dad

[pie

s]

Tiempo [Dias]

Tiempo vs Profundidad AUCA 10

Tiempo Real

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 12397

20" Csg




Hoyo de 26'

Viaje a Superficie

NPT Sinopec:Reparacion Generador:8hrs

NPT Sinopec:Cambio de Rams: 1.5Hrs

Controla 656ft Conglomerado Superior

7620ft-8276ft

Controla 696FT:Conglomerado

Inferior: 9075tFT - 9771FT

NPT SINOPEC; Circulando Por cauchos en filtros en

tuberia::2.5Hrs

NPT Back Reaming::4.5Hrs

NPT Sinopec: Repara Equipo: 4 Hrs

Cambia unidad Hidraulica de WTF ::1Hrs

NPT: DS: Falla MWD::20Hrs

Falla de Htas de Registros WL: 3

Horas

FINALIZO OPERACIONES DE

PERFORACION: 15-

09-2013; 07:00 AM

156

4.8.1 CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONALES

Las 20 horas se debió a falla del MWD ya que este no tenia pulso se probó con

varios parámetros variando el caudal de fluido (galones por minuto) sin éxito,

por lo que se tuvo que realizar un viaje a superficie para cambio de herramienta

MWD.

4.8.2 CAUSAS NPT: POR FLUIDOS

El rimado se dio en el viaje de calibración POOH BHA # 5 con RSS en los

siguientes intervalos:

10817’-10728’ (1.5 horas) lutitas Napo.

9757’- 9665’ (2 horas) tiyuyacu

9546’-9467’ (1 hora) conglomerado inferior

En la siguiente figura se observa la curva de densidad del pozo Auca 10 (color

rojo) vs un pozo offset donde se observa la curva de densidad del pozo actual

es menor a la de su pozo offset.

157

Figura 99 : Curva densidad pozo Auca 10 vs pozo offset sección 12 ¼’’

En la siguiente figura se observa que el complejo de aluminio para controlar

lutitas es usado en un una baja concentración las mas alta llega a 0.6 lb/bl

5000.00

6000.00

7000.00

8000.00

9000.00

10000.00

11000.00

12000.00

9.00 9.50 10.00 10.50 11.00


Densidad ppg

Densidad ppg

Pozo actual Auca 10

vs Pozo Off set

158

Figura 100: Concentración de inhibidor de lutitas usado pozo Auca 10 sección 12 ¼’’

0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

1.2

1.4

1.6

1.8

2

64

50

74

15

80

93

84

30

92

25

94

80

97

71

97

71

10

33

5

10

91

0

11

00

0

11

43

6

11

43

6

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

INHIBIDOR DE LUTITAS (LB/BL)

MAX-PLEX

159


En este caso la operadora no cuenta con presiones de poro que permite

calcular una optima densidad del lodo, por lo cual es indispensable realizar la

curva de densidad en base a pozos offset de similares características en perfil y

en dirección.

En la sección de 12 ¼’’ se debe incrementar la concentración de inhibidores de

lutitas por la presencia de Orteguaza y lutitas de Napo, de acuerdo a pozos

offset que hayan dado resultados óptimos.

Realizar mantenimiento preventivo de las herramientas direccionales de

acuerdo a las horas de trabajo en fondo del pozo además probar las mismas

antes de usarlas en superficie.

160

Tabla 12: Descripción prácticas Auca 10

SECCIONES /

PRÁCTICAS



SECCION 16''


interferencia con pozos

cercanos al inicio de la sección

Revisión componentes importantes del

taladro


hidráulica y altas ROP

Chalcana

N/A

SECCION 12

1/4''


Conglomerados

Realizar la curva de densidad en base a

experiencias de pozos offset de similares

características

Viaje corto por 45 horas de

perforación Revisión componentes del taladro

Uso de sistema RSS para una

optima dirección y mitigar la

tortuosidad

Usar mayor concentración de inhibidor de

lutitas para controlar las inestabilidad de

las mismas

SECCION 8 1/2''

N/A Probar herramientas de registros en

superficie

Control del caudal del f luido

(gpm) para evitar daño a las

arenas

N/A

161


Este pozo no tuvo NPT en las líneas de estudio

Figura 101 : Curva de tiempo de operaciones reales Auca 11


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

fun

did

ad

[p

ies]

Tiempo [Dias]

Tiempo vs Profundidad 11

Tiempo Real

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11750

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC 5 aletas por 5 ): 50 Hrs

Registros Electricos con Cable, Baja revestidor sin Viaje de acondicionamiento + Utiliza cabezal Multibolw


Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (32Hrs- 54Planificados).Puntos de Presion No Planificado: 9.5 Hrs

Falla unidad Gyro: NPT: 1.5 hrs

Repara TDS NPT: 2.5 hrs

Alinea Rieles: 0.5 hrs

Controls de Parametros(Conglomerado Super): 7364'-7902': 548ft

Controls de Parametros(Conglomerado Inf): 8648'-': 9350ft: 702ft

Sacando BHA de Limpieza con Broca de 6 1/8" a 9800ft

Cambia Hta Fnix WL:0.5Hrs

Tiempo No Planificado Limpieza + Expansion : 4 Hrs

Setting Tool Fuera Finaliza evento de perforacion 26 -Oct-2013 00:00 hrs

162

Tabla 13 : Descripción prácticas Auca 11

SECCIONES /

PRÁCTICAS


DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A

MEJORAR

SECCION 16''

Viaje de calibración previo corrida de casing Revisión componentes

importantes del taladro


ROP Chalcana N/A

SECCION 12 1/4''

Controll Parámetros Conglomerados N/A

3 Viaje cortos por 45 horas de perforación N/A

Ensamblaje sin mayores puntos de contacto

perforando con bajo torque N/A

SECCION 8 1/2''

Uso RSS para no desviarse del plan

direccional N/A

Control del f lujo del f luido de perforación

(gpm para evitar daño a las arenas N/A

163


Este pozo no tuvo NPT en las líneas de estudio.

Figura 102: Curva de tiempo de operaciones reales Auca 12


0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35

Pro

fun

did

ad

[p

ies]

Tiempo [Dias]

Tiempo vs Profundidad AUCA 12

Tiempo Real

12 1/4" Hole

26" Hole

8 1/2" Hole

16" Hole

7" Liner

9-5/8" Csg

13 3/8" Csg

TMD: 11357

20" Csg



Viaje cambio de broca PDC + Cambio de BHA

Hoyo de 26'


Registros Electricos con Cable + Viaje de Acondicionamiento (58Hrs)

Cambio de Fluido, viaje de calibracion

Registros Electricos con Cable, Corrida de revestidor sin Viaje.

Perfora hoyo de 26' @ 75'

Setting tool en superficie

164


SECCIONES /

PRÁCTICAS

DESCRIPCIÓN PRACTICAS AUCA 12

DETALLE DE PRÁCTICAS ASPECTOS A

MEJORAR

SECCION 16''

Se perforo con una broca y con un BHA sección

16’’ N/A

Aprovechar la potencia hidráulica y altas ROP

Chalcana N/A

SECCION 12 1/4''

Control Parámetros Conglomerados N/A

Cambio de broca después de perforar

conglomerados y Napo N/A

Realizan dos viajes de calibración / perforando

conglomerados inferior y previo corrida de casing N/A

SECCION 8 1/2''

Viaje de calibración después de toma de registros N/A

Control f lujo del f luido de perforación (gpm) para

evitar daño a las arenas N/A

165

4.11. COMPARACIÓN POZO CON MAYOR NPT VS POZO CON

OPERACIONES ÓPTIMAS.

4.11.1. POZO CON MAYORES PROBLEMAS EN HORAS POR NPT


SECCIONES /

PRÁCTICAS

DESCRIPCIÓN PRACTICAS AUCA 9


SECCION 16''


interferencia con pozos cercanos al

inicio de la sección

Mantenimiento preventivo de las herramientas direccionales


altas ROP Chalcana Probar herramientas de superficie antes de bajarlas a fondo

SECCION 12

1/4''

Control Parámetros Conglomerados Aumentar la densidad previo a viajes de BHA a superficie

Acondicionamiento de hoyo en

puntos: apretados o de apoyo.

Tomar en cuenta la tendencia de cada formación de manera

de evitar excesivos trabajos deslizando disminuyendo así

DLS.

Uso de sistema RSS cuando haya

problemas en cuanto a la dirección del

pozo

Analizar uso de herramientas adicionales como

ensanchadores de pozo o reductores de torque para

disminuir puntos de contacto de BHA / si la complejidad del

pozo es alta usar un sistema RSS para toda la sección /

evitando así colgamientos de sarta

SECCION 8

1/2''

Corrida de registros sin problemas Realizar viaje de calibración después de corrida de registros.

Control del caudal del f luido (galones

por minuto) para evitar daño a las

arenas

N/A

166

4.11.2 POZO CON BUENAS PRÁCTICAS

Tabla 16: Descripción prácticas pozo Auca 11

SECCIONES /

PRÁCTICAS



SECCION 16''

Viaje de calibración previo corrida de casing

Revisión componentes importantes del

taladro


ROP Chalcana N/A

SECCION 12 1/4''

Controll Parámetros Conglomerados

N/A

3 Viaje cortos por 45 horas de perforación N/A

Ensamblaje sin mayores puntos de contacto

perforando con bajo torque N/A

SECCION 8 1/2''

Uso RSS para no desviarse del plan

direccional N/A

Control del f lujo del f luido de perforación

(gpm) para evitar daño a las arenas N/A

167

4.11.3. RESUMEN ÓPTIMAS PRÁCTICAS

Se los dos pozos presentados a continuación se describen las buenas

prácticas aplicadas en el pozo Auca 11 sumado a esto los aspectos a mejorar

del pozo Auca 9

Realizar viajes de calibración previa corrida de casing de manera que

este baje de forma libre.

Perforar con altos caudal de flujo ( gpm) y altas ROP la formación

chalcana evitando así el hinchamiento prematuro de la arcilla en la

sección de 16’’

Realizar viajes de calibración cumplida las 45 horas de perforación de

manera se asegurar un hoyo en buen calibre y con buena limpieza.

Usar BHA con menores puntos de contacto con el hoyo sumado a esto

usar herramientas en fondo que permitan determinar el arrastre y el

torque real del BHA de forma que se tenga como dato para futuros

pozos.

Realizar mantenimiento preventivo a las herramientas direccionales

sobre todo al MWD de acuerdo a un cronograma de horas de trabajo en

fondo de pozo.

Definir la tendencias de las formaciones de acuerdo a la configuración de

cada BHA como referencia para pozos futuros

Subir la densidad previa a viajes de BHA a superficie para compensar el

desbalance que sufre el pozo.

Usar sistema RSS de manera de alcanzar el objetivo principal (arena

productora), especialmente en la sección de 8.5’’

168

4.11.4. RESUMEN DETALLES OPERACIONES COMO TEMAS DE INVESTIGACION

Tabla 17 : Causas relevantes de NPT que pueden ser sujeto a estudio mas profundo para mejorar el estado de

arte y optimizar las operaciones de perforación

PROBLEMAS NPT

DS DF DB

Configuración de BHA con altos torque y arrastre Falta de concentración de inhibidores de arcillas

Abuso de parámetros de perforación en operaciones de rimado y liberación de sarta / falta de coordinación del

técnico partes involucrada

Investigar nuevo de brocas que permitan mejores ROP deslizando en formaciones duras.

Desviación de la objetivo planeado por tendencias de formación

Pega de tubería por hinchazón de arcilla

Configuración de BHA muy rígidas Curva de densidad menor (ppg) a lo requerido por el pozo

Falto de uso de RSS para alcanzar objetivos planeado y disminuir tortuosidad del pzoo.

Uso de lubricante menor a lo requerido para el trabajo direccional

Configuración de BHA con mayores puntos de contacto ( BHA full)

Tomar mayor consideración la prueba MBT.

169

4.12. VALOR ECONÓMICO NPT EN BASE AL COSTO DE

OPORTUNIDAD

El costo de oportunidad es el valor de la mejor inversión no realizada, en este

caso de lo relaciona con la producción de barriles de petróleos, la pérdida de

un día en las actividades de perforación por los NPT incide directamente en un

día de barri les de petróleos no producidos.

Cabe mencionar que el valor a pagar por la empresa de servicios no puede ser

mayor al valor del servicio préstamo de manera que esta no quiebre.

Primero se tomara como referencia el costo del taladro por día (dólares)

Tabla 18: Costos del taladro.

COSTO TALADRO X DIA 36589.44

COSTO TALADRO X HORA 1524.56

Se toma en cuenta las horas perdidas por NPT de las líneas de servicio

170

Tabla 19: Horas de NPT por las diferentes líneas de servicios

HORAS NPT POR LÍNEA

DS 164

DF 78.5

DB 38

TOTAL NPT (h) / (d) 280.5 11.69

A continuación se detalla la simbología a usar en las fórmulas para el cálculo de

costos:

Tabla 20: Simbología usada en formulas para calculo de costos

SIMBLOGIA FORMULAS

T COSTO TALADRO X DIA

Th COSTO TALADRO X HORA

Bp PROYECCION DE PRODUCCION DIARIA (bl/d)

bpope

COSTO X BARRIL PRODUCIDO ESTADO PAGA A

OPERADORA

Vbp

VALOR VENTA BARRIL CRUDO PROMEDIO POR PARTE

ESTADO AL EXTERIOR

NPT TOTAL NPT (h) / (d)

171

En este caso se toma una producción la cual espera que el pozo a perforar

produzca igual 385.89 bl /d, esto dato se calculo en base a un promedio de la

producción de pozos aledaños del campo Auca.

Tabla 21: valores para cálculo costo por oportunidad con expectativa de

producción del pozo en base a pozos aledaños.

DATOS PARA CÁLCULO COSTO OPORTUNIDAD

PROYECCION DE PRODUCCION DIARIA 385.89 bl/d

COSTO X BARRIL PRODUCIDO ESTADO PAGA A

OPERADORA ESTIMADO 18 $

VALOR QUE EL ESTADO EXPORTA EL BARRIL DE

CRUDO 100 $

Perdida empresa de servicios

Ec. 1.

Perdida Estado.

Ec. 2.

Ec. 3.

172

4.12.1. COSTOS NPT POR POZO.

Los valores de NPT por pozo se logran observar en la tabla # 2, las pérdidas

económicas por parte del estado son calculadas en base al costo de

oportunidad, no son valores absolutos más bien relativos.

El costo de oportunidad en este caso se relaciona a la no producción de barriles

de petróleo por parte de la empresa operadora lo que afecta económicamente a

los ingresos del estado.

Para el ahorro económico de los NPT se toma en consideración una reducción

de hasta 50 % en base a las mejoras de prácticas operacionales esto en base a

los criterios ya descritos para evitar el tiempo no deseado.

173

4.12.1.1. Pozo Auca 1.

Figura 103 : Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 1

7251.52

9976.9

0.00 5000.00 10000.00 15000.00

COSTOS POR NPT AUCA 1

PERDIDA ECONOMICA PARA LA EMPRESA DE SERVICIOS $

PERDIDAS ECONOMICAS PARA

EL ESTADO $

174

Figura 104 : Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 1

2494.22

4988.44

0.00 2000.00 4000.00 6000.00

AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE

SERVICIOS AUCA 1 AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT

AHORRO ECONOMICO REDUCCION 25 % NPT

1812.88

3625.76

0.00 1000.00 2000.00 3000.00 4000.00

AHORRO ECONOMICO PARA EL ESTADO AUCA 1



175

4.12.1.2. Pozo Auca 2.

Figura 105: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 2

59330.59

81629.0

0.00 50000.00 100000.00



PERDIDAS ECONOMICAS PARA EL ESTADO $

176


20407.25

40814.49

0.00 20000.00 40000.00 60000.00

AHORRO ECONOMICO EMPRESA DE SERVICIOS

AUCA 2



14832.65

29665.29

0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00




177

4.12.1.3. Pozo Auca 3.


63285.96

87070.9

0.00 50000.00 100000.00



PERDIDAS ECONOMICAS PARA

EL ESTADO $

178

Figura 108: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 3

21767.73

43535.46

0.00 20000.00 40000.00 60000.00


AUCA 3 AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 50 % NPT

AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 25 % NPT

15821.49

31642.98

0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00




179

4.12.1.4. Pozo Auca 4.

Figure 109: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 4

63945.19

87977.9

0.00 50000.00 100000.00




180


21994.48

43988.95

0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00 50000.00



AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 25 % NPT

15986.30

31972.59

0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00




181

4.12.1.5. Pozo Auca 7.


32961.44

45349.4

0.00 20000.00 40000.00 60000.00




182


11337.36

22674.72

0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00 25000.00


SERVICIOS



8240.36

16480.72

0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00

AHORRO ECONOMICO PARA

EL ESTADO AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 50 % NPT

AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 25 % NPT

183

4.12.1.6. Pozo Auca 8.


19117.63

26302.7

0.00 10000.00 20000.00 30000.00




184


6575.67

13151.34

0.00 4000.00 8000.00 12000.00


AUCA 8 AHORRO ECONOMICO REDUCCION 50 % NPT


4779.41

9558.82

0.00 5000.00 10000.00 15000.00


AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 50 % NPT

AHORRO ECONOMICO

REDUCCION 25 % NPT

185

4.12.1.7. Pozo Auca 9.


91632.80

126071.4

0.00 50000.00 100000.00 150000.00




186

Figure 116: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 9

31517.86

63035.72

0.00 20000.00 40000.00 60000.00 80000.00




22908.20

45816.40

0.00 10000.00 20000.00 30000.00 40000.00 50000.00




187

4.12.1.8. Pozo Auca 10.


32302.21

44442.4

0.00 20000.00 40000.00 60000.00




188

Figure 118: Ahorro económico por reducción de los NPT pozo Auca 10

11110.61

22221.22

0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00 25000.00


SERVICIOS AUCA 10



8075.55

16151.10

0.00 5000.00 10000.00 15000.00 20000.00

AHORRO ECONOMICO PARA

EL ESTADO AUCA 10



189

4.13. PORCENTAJES DE TIEMPO DE NPT CON RESPECTO AL

TIEMPO DE PERFORACIÓN

Tabla 22: Porcentaje de NPT de las líneas esenciales (DS, DB, DF) con

respecto al tiempo de perforación

POZOS NPT

TOTALES (h) (DS-DF-DB)

NPT (d) TIEMPO

PERFORACIÓN

PORCENTAJE NPT RESPECTO AL TIEMPO

PERFORACIÓN (%)

AUCA 1 5.5 0.23 12.5 1.83

AUCA 2 45 1.88 16 11.72

AUCA 3 48 2.00 14.71 13.60

AUCA 4 48.5 2.02 18 11.23

AUCA 7 25 1.04 18.36 5.67

AUCA 8 14.5 0.60 13.24 4.56

AUCA 9 69.5 2.90 19.79 14.63

AUCA 10 24.5 1.02 16.81 6.07

AUCA 11 0 0.00 14.98 0.00

AUCA 12 0 0.00 13.27 0.00

190

CAPÍTULO V

191

5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

5.1. CONCLUSIONES

1. Es posible reducir los NPT al tomar medidas técnicas, y aplicar

sistemas gestión de calidad, ambiental, operacional , de seguridad

industrial y de gestión de activos

2. Los Tiempos no productivos determinados en este estudio suceden por

las causas indicadas tabla #17, se resumen en causas operacionales,

de gestión y causas debidas a la geología. Las dos primeras son

controlables por los profesionales que activan una perforación.

3. La experticia de los profesionales incide en la mayor o menor cantidad

de NPT.

4. El porcentaje de pérdida de los NPT está entre el rango de las

operaciones de perforaciones según en la tabla # 22. Entre el 1.8 %

hasta el 14.7 %

5. La mayor línea que presento NPT fue la de DS, esto se debe a la suma

de problemas de direcciones por las tendencias de BHA, fallas de MWD

y problemas en cuanto configuración del BHA (torque y arrastre) .

6. La línea DF presenta NPT por fuertes rimado atribuidos a falta de

densidad, configuraciones de BHA, pega de tubería (hinchazón de

arcilla) y falta de concentraciones de inhibidores especialmente de

arcillas.

7. la línea de DB presenta pocas NPT a comparación de las otras líneas,

la mayoría de estas se debe a falta de control de los parámetros en las

operaciones de rimados (RPM) sumado a fuertes golpes por martillo

hidráulico por atascamiento de tubería lo cual ocasiona severos daños a

la broca,

192

8. Usar pozos offset como referencia para perforar futuros pozos es

indispensable dentro de la perforación ya que permite mejorar las

prácticas operativas además prevenir eventos no deseados NPT.

Los pozos offset deben ser elegidos de acuerdo al perfil del pozo y de

su dirección para que al momento de realizar respectivas

comparaciones se tengan datos reales para aplicar al pozo a perforar.

9. El tiempo de perforación de un pozo se puede disminuir

considerablemente si se corren menos BHA y brocas por sección, esto

tiene que ver con un plan direccional y de brocas de forma adecuada

pero que se debe ir actualizando constantemente de acuerdo a los

problemas, aciertos, conocimiento mayor del campo a medida que se

perfora los pozos, de forma que a la larga los tiempos no productivos

van a ser menores.

193

5.2. RECOMENDACIONES

1. En las herramientas direccionales es necesario realizar un esquema

preventivo de acuerdo a las horas de trabajo de cada herramienta de

manera de evitar fallas, para evitar problemas de arrastre y torque en la

actualidad hay herramientas tecnológicas de fondo que permiten

determinar los problemas en fondo lo que permite realizar mejoras

continuas de la configuración de BHA.

2. Cuando no se cuente con presiones de poros que permitan

desarrollar una curva de densidad adecuado se debe realizar la misma

en base a experiencias de pozos offset, además usar la concentración

necesario de inhibidores y/o estabilizadores dependiendo de las

formaciones que existan en cada sección ( Chalcana – tiyuyacu

inhibidores arcillas / Orteguaza – lutitas Napo inhibidores de lutitas)

3. Cuando se trabaje con parámetros de rimado y golpes de martillo

hidráulico es necesario que el técnico de brocas coordine o indique los

máximos parámetros permitidos para trabajar con cada tipo de broca,

de manera de evitar daños a la misma,

4. Después de cada sección es de gran provecho una revisión del

desempeño de las líneas involucradas de manera de determinar las

posibles resoluciones a los problemas presentados para aplicarlos a

pozos futuros.

5. Un departamento de optimización de perforación es indispensable ya

que permite definir óptimos parámetros de perforación y definir offset

adecuado, además permite un proceso de mejora continua en las

operaciones de perforación.

6. Llevar indicadores de rendimiento de las deferentes líneas de

producto es necesario ya que permite un proceso de mejora continua

194

además ayuda a entender el desempeño de cada pozo en las diferentes

líneas de servicios.

7. Desarrollar una cultura de optimización de perforación que permita

disminuir tiempos no productivos, aumentar las ROP, reducir días de

perforación, entre la empresa de servicios y la compañía operadora de

forma que haya una relación beneficiosa entre las ambas empresas que

ayude a innovar constantemente.

8. La empresa operadora debe desarrollar una política en cuanto a la

reducción de NPT pero que abarque todos sus campos como

consecuencia el principal beneficiario va a ser el estado ecuatoriano ya

que se ayudara a cumplir las metas de producción de barriles de

petróleo anuales por ende el estado exportara mayor cantidad de

barriles de petróleo anualmente.

9. Investigar y probar otro tipo de brocas (mixtas: PDC + Triconica) para

perforar conglomerados de tituyacu que permitan de tener ROP

mayores en estas formaciones abrasivas.

10. Probar la tecnología Sísmica cuando se perfora (SWD), es un

sistema similar al de MWD, lo que permitirá actualizar en tiempo real el

objetivo principal y secundarios (arenas productoras), además ayudara

a definir de mejor manera los estratos donde haya mayor cantidad de

hidrocarburos rentables comercialmente.

195

GLOSARIO

I. BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de fondo de pozo)

II. BOP: Blow Out Preventer

III. BPD: Barril por día o bl/d.

IV. DB: Drilling bits.

V. DF: Drilling fluids

VI. DLS: Dog Legs Severity

VII. DS: Drilling Servicies

VIII. GPM: unidad de medida galones por minuto.

IX. KOP: Kick Off point, la profundidad a la cual el pozo es desviado de la

vertical.

X. LIBRA: Es una unidad de medida de peso (lb).

XI. LWD: Logging While Drilling.,

XII. MWD: Measurement While Drilling

XIII. NPT: Non-Productive Time

XIV. ORTEGUAZA: Formación geológica presente en la Cuenca oriente

formada mayormente por lutitas.

XV. PAM: Petroamazonas

XVI. PDC: (polycrystaline Diamond Compact) tipo de brocas, son

conocidas asi porque diamantes son usados en de superficie de la

misma como cortadores.

XVII. PIE (‘): Una de medida referente a la profundidad del pozo.

XVIII. POOH: Pull Out of Hole, referente a sacar BHA fuera del pozo o viaje

intermedios de calibración de abajo hacia arriba

XIX. PPG: unidad de medida (ingles) libras por galón.

196

XX. PULGADA (“): unidad de medida usada en diámetros de las

secciones y herramientas usadas en fondo del pozo.

XXI. RIH: Run In Hole, referente a introducir BHA dentro del pozo o viajes

intermedios de calibración de arriba hacia abajo.

XXII. ROP: rata de penetración.

XXIII. RPM: Revolutions por minute.

XXIV. RSS: Rotary Steerable Systems

XXV. Survey: la medición de la inclinación y dirección del pozo en una

profundidad particular.

XXVI. TD: Total Depth

XXVII. TDS: Top Drive System

XXVIII. TIYUYACU: Formación geología presente en la Cuenca oriente

fomrada mayormente por arci llas que consta de dos cuerpos

adicionales conglomerados superior e inferior.

XXIX. TRICONICA: tipo de brocas compuestos por conos de rodillos ( roller

Cone) motiva por el cual se conoce por aquel nombre.

XXX. VS: Vertical Section o desplazamiento horizontal.

XXXI. WOB: Weight on Bit

197

BIBLIOGRAFÍA

Baker Hughes. (2009). Anti-vibrations practices rotary BHA. Houston,

USA: Cristhensen.

Baker Hughes. (2008). Drilling Academy (Vol. 1). (INTEQ, Ed.) INTEQ.

Baker Hughes. (2004). Presentación brocas triconicas. Houston:

Cristhensen.

Carrilo, I. (2014). Optimización de la perforación de pozos direccionales

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