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UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
Estudio del Límite Técnico en la perforación de pozos en el Campo Tambococha del
Bloque 43
Trabajo de Investigación previo a la obtención del Título de Ingeniero de Petróleos
AUTORES:
Cabrera Benavides Johan David
Calva Sánchez Lilian Marilyn
TUTOR:
Ing. Sergio Augusto Lira González
Junio, 2019
QUITO – ECUADOR
ii
DERECHOS DE AUTOR
Nosotros Cabrera Benavides Johan David y Calva Sánchez Lilian Marilyn , en calidad de
autores y titulares de los derechos morales y patrimoniales del trabajo de titulación “Estudio del
Límite Técnico en la perforación de pozos en el Campo Tambococha del Bloque 43”
modalidad Estudio Técnico, de conformidad con el Art.114 del CÓDIGO ORGÁNICO DE LA
ECONOMÍA SOCIAL DE LOS CONOCIMIENTOS, CREATIVIDAD E INNOVACIÓN,
concedemos a favor de la Universidad Central del Ecuador una licencia gratuita, intransferible y
no exclusiva para el uso no comercial de la obra, con fines estrictamente académicos. Conservamos
a nuestro favor todos los derechos de autoría sobre la obra, establecidos en la normativa citada.
Así mismo, autorizamos a la Universidad Central del Ecuador para que realice la digitalización
y publicación de este trabajo de titulación en repositorio virtual, de conformidad a lo dispuesto en
el Art. 144 de la Ley Orgánica de Educación Superior.
Declaramos que esta obra objeto de la presente autorización es original en su forma de expresión
y no infringe el derecho de autoría de terceros, asumiendo la responsabilidad por cualquier
reclamación que pudiera presentarse por esta causa y liberando a la Universidad de toda
responsabilidad
Cabrera Benavides Johan David. Calva Sánchez Lilian Marilyn.
040157735-8 150096235-0
iii
APROBACIÓN DEL TUTOR
En mi calidad de Tutor del Trabajo de Titulación, presentado por JOHAN DAVID CABRERA
BENAVIDES y LILIAN MARILYN CALVA SÁNCHEZ, para optar el Título de Ingeniero de
Petróleos; cuyo título es: ESTUDIO DEL LÍMITE TÉCNICO EN LA PERFORACIÓN DE
POZOS EN EL CAMPO TAMBOCOCHA DEL BLOQUE 43, considero que dicho trabajo
reúne los requisitos y méritos suficientes para ser sometido a la presentación pública y evaluación
por parte del tribunal examinador que se designe.
En la ciudad de Quito, a los 17 días del mes de junio de 2019.
__________________________________
Ing. Sergio Augusto Lira González
DOCENTE-TUTOR
C.C. 175706526-1
iv
DEDICATORIA
A DIOS que me dio la fuerza, sabiduría, sencillez, amor y decisión para
poder cumplir cada una de mis metas y que siempre estará ahí cuando lo
necesite.
A mis padres José Cabrera y Mireya Benavides por apoyarme en todo
momento y creer en mí en cada paso que di desde pequeño.
A mis hermanos Sebas y Daniel que pese a las peleas siempre estaban
ahí para brindarme su mano,
A Mamita Tere que día a día me dio su bendición para poder cumplir
mis sueños.
A mis tíos Henry, Jessy, Vero por cada uno de sus consejos que me dieron
durante mi vida para llegar a ser una gran persona.
A mis sobrinos Janis, Mateo y Saúl que con sus locuras me sacaron
siempre una sonrisa y me demostraron el valor fundamental de un amor
puro y verdadero.
A Lisseth por apoyarme en los momentos más difíciles y estar a mi lado
día a día apoyándome en cada una de las decisiones tomadas, por
mostrarme su amor incondicional cada hora, minuto, segundo.
Johan C.
v
DEDICATORIA
A Dios por guiar mi camino y darme sabiduría para tomar las mejores
decisiones.
A mis padres José Calva y Yolanda Sánchez por brindarme su amor y
respaldo en momentos difíciles, gracias a su apoyo esto fue posible los amo.
A mis hermanas Mónica, Marcia y Tanya, gracias por ser las mejores
hermanas del mudo, por sus palabras de apoyo y por demostrarme que no
estoy sola, que siempre cuento con su apoyo.
A Josué mi amado hijo, por ser mi inspiración, contigo aprendí que cada
día puedo ser mejor, gracias por llegar a mi vida, este logro es de los dos.
A Harold, a sus padres Patricio Gordon e Inés Merizalde y en especial
a su abuelita Lupe, por su cariño y ayuda para culminar mis últimos años
de estudio.
Lilian C.
vi
AGRADECIMIENTO
Agradecemos al departamento de perforación de la empresa pública
Petroamazonso EP, por las facilidades brindadas para el desarrollo de
nuestro estudio técnico, en especial al Ing. Diego Molina quien nos dedicó
su tiempo durante el desarrollo del nuestro proyecto.
A la Universidad Central del Ecuador, facultad de Ingeniería en
Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, por abrirnos sus puertas para
nuestra formación académica.
Al nuestro tutor Ing. Sergio Lira y cotutora Ing. Marcia Rosero, por
ayudarnos con la realización de este proyecto.
A los docentes de nuestra quería facultad que día a día compartieron
sus conocimientos para formarnos como buenos profesionales.
Agradecemos a nuestras familias que siempre estuvieron ahí dándonos
su apoyo incondicional en cada momento.
A nuestros amigos que nos apoyaron en los buenos y malos momentos,
motivándonos seguir adelante en cumplimiento de nuestro objetivo en
común.
vii
ÍNDICE DE CONTENIDO
LISTA DE TABLAS .................................................................................................................. x
LISTA DE FIGURAS .............................................................................................................. xii
LISTA DE GRÁFICAS .......................................................................................................... xiii
LISTA DE ANEXOS ............................................................................................................... xv
ABREVIATURAS Y SIGLAS .............................................................................................. xvii
GLOSARIO ............................................................................................................................. xix
RESUMEN .............................................................................................................................. xxi
ABSTRACT ........................................................................................................................... xxii
CAPÍTULO I. GENERALIDADES .......................................................................................... 1
1.1.Introducción ..................................................................................................................... 1
1.1.Planteamiento del problema ............................................................................................. 1
1.2.Objetivos .......................................................................................................................... 2
1.2.1.Objetivo general ........................................................................................................... 2
1.2.2.Objetivos específicos .................................................................................................... 2
1.3.Justificación e importancia ............................................................................................... 2
1.4.Entorno del estudio .......................................................................................................... 3
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO ......................................................................................... 5
2.1.Marco referencial ............................................................................................................. 5
2.1.1.Ubicación geográfica del Bloque 43 ............................................................................ 5
2.1.2.Antecedentes históricos ................................................................................................ 6
2.1.3.Estructuras y su evolución ............................................................................................ 7
2.1.4.Características estratigráficas ..................................................................................... 10
2.1.5.Características litológicas del reservorio .................................................................... 10
2.2.Marco Conceptual .......................................................................................................... 11
2.2.1.Límite Técnico............................................................................................................ 11
viii
2.2.2.Energía especifica mecánica....................................................................................... 15
2.2.3.Perforación direccional ............................................................................................... 17
2.2.4.Diseño del programa de perforación .......................................................................... 19
2.2.5.Brocas ......................................................................................................................... 21
2.2.7.Fluidos de perforación ................................................................................................ 22
2.2.8.Cementación ............................................................................................................... 23
2.2.9.Casing ......................................................................................................................... 25
CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO ....................................................................... 29
3.1. Tipo de estudio .............................................................................................................. 29
3.2. Universo y muestra ....................................................................................................... 29
3.2.1. Universo .................................................................................................................... 29
3.2.2. Muestra ...................................................................................................................... 29
3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos ................................................... 30
3.4. Procesamiento y análisis de información ...................................................................... 31
3.4.1. Información general de los pozos .............................................................................. 31
3.4.2. Criterios de clasificación ........................................................................................... 32
3.4.2. Selección de pozos .................................................................................................... 35
3.5. Análisis de resultados .................................................................................................... 38
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE TIEMPOS DE PERFORACIÓN ......................................... 40
4.1. Análisis de tiempos productivos ................................................................................... 40
4.1.1. Identificación de tiempos planos ............................................................................... 41
4.1.2. Identificación de tiempos de perforación. ................................................................. 58
4.2. Análisis de tiempo no productivo (NPT). ..................................................................... 61
CAPÍTULO V. LÍMITE TÉCNICO ........................................................................................ 63
5.1. Determinación del Límite Técnico ................................................................................ 63
ix
5.1.1. Límite técnico para el Grupo I, pozos horizontales, Tambococha A ........................ 64
5.1.2. Límite técnico para el Grupo II, pozos horizontales, Tambococha D ....................... 69
5.1.3. Límite técnico para el Grupo III, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de
30° a 60°, Tambococha A ...................................................................................................... 74
5.1.4. Límite Técnico para el Grupo IV, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de
30° a 60°, Tambococha D ...................................................................................................... 79
5.1.3. Límite técnico para el Grupo V, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación
mayor a 60°, Tambococha A ................................................................................................. 84
5.1.6. Limite técnico para el Grupo VI, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación
mayor a 60°, Tambococha D. ................................................................................................ 89
5.2. Identificación de los problemas en la perforación de pozos ......................................... 94
5.2.1. Tiempo no productivo, Tambococha A ..................................................................... 94
5.2.2. Tiempo no productivo, Tambococha D ................................................................... 100
CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................... 107
6.1. CONCLUSIONES ...................................................................................................... 107
6.2. RECOMEDACIONES ................................................................................................ 108
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ................................................................................... 110
ANEXOS ................................................................................................................................ 112
Anexo 1. Análisis de tiempos de perforación .................................................................... 112
x
LISTA DE TABLAS
Tabla 3. 1. Pozos Perforados en el Campo Tambococha ........................................................ 30
Tabla 3. 2. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA A) ....................... 31
Tabla 3. 3. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA D) ....................... 32
Tabla 3. 4. Clasificación de los grupos para el análisis de tiempos del Campo Tambococha 35
Tabla 3. 5. Características del Grupo I .................................................................................... 35
Tabla 3. 6. Características del Grupo II .................................................................................. 36
Tabla 3. 7. Características del Grupo III ................................................................................. 36
Tabla 3. 8. Características del Grupo IV ................................................................................. 37
Tabla 3. 9. Características del Grupo V .................................................................................. 37
Tabla 3. 10. Características del Grupo VI ............................................................................... 38
Tabla 4. 1. Tiempo de POOH, Grupo I ................................................................................... 45
Tabla 4. 2. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 16” ..................................................... 46
Tabla 4. 3. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 12 1/4” ............................................... 48
Tabla 4. 4. Tiempo de RIH en corrida de casing, Grupo I ...................................................... 49
Tabla 4. 5. Eventos durante la corrida de casing 13-3/8 in, Grupo I ....................................... 51
Tabla 4. 6. Eventos durante la corrida de casing 9-5/8”, Grupo I ........................................... 52
Tabla 4. 7. Tiempo de RIH en hasta tope de cemento, Grupo I .............................................. 53
Tabla 4. 8. Cálculo de la MSE, Grupo I, Sección 16” ............................................................ 60
Tabla 4. 9. Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4” ....................................................... 61
Tabla 4. 10. . Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4” ................................................... 61
Tabla 5. 1.Tiempos de perforación, Grupo I ........................................................................... 64
Tabla 5. 2.ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo I .................................. 65
Tabla 5. 3.Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo I ......................................................... 65
Tabla 5. 4. Tiempos de perforación, Grupo II ......................................................................... 69
Tabla 5. 5. ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo II ................................ 70
Tabla 5. 6. Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo II ....................................................... 70
Tabla 5. 7.Tiempos de perforación, Grupo III ........................................................................ 74
xi
Tabla 5. 8.ROP y formaciones atravesadas , Grupo III ........................................................... 75
Tabla 5. 9.Puntos de casing, Grupo III .................................................................................... 75
Tabla 5. 10. Tiempos de perforación, Grupo IV ..................................................................... 79
Tabla 5. 11. ROP y formaciones atravesadas, Grupo IV ........................................................ 80
Tabla 5. 12. Puntos de casing, Grupo IV ................................................................................ 80
Tabla 5. 13.Tiempos de perforación, Grupo V ....................................................................... 84
Tabla 5. 14. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo V ............................... 85
Tabla 5. 15.Puntos de casing, Grupo V ................................................................................... 85
Tabla 5. 16.Tiempos de Perforación, Grupo VI ...................................................................... 89
Tabla 5. 17. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo VI .............................. 90
Tabla 5. 18.Puntos de casing, Grupo VI ................................................................................. 90
Tabla 5. 19.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A ..... 97
Tabla 5. 20. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema
eléctrico, Tambococha A ......................................................................................................... 99
Tabla 5. 21.Información de los pozos con problemas relacionados a la cementación,
Tambococha A ....................................................................................................................... 100
Tabla 5. 22.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D ... 103
Tabla 5. 23. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema
eléctrico, Tambococha A ....................................................................................................... 106
Tabla 5. 24. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema
eléctrico, Tambococha A ....................................................................................................... 106
xii
LISTA DE FIGURAS
Figura 1. Ubicación del Bloque 43 ........................................................................................... 5
Figura 2. Zona Ampliada de los Campos del Bloque 43 .......................................................... 6
Figura 3. Mapa estructural: Tren Ishpingo-Tambococha y Tipuni ........................................... 8
Figura 4.Campo Tiputini-Tambococha: Sección sísmica PE-91-38 ......................................... 9
Figura 5 .Campo Tambococha: sección sísmica PE-91-75 ....................................................... 9
Figura 6. Relación entre el Límite Técnico y Tiempo Removible .......................................... 12
Figura 7. Acumulación de recortes en zonas de inclinación de un pozo direccional.............. 34
xiii
LISTA DE GRÁFICAS
Gráfica 3. 1. Selección de las tendencias similares de profundidad medida total (MD), Pozos
horizontales, Tambococha A .................................................................................................... 33
Gráfica 4. 1. Tiempos de perforación, Grupo I ....................................................................... 40
Gráfica 4. 2. Tiempo en armado de BHA, Grupo I ................................................................. 42
Gráfica 4. 3. Tiempos en desarmar BHA, Grupo I ................................................................. 44
Gráfica 4. 4. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 16” ........................................................... 45
Gráfica 4. 5. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 12 1/4” .................................................... 47
Gráfica 4. 6. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 8 1/2” ...................................................... 48
Gráfica 4. 7. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 13 3/8” .......................................................... 50
Gráfica 4. 8. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 9 5/8” ............................................................ 51
Gráfica 4. 9. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 13- 3/8” ........................................... 54
Gráfica 4. 10. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8” ........................................... 55
Gráfica 4. 11. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo I ............. 56
Gráfica 4. 12. Tiempo en toma de GYRO, Grupo I ................................................................ 57
Gráfica 4. 13. Tiempo en RIG Servicie, Grupo I .................................................................... 58
Gráfica 4. 14. Tiempo de perforación, Grupo I ...................................................................... 59
Gráfica 4. 15. Tiempo de circulación, Grupo I ....................................................................... 59
Gráfica 4. 16. Tiempo no productivo, Grupo I ....................................................................... 62
Gráfica 5. 1. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo I .......................................................... 68
Gráfica 5. 2. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo I ..................................................... 68
Gráfica 5. 3. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo II ......................................................... 73
Gráfica 5. 4 Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo II ..................................................... 73
Gráfica 5. 5. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo III ........................................................ 78
Gráfica 5. 6. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo III ................................................... 78
Gráfica 5. 7. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo IV ....................................................... 83
Gráfica 5. 8. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo IV .................................................. 83
Gráfica 5. 9. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo V ......................................................... 88
xiv
Gráfica 5. 10. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo V .................................................. 88
Gráfica 5. 11. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo VI ..................................................... 93
Gráfica 5. 12. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo VI ................................................ 93
Gráfica 5. 13. Porcentaje de NPT por pozos, Tambococha A ................................................ 95
Gráfica 5. 14. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A.......... 96
Gráfica 5. 15. Porcentaje de NPT por pozo, Tambococha D. ............................................... 101
Gráfica 5. 16. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D........ 102
xv
LISTA DE ANEXOS
Tabla 6. 1. Tiempo de POOH, Grupo II ................................................................................ 113
Tabla 6. 2. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo II ................................................. 114
Tabla 6. 3 Tiempo de RIH Tope cemento ............................................................................. 114
Tabla 6. 4. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo II .............................................. 115
Tabla 6. 5. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8”, Grupo II ............................... 115
Tabla 6. 6. Tiempo de DRILLOUT, Grupo II. ...................................................................... 116
Tabla 6. 7. Tiempo de POOH, Grupo III .............................................................................. 117
Tabla 6. 8. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo III ................................................ 118
Tabla 6. 9. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III ............................................................ 118
Tabla 6. 10. Tiempo de cementación, Grupo III ................................................................... 119
Tabla 6. 11. Tiempo de DRILLOUT, Grupo III ................................................................... 119
Tabla 6. 12. Tiempo de POOH, Grupo IV ............................................................................ 122
Tabla 6. 13. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo IV .............................................. 122
Tabla 6. 14. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo IV .......................................................... 123
Tabla 6. 15. Tiempo de cementación, Grupo IV ................................................................... 123
Tabla 6. 16. Tiempo de DRILLOUT, Grupo IV. .................................................................. 124
Tabla 6. 17. Tiempo de Gyro, Grupo IV ............................................................................... 124
Tabla 6. 18. Tiempo de POOH, Grupo V .............................................................................. 126
Tabla 6. 19. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo V ............................................... 126
Tabla 6. 20. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III ......................................................... 127
Tabla 6. 21. Tiempo de cementación, Grupo V .................................................................... 127
Tabla 6. 22. Tiempo de DRILLOUT, Grupo V. ................................................................... 128
Tabla 6. 23. Tiempo de POOH, Grupo VI ............................................................................ 130
Tabla 6. 24. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo VI .............................................. 130
Tabla 6. 25. Tiempo de RIH Tope Cemento, Grupo VI ........................................................ 131
Tabla 6. 26. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo VI ........................................... 131
Tabla 6. 27. Tiempo de DRILLOUT, Grupo VI ................................................................... 132
xvi
Gráfica 6.1. Tiempo en armado de BHA, Grupo II .............................................................. 112
Gráfica 6.2. Tiempo para desarmar BHA, Grupo II ............................................................. 113
Gráfica 6. 3. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II .......... 116
Gráfica 6. 4. Tiempo en armar y desarmar BHA, Grupo III ................................................ 117
Gráfica 6. 5. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo III ......... 120
Gráfica 6. 6. Tiempo en armado de BHA ............................................................................ 121
Gráfica 6. 7. Tiempo para desarmar BHA, Grupo III .......................................................... 121
Gráfica 6. 8. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo IV ......... 125
Gráfica 6. 9. Tiempo en armar y quebrar BHA, Grupo V ................................................... 125
Gráfica 6. 10. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II ........ 128
Gráfica 6. 11. Tiempo en armado de BHA, Grupo VI ......................................................... 129
Gráfica 6. 12. Tiempo para desarmar BHA, Grupo VI ........................................................ 129
xvii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
BHA: Bottom Hole Assembly (Ensamblaje de Fondo).
BOP: Blow Out Preventor (Preventor de Reventones).
D&M: Drilling and Measurement.
DL: Dog Leg ( Pata de Perro).
DTL: Drilling The Limit ( Límite Técnico).
ECD: Equivalent Circulating Density (Densidad Equivalente de Circulación).
Es: Specific Energy ( Energía Especifica Mecánica)
IADC: International Association of Drilling Contractors (Asociación Internacional de
bbfgbgbContratistas de Perforación).
ILT: Invisible Lost Time (Tiempo perdido invisible).
KOP: Kick of point ( Punto de la desviación).
LWD: Logging While Drilling (Registrando Mientras se Perfora).
MD: Measured Depth ( Profundidad Medida, ft).
MWD: Measure Depth (Profundida Medida).
NPT: No Production Time (Tiempo no productivo).
PAD: Plataforma
PDC: Polycrystalline Diamond Compact ( Compacto de Diamante Policristalino )
POOH: Pull out of hole ( Sacar del pozo )
PSI: Pounds square inch (Libras pulgadas cuadradas)
RIH: Running in hole (Introducir en el pozo )
xviii
ROP: Rate of Penetration ( Tasa de penetración)
RPM: Revoluciones por minuto
RSS: Rotary Steerable System (Sistema direccional Rotario)
TVD: True Vertical Depth (Profundidad vertical verdadera, ft).
VS: Vertical Secction (Sección Vertical).
WOB: Weight On Bit (Peso sobre la broca)
WOC: Wait on Cement (Tiempo de espera hasta que fragüe el cemento).
xix
GLOSARIO
Acimut: La dirección magnética de un levantamiento direccional o del pozo, como la planificada
o medida con un levantamiento direccional. (SCHLUMBERGER, 2018).
Cara de la Herramienta: (Tool Face) Es el lugar sobre la herramienta que es señalado con una
línea de marca y posicionado hacia una orientación específica mientras se perfora para determinar
el curso del pozo (Izurieta, 2014).
Coordenadas en Superficie: Localización geográfica en superficie del punto donde inicia las
operaciones de perforación (Izurieta, 2014).
Coordenadas Geográficas: Sistema que usa las dos coordenadas angulares, de latitud (Norte y
Sur) y longitud (Este y Oeste) como referencia para determinar la posición geográfica (Izurieta,
2014).
Coordenadas Objetivo: (Target) Es el punto exacto posicionado geográficamente que sirve de
guía para definir la trayectoria del pozo (Izurieta, 2014).
Inclinación: Es una desviación que existe respecto a su vertical, sin importar la dirección
magnética, se expresa en grados.
Latitud: Distancia entre un punto cualquiera de la superficie terrestre y el Ecuador, medida sobre
el meridiano que pasa por ese punto. Es expresada en grados, minutos y segundos a partir de 0° en
el Ecuador, hasta 90° en los polos (Izurieta, 2014).
Longitud: Distancia existente entre un punto de la superficie de la Tierra y el meridiano de
Greenwich; medida sobre el paralelo que pasa por el punto. Expresado en grados, minutos y
segundos a partir de 0° en el meridiano de Greenwich hasta 180° para el este, como para el oeste
(Izurieta, 2014).
Es: (Specific Energy) Se define como la energía necesaria para perforar un volumen unitario de
roca.
xx
Norte Magnético: Dirección horizontal del campo magnético de la Tierra en un punto
determinado de la Tierra (Izurieta, 2014).
Norte Verdadero: Dirección Geográfica del polo norte en la cual se encuentra el eje de rotación
de la tierra (Izurieta, 2014).
Pad: práctica de perforación que permite la perforación de múltiples pozos desde una sola pieza
compacta conocida como plataforma (OilScams.org, 2018).
Pata de Perro (DL): (Dog Leg) Es la curvatura total del pozo (cambios de inclinación y dirección
entre los puntos tomados del survey) (Izurieta, 2014).
Profundidad Media (MD): (Measured Depth) Es la profundidad medida que va desde superficie
hasta la formación objetivo.
Profundidad Total (PT): Es la distancia final a la cual se llega en el pozo perforado, y puede
medírsela en MD y en TVD (Izurieta, 2014).
Profundidad Vertical Verdadera (TVD): (True Vertical Depth) Es la profundidad en vertical
medida desde superficie hasta la formación objetivo, esta profundidad siempre será menor al MD.
Punto de inicio (KOP): (Kick Off Point) Es el punto de desvío o la profundidad a la cual el pozo
es comenzado a ser desviado en una dirección determinada (Izurieta, 2014).
Rig service: equipos de servicio de la industria petrolera. Servicios petroleros.
Sección Tangente: Sección en la que se mantiene el ángulo máximo de inclinación alcanzado
durante la construcción de ángulo (Izurieta, 2014).
Sección Vertical: Desviación horizontal del pozo, proyectada en el plano vertical para una
profundidad dada en cualquier instante (Izurieta, 2014).
Severidad de la Pata de Perro (DLS): (Dog Leg Severity) Medida de la pata de perro
normalizada a un intervalo de 100 ft (Izurieta, 2014).
xxi
TITULO: Estudio del Límite Técnico en la perforación de pozos en el Campo Tambococha del
Bloque 43.
Autores: Johan David Cabrera Benavides
Lilian Marilyn Calva Sánchez
Tutor: Ing. Sergio Augusto Lira González
RESUMEN
El presente estudio se fundamenta en la metodología de límite técnico como herramienta para la
planificación de pozos del Campo Tambococha. Esta metodología, empleada por la Compañía
Shell, tiene como objetivo optimizar el rendimiento al trabajar desde un punto de perfección
permitiendo al Ingeniero de Perforación identificar oportunidades de mejora para la elaboración
de sus respectivos programas.
Este análisis se realizó en los 33 pozos perforados en el Campo Tambococha hasta el año 2018,
divididos en 6 grupos de correlación, considerado su plataforma de origen, tipo de pozo,
profundidad total, objetivo principal de producción y máxima desviación. Posteriormente se
realizó un análisis detallado por actividades y sub actividades efectuadas en cada una de las tres
secciones perforadas. Después, con los datos obtenidos se realizó el pozo base del límite técnico,
el cual es presentado en una gráfica de “profundidad vs tiempo” y representa los menores tiempos
de operación de cada actividad y sub actividad. Finalmente se identificaron y tabularon los tiempos
perdidos visibles e invisibles que permitieron resaltar los puntos donde existen oportunidades de
mejora para la perforación de nuevos pozos.
PALABRAS CLAVES: LÍMITE TÉCNICO, TIEMPOS DE PERFORACIÓN, PERFORACIÓN
DIRECCIONAL.
xxii
TITLE: Study of the Technical Limit in the drilling of wells in the Tambococha Field of Block
43.
Authors: Johan David Cabrera Benavides
Lilian Marilyn Calva Sánchez
Tutor: Ing. Sergio Augusto Lira González
ABSTRACT
This technical study is based on the Drilling The Limit (DTL) philosophy as a tool for well drilling
planning in the Tambococha Field. The main objective of this study is to optimize the performance
of the rig allowing the Drilling Engineers to unlock opportunities and contribute positively to the
planning of the new wells.
The 33 wells drilled in Tambococha field were initially divided into six groups considering the
pad, well type, total depth, production target zone, and maximum deviation angle. Once, a detailed
analysis of activities and sub activities were carried out a plot “Depth vs Drilling Time” was
designed in order to show the best operation times in every well section. Finally, the inefficient
times detected (Non Productive Time and Invisible times) became opportunities to improve the
drilling performance of the new wells.
KEY WORD: DRILLING THE LIMIT, DRILLING TIME, DIRECCIONAL DRILLING.
1
TEMA: ESTUDIO DEL LÍMITE TÉCNICO EN LA PERFORACIÓN DE POZOS EN EL
CAMPO TAMBOCOCHA DEL BLOQUE 43
Área de estudio: Perforación
CAPÍTULO I. GENERALIDADES
1.1.Introducción
Durante la etapa de perforación de los pozos se presentan problemas que retrasan las
operaciones planificadas y son considerados como tiempos no productivos. Al final del día,
estos tiempos terminan afectando a todas las empresas involucradas en la perforación de pozos.
Por lo general estos tiempos no productivos se encuentran asociados a fallas en los equipos del
taladro, empresas de servicio, falta de mantenimiento preventivo de las herramientas, entre
otras.
Actualmente, el Campo Tambococha es una de las principales fuentes hidrocarburíferas del
Bloque 43, durante la perforación de sus pozos se han suscitado varios problemas de NPT
(tiempo no productivo), por lo cual surgió la necesidad de realizar un estudio de Límite Técnico
con el propósito de generar planes de acción que permitan disminuirlos y aplicarlos a la
siguiente campaña de perforación de pozos.
El presente estudio está sustentado en el análisis de los pozos perforados en las Plataformas
A y D del campo Tambococha hasta el año 2018.
1.1.Planteamiento del problema
Durante la perforación de pozos petroleros se genera una cantidad significativa de tiempos
perdidos visibles e invisibles. Estos están principalmente asociados a problemas con el taladro
y/o inconvenientes con las Empresas de Servicio que participan en la perforación afectando al
presupuesto y tiempos planificados para cada uno de los pozos.
2
1.2.Objetivos
1.2.1. Objetivo general
Determinar el Límite Técnico en la Perforación de pozos perforados en el Campo
Tambococha del Bloque 43 hasta el año 2018.
1.2.2. Objetivos específicos
Analizar los reportes de perforación de los pozos perforados del Campo Tambococha
hasta año 2018 en cada una de las secciones.
Identificar los tiempos operativos normales y no productivos en los pozos perforados
del Campo Tambococha.
Seleccionar los mejores tiempos normales de los pozos perforados para la construcción
del pozo base del Límite Técnico.
1.3.Justificación e importancia
La importancia del estudio del Límite Técnico es minimizar el tiempo y los costos de
perforación en futuros trabajos en el Campo Tambococha con la medición del rendimiento
contra un mundo teórico perfecto y el análisis de la causa para la desviación de tales
condiciones ideales, dividiendo los tiempos ineficientes en tiempos no productivos (NPT) y
pérdidas de tiempos invisibles.
Los tiempos perdidos visibles e invisibles en la perforación de pozos son de gran
importancia ya que la disminución de estos tiempos generan un menor costo, sin embargo, a lo
largo de la perforación existen varios parámetros que incrementan los tiempos ya sean por
errores humanos o problemas mecánicos por lo que aplicando la filosofía del límite técnico en
la perforación de pozos se observa una disminución del tiempo y una reducción de los costos
de operación en pozos ya perforados del Campo Tambococha , así mismo se crean objetivos
más desafiantes.
3
1.4.Entorno del estudio
El presente estudio técnico se realizó en el siguiente contexto.
1.4.1. Marco Institucional
La Universidad Central del Ecuador es una institución con un gran prestigio a nivel de todo
el país, que permite desarrollar los trabajos de investigación con principios y valores que no
afectan a la integridad de la universidad ni de la facultad como tal, los trabajos realizados
ayudan a un estudio técnico que sirven de información para el desarrollo del país, formando
nuevos profesionales con mucho criterio para poder desenvolverse en cualquier área.
PETROAMAZONAS EP, es una institución con gran capacidad para el desarrollo
profesional de los Ingenieros en Petróleos del Ecuador, brindado apoyo tanto a profesionales
como a estudiantes para la generación de su proyecto de titulación, en base a un convenio
interinstitucional entre la Universidad Central del Ecuador y la empresa, facilitará la
información y un cotutor.
1.4.2. Marco Ético
El presente trabajo se realizó bajo las normas éticas respetando los acuerdos de
confidencialidad de la empresa auspiciante PETROAMAZONAS EP, los resultados a
obtenerse no serán alterados en ninguna circunstancia y se tomará como referencia fuentes
bibliográficas confiables las cuales serán detalladas en el trabajo, respetando así la autoría del
autor, así mismo los softwares empleados contarán con licencias respectivas para la elaboración
de este trabajo.
1.4.3. Marco Legal
El estudio técnico se lo realizó bajo la normativa de titulación del Sistema de Educación
Superior del País y la Constitución de la República del Ecuador Art. 123 y 350 que regulan la
aprobación de títulos académicos que posean un análisis científico, humanista y técnico en
relación con el desarrollo del país.
4
Art. 350 de la Constitución de la República del Ecuador.
Art. 123 y 144 de la ley Orgánica de Educación Superior.
Art. 37 Reglamento de régimen Académico del Sistema Nacional de Educación
Superior.
Art. 212 del Estatuto Universitario de la Universidad Central del Ecuador
Guía de Procedimientos para Elaboración de Estudios Técnicos de la Unidad
Titulación
5
CAPÍTULO II. MARCO TEÓRICO
2.1.Marco referencial
2.1.1. Ubicación geográfica del Bloque 43
El Bloque 43 (ITT), se encuentra ubicado en la Provincia de Orellana. El límite sur este del
Bloque corresponde a la frontera con el Perú, el límite nor oeste a la Reserva de Cuyabeno, al oeste
limita con el Bloque 31, Apaika-Nenke y al sur con la Zona Intangible del Parque Nacional Yasuní,
como se observa en la figura 1 (Petroamazonas E.P, 2018a).
Figura 1. Ubicación del Bloque 43 Fuente: (Petroamazonas E.P, 2015)
“El Bloque 43, conocido como Campo ITT, está formado por las Áreas Ishpingo, Tiputini y
Tambococha” figura 2 (Petroamazonas E.P, 2015).
6
Figura 2. Zona Ampliada de los Campos del Bloque 43
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2015)
2.1.2. Antecedentes históricos
En 1949 la compañía Shell perforó el pozo Tiputini 1, el mismo que no resultó productivo; se
lo abandonó el 4 de octubre del mismo año, a dicho pozo se lo denominó Tiputini Shell-1, alcanzó
los 5.595ft de profundidad, y produjo solamente 4 BPPD de petróleo extrapesado
aproximadamente 11°API (López, 2017).
Posteriormente, en mayo de 1970, la compañía Minas y Petróleos realizó una campaña sísmica,
sobre la base de cuya interpretación, detectó un alto que fue probado con el pozo Tiputini Minas
1, siendo completado a la profundidad de 5.340 ft; dio una producción de 228 BPPD de 15°API,
7
con lo que se descubrió el campo Tiputini, convirtiéndose en el primer campo descubierto en el
área (López, 2017) .
CEPE retoma la exploración sísmica, con cuatro campañas que cubren el área de Tiputini y se
extendieron hacia el norte y sur. Dichas campañas se desarrollaron en 1978, 1983,1984 y 1991,
cubriendo un total de 1.745 km. La interpretación de las secciones obtenidas le permite a la
petrolera estatal definir tres nuevas estructuras: una ubicada al nornoroeste de Tiputini, a la que
denominó Imuya que no pudo ser perforada por consideraciones ambientales, así como dos
estructuras ubicadas al sur del campo Tiputini, a las que denominó Tambococha e Ishpingo. La
estructura de Ishpingo fue probada con el pozo Ishpingo 1, perforado a finales de 1992 hasta una
profundidad de 6.190 ft, dando una producción sumatoria total de 5.479 BPPD de los yacimientos
U,M2,M1 y Tena Basal (Baby, 2014).
Finalmente, entre abril y mayo de 1993, se perfora el pozo exploratorio Tambococha-1, en la
estructura del mismo nombre, obteniéndose una producción total de 6.067 BPPD. Resultados
exitosos que permitieron descubrir la mayor acumulación de crudo pesado de la Cuenca Oriente
(Baby, 2014).
En el año 2017, inició el desarrollo del Bloque 43 con la perforación de pozos en el Campo
Tiputini y un año después en el Campo Tambococha. En este bloque se tiene una proyección de
650 pozos para alcanzar una producción promedio de 120 000BPPD.
2.1.3. Estructuras y su evolución
El tren estructural Ishpingo-Tambococha y Tiputini-Imuya es un sistema transpresional dextral,
asociado la falla regional Yasuní de orientación nornoreste-sursuroeste (figura 3), que a la altura
de la estructura Imuya- al norte, presenta un fallamiento de orientación nornoroste-sursureste. La
falla principal es de alto ángulo hacia la superficie, disminuyendo su buzamiento y tornándose
lístrica bajo la secuencia cretácea (figura 4 y 5). El anticlinal Tiputini muestra una dirección
8
nornoroste de su eje, divergente a la orientación de la falla principal nornoreste-sursuroeste (Baby,
2014).
Figura 3. Mapa estructural: Tren Ishpingo-Tambococha y Tipuni
Fuente:(Baby, 2014)
9
Figura 4.Campo Tiputini-Tambococha: Sección sísmica PE-91-38
Fuente: (Baby, 2014)
Figura 5 .Campo Tambococha: sección sísmica PE-91-75
Fuente: (Baby, 2014)
10
2.1.4. Características estratigráficas
La ubicación de los campos, cerca al borde oriental de la Cuenca Oriente, ha creado
condiciones particulares en su sección estratigráfica:
En el pozo Tambococha 1, Díaz M., agrupa la facies marino-marginal encontrada bajo
los sedimentos Napo, en una nueva formación a la que denomina Tambococha, y la
que las dataciones bioestratigrafías de Labogeo (1993) asignan una edad Jurásico
Medio-Cretáceo temprano, como la más probable. Esta formación tendría una
extensión regional restringida ya que no ha sido documentada en ninguna parte de la
cuenca (Baby, 2014).
“La formación Hollín está ausente en el área, por lo que la Formación Napo yace
directamente sobre las formaciones pre-aptenses” (Baby, 2014).
Es difícil mantener la tradicional división en unidades de la sección situada bajo la
Caliza M2 de la formación Napo, al pasar casi todas las facies arcillosas y calcáreas a
facies arenosas, desapareciendo los marcadores conocidos en el resto de la cuenca:
Caliza T, Caliza B y Caliza A. El techo de la zona caliza M2 continúa siendo un
excelente marcador regional, al igual que el marcador radioactivo L ubicado en la caliza
M1 (Baby, 2014).
“Por estar ubicados en el borde Este de la cuenca, todas las formaciones cretáceas y
terciarias disminuyen su espesor, en especial la Formación Tena” (Baby, 2014).
2.1.5. Características litológicas del reservorio
Reservorio U
Es una arenisca cuarzosa, hialina, con feldespatos, de grano medio-fino a grueso,
ocasionalmente muy grueso a micro conglomerática, grano decreciente, con estratificación
11
cruzada y festoneada, alteración de caolinita en las superficies de estratificación. Se describe
también estratificación y laminación paralela con estructuras flaser. Hacia el tope, tiene cemento
calcáreo. Se presenta en ocasionales niveles de lutita negras y tobáceas blancas (Baby, 2014).
Reservorio M1
Es el reservorio de mejor calidad. Se trata de una arenisca cuarzosa, muy limpia que grada desde
micro-conglomerados hasta arenisca de grano medio a fino y muy fino, con sólo ocasionales
intercalaciones lutáceas/arcillosas, que culminan hacia el techo, con arcillolitas y lutitas gris-
oscuras y limolitas ocasionalmente calcáreas. En los núcleos se describe estratificación cruzada.
Es una arenisca (Baby, 2014).
Arenisca Tena Basal
“Es una arenisca cuarzosa, de grano grueso a medio, en ocasiones fino, suelta a la base y con
cemento calcáreo hacia el techo” (Baby, 2014).
2.2.Marco Conceptual
2.2.1. Límite Técnico
El Límite Técnico en perforación y terminación de pozos, conocido como “Drilling The Limit
(DTL)” por sus siglas en inglés, es un método alternativo de planeación, ejecución y evaluación,
donde se puede alcanzar la mejora de tiempos, aplicando recursos y esfuerzos importantes,
orientados a resolver problemas recurrentes durante su desarrollo (Jones & Poupet, 2000).
El concepto “DTL” se aplicó inicialmente en las diferentes líneas de negocios del Consorcio
Shell en un trabajo (Step Change Improvement and High Rate Learning are Delivered by Targeting
Technical Limits on Sub-Sea Wells), presentado en 1996 por Bond, Scott y Windham, en un
estudio del Campo Woodside Offshore Petroleum de Australia, durante la Conferencia sobre
Perforación de SPE/ IADC, en el que se demostró que mediante una planeación excelente, la
12
metodología de Límite técnico puede ser usada para modelar las operaciones de perforación y
terminación de pozos, fijando los más altos estándares posibles de desempeño y logrando
reducciones significativas en los tiempos de operación (Montiel & Martínez, 2017).
El Límite Técnico debe conceptualizarse como una forma de “trabajar más inteligentemente”.
No debe interpretarse como una forma de realizar las tareas acortando caminos, comprometiendo
la seguridad, o estableciendo retos y metas irreales. (Jones & Poupet, 2000).
Se busca alcanzar un nivel de desempeño definido como el “mejor tiempo posible para la
perforación de un pozo en un campo”, identificando las mejores prácticas empleadas en el mismo
campo, utilizando las lecciones aprendidas, la experiencia, el conocimiento y habilidades del
personal (Jones & Poupet, 2000).
El tiempo del Límite Técnico indica que existe una probabilidad teórica, que pudiese alcanzarse.
La intención es indicar el tiempo requerido si la operación se desarrolla sin tiempo no productivo,
(sin ningún problema, sin retrasos, sin errores, sin ineficiencias) (Montiel & Martínez, 2017).
Para establecer el Límite Técnico, se realiza un análisis del tiempo real de las operaciones de
perforación y terminación, como se observa en la figura 6.
Figura 6. Relación entre el Límite Técnico y Tiempo Removible
Fuente: (Bonilla & Buestán, 2013)
Modificado por: Cabrera Johan/ Lilian Calva
TIEMPOS REALES DE PERFORACIÓN
Tiempo Normal
Límite técnico Tiempo Perdido
Invisible
Tiempo no productivo
TIEMPO REMOVIBLE
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A continuación, la definición de los términos empleados en la figura 6:
a) Tiempos reales de perforación: El tiempo real es aquel necesario para la ejecución de
todas las operaciones de perforación. Así mismo, es la suma del tiempo productivo y el no
productivo (Espinosa, 2014).
b) Tiempo normal: La duración de la tarea efectuada durante la perforación de un pozo la
cual se encuentra contemplada desde la fase de planeación y es necesario realizarla para la
terminación del mismo (Munguía, 2018).
c) Tiempo no productivo: La pérdida convencional de tiempos durante el proceso de
perforación de un pozo, son los tradicionales tiempos no productivos (NPT´s). Corresponde
al que se gasta en el desarrollo de todas aquellas actividades que impiden el progreso de
las operaciones del pozo, esto es, hacia el alcance del objetivo planeado antes de su
ejecución inicial. Los tiempos no productivos son aquellos causados por fallas del equipo,
errores humanos, problemas en el pozo, eventos no programados, es decir, los NPT´S están
compuestos por aquellos tiempos que impidieron o retrasaron el alcance del objetivo del
pozo por operaciones con problemas, fallas y esperas (Espinosa, 2014). Algunos ejemplos
son:
Parados por mal tiempo
Esperando por materiales
Pescas no programadas
Accidentes
Control del pozo
Pérdida de circulación
Reparaciones del equipo de perforación
d) Tiempo perdido invisible: El tiempo no productivo invisible es el tiempo no productivo
inmerso en el tiempo de operaciones normales, de difícil identificación; en general, se trata
de ineficiencias del sistema:
14
Mala planeación.
Operaciones lentas.
Operaciones simultáneas ineficientes.
Procedimientos o herramientas inadecuadas.
Pasos operacionales innecesarios: repasos
Tiempo operacional adicional: viajes lentos de tubería, bajas velocidades de
penetración por desgaste de barrena, uso de equipo obsoleto o en condiciones
inadecuadas, etc.
e) Tiempo de Límite Técnico: El tiempo que se requiere para terminar una tarea con la mejor
gente, equipo y tecnología, y si se realiza el paso operativo a perfección sin tiempo no
productivo (Bonilla & Buestán, 2013).
2.2.1.1. Filosofía del Límite Técnico
La filosofía del Límite Técnico se base sobre dos puntos acerca del desempeño.
¿Dónde estamos ahora?
¿Qué es posible?
¿Dónde estamos ahora?
Esta pregunta se puede contestar revisando el desempeño pasado o datos históricos. La técnica
se basa en desglosar completamente el pozo en actividades e identificar los tiempos perdidos,
actividad desarrollada, luego esta información es revisada y se toman las medidas para prevenir la
recurrencia de los problemas identificados (Bonilla & Buestán, 2013).
Algunos ejemplos de problemas a identificarse son:
Determinar la raíz de problemas de inestabilidad de hoyo en pozos direccionales.
Empleo de herramientas en la sarta para eliminar vibraciones que son responsables de
roturas en la sarta.
15
¿Qué es posible?
Una vez que se ha determinado el nivel de desempeño actual en un proyecto surge la pregunta
de ¿hasta dónde podemos elevarlo? o ¿qué es posible?
Este es un proceso de dos etapas que primero cuestiona las prácticas existentes (la respuesta
usual de que esto es lo que siempre hemos hecho ya no es aceptable) y segundo hace la pregunta
de ¿qué pasa sí?
Cuestionar las prácticas existentes se enfoca en lo que se conoce como Tiempo Perdido
Invisible (ILT – Invisible Lost Time). Los ILT no son declarados como tiempos perdidos, pero sin
embargo son tiempos no productivos o de ineficiencias (Bonilla & Buestán, 2013).
2.2.2. Energía especifica mecánica
La energía mecánica específica “MSE” (Mechanical Specific Energy) se define como la energía
necesaria para perforar un volumen unitario de roca, relaciona parámetros de perforación como:
peso sobre la broca, velocidad de la rotaria, diámetro de la broca y la rata de perforación (Teale,
1965).
Es determinada por la siguiente ecuación.
𝐸𝑠 = 20 ∗ 𝑊𝑂𝐵 ∗ 𝑁
𝑑 ∗ 𝑅𝑂𝑃
Donde:
WOB: Peso sobre la broca, [Klbs].
N: Velocidad de la rotaria, [rpm].
D: Diámetro de la broca, [in].
ROP: Rata de penetración, [ft/h].
16
2.2.2.1. Tasa de penetración (ROP)
Es la velocidad a la que se está desarrollando la perforación, es decir, representa la cantidad de
ft perforados en un intervalo de tiempo determinado. Este parámetro es afectado por distintos
factores tales como la formación que está siendo atravesada, el tipo de broca utilizada en la
perforación, el peso sobre la broca aplicado, el tipo de fluido y los parámetros con los que está
siendo utilizado ya sea la densidad o la presión aplicada en superficie, las presiones del pozo y la
hidráulica aplicada, el torque, entre otros (Andrade & Sarango, 2015).
2.2.2.2. Parámetros de perforación y su relación con el ROP
a) Peso sobre la broca (WOB)
La tasa de penetración aumenta al aumentar el peso sobre la broca, por lo que esta variable
puede ser modificada para ayudar a mantener condiciones óptimas en la operación de perforación,
sin embargo, este factor debe tener en cuenta las recomendaciones que se proponen en las
especificaciones del fabricante, debido a que al aumentar el peso y la velocidad de rotación puede
acelerar el desgaste de los dientes y los elementos de corte de la broca, debido a que se incrementa
la vibración. Además, se debe tener en cuenta una alta eficiencia en la limpieza de los cortes en el
fondo del pozo para poder optimizar las operaciones de perforación al aumentar el WOB (Andrade
& Sarango, 2015).
“El WOB depende principalmente del tipo y dureza de la formación. Cuando se incrementa la
fuerza de compresión de la formación, se debe aumentar el peso sobre la broca y reducir la tasa de
rotación” (Andrade & Sarango, 2015).
“Si la formación presenta contenido muy abrasivo, se debe mantener o reducir el WOB y bajar
la velocidad de rotación, debido a que esto podría incrementar el desgaste de los dientes de la
broca” (Andrade & Sarango, 2015).
17
b) Velocidad de rotación (RPM)
Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en un minuto la cantidad
de RPM depende de la dureza y abrasión de la formación, ya que con altos RPM la perforación es
más eficiente en formaciones blandas, contrariamente un RPM más bajo es eficiente en
formaciones duras y abrasivas debido a que minimiza las vibraciones y el desgaste de los
elementos de corte (Andrade & Sarango, 2015).
En formaciones suaves la velocidad de penetración es directamente proporcional a la velocidad
de rotación, es decir se relacionan linealmente, mientras que en formaciones duras la velocidad de
penetración y la velocidad de rotación están definidas más claramente en una relación exponencial
(Andrade & Sarango, 2015).
2.2.3. Perforación direccional
“El arte y la ciencia que implica la desviación intencional de un pozo en una dirección especifica
en orden para buscar un objetivo predeterminado por debajo de la superficie de la tierra” (Guerrero,
2019).
Para la aplicación del límite técnico, se debe tomar en cuenta el tipo de perfil direccional
diseñado para la perforación de un pozo petrolero detallados a continuación.
2.2.3.1. Tipos de perfil de pozos direccionales
El perfil del pozo comprende el plan direccional propuesto del pozo, o la hoja guía donde
quedan definidos los puntos de desvío (KOP), inclinación y rumbo del pozo, profundidad medida
(MD), profundidad vertical verdadera (TVD), sección vertical (VS), coordenadas rectangulares
(N/S, E/W), patas de perro severas (DLS), entre otros. Normalmente, esta información es
presentada cada 100 ft. (Moreno, 2008).
18
En general, el perfil de los pozos direccionales podría ser cualquiera de los siguientes:
2.2.3.2. Perfil tipo S
“Los pozos con perfil tipo “S” constan de una sección vertical, una sección de construcción,
una sección tangente y una sección de caída de ángulo este tipo de pozo no se considera para
nuestro estudio” (Moreno, 2008).
2.2.3.3. Perfil tipo J (Slant o pendiente)
Los pozos con perfil tipo “J” constan de una sección vertical, una sección de construcción y una
sección tangente directo hasta el objetivo. La producción de un pozo desviado tipo “J” dependerá
del ángulo de buzamiento con la que se atraviese la formación productora. Existen tres tipos de
perfiles del pozo tipo “J”, estos son: Tipo “J” modificado, tipo “J” de corto alcance, y tipo “J” de
largo alcance o alcance extendido (Moreno, 2008).
Tipo “J” modificado.- “Este tipo de perfil tiene una caída natural del ángulo en la
parte final del pozo provocado por el buzamiento de la formación, en donde es muy
costoso tratar de mantener el ángulo y se prefiere dejarlo caer” (Moreno, 2008).
Tipo “J” de corto alcance. “Se da cuando la sección vertical en el fondo total del
pozo está entre 2000 y 5000 ft. Se puede dar el caso de un perfil combinado entre este
tipo de pozo y el de “J” modificado” (Moreno, 2008).
Tipo “J” de alcance extendido. - Se da cuando la sección vertical en el fondo del
pozo es mayor a 5000 ft. Al igual que en el anterior perfil, se puede dar el perfil
combinado entre este tipo de pozo y el “J” modificado (Moreno, 2008).
19
2.2.3.4. Perfil horizontal
Los pozos con perfil horizontal en general constan de una sección vertical, una primera sección
de construcción, una sección tangente, una segunda sección de construcción y la sección horizontal
dentro del yacimiento principal u objetivo. La sección horizontal es perforada con un ángulo de
alrededor de 90 grados dentro de una ventana de navegación previamente definida en el plan
direccional. (Moreno, 2008).
2.2.4. Diseño del programa de perforación
La información básica que debe contener todo programa de perforación de pozos de desarrollo
considerará los siguientes parámetros (Cruz, 2014):
2.2.4.1. Parámetros Geográficos: Corresponde a la información general sobre:
Ubicación
Localización con coordenadas
Elevación sobre el nivel del mar
Nombre del pozo
Vías de acceso
Información meteorológica.
2.2.4.2. Parámetros Geológicos: Considera:
Clasificación del pozo
Líneas sísmicas de referencia
Cuenca sedimentaria
Formaciones y litología a perforar con topes aproximados
Objetivo geológico y de producción
Reservas estimadas
Programa de muestreo
Programa de registros eléctricos
Profundidad total
20
Anomalías esperadas (fallas, buzamientos locales), acuíferos y posibles zonas gasíferas
superficiales, presiones anormales, etc (Cruz, 2014).
2.2.4.3. Parámetros técnicos de ingeniería: Incluye de acuerdo con el diagnóstico de
problemas potenciales esperados, lo siguiente:
Perfil de presiones de fondo
Gradiente de presión de fractura
Evaluación de presiones anormales
Diseño de revestimientos y programa de cementación
Diseño del fluido de perforación y programa de hidráulica
Diseño de sartas de perforación y programa de brocas
Programa para pruebas de integridad
Programa direccional
Especificaciones equipo de cabeza de pozo y otros materiales
Programa de pruebas equipos de control de pozo.
2.2.4.4. Parámetros de control ambiental: Hace énfasis principalmente en:
Control y manejo del recurso hídrico
Protección de fuentes de agua cercanas
Tratamiento y control de desechos sólidos y líquidos
Monitoreo de condiciones de vertimiento
Restauración de áreas afectadas- Plan de manejo ambiental.
2.2.4.5. Parámetros de seguridad industrial: Para realizar una buena práctica en la
seguridad industrial se debe tomar en cuenta los siguientes aspectos.
Evaluación de equipos de control de pozo
Simulacros operaciones de control de pozo
Prácticas de contraincendios
Protección áreas de riesgo
21
Registro y control de accidentalidad
Plan de contingencia.
2.2.4.6. Parámetros económicos-presupuestos: De referencia para medir el rendimiento
y eficiencia de las operaciones programadas vs. Operaciones ejecutadas, debe considerar
(Cruz, 2014):
Distribuciones de tiempo
Costos detallados presupuestados
Inversión total.
2.2.5. Brocas
Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación y se utiliza
para triturar o cortar las formaciones del subsuelo durante el proceso de perforación (Andres, Jara,
Luiz, & Kléber, 2010).
2.2.5.1. Tipos
Los tipos de broca más utilizados en la perforación de pozos petroleros en nuestro país, se
clasifican de la siguiente manera (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010):
a) Brocas Tricónicas
Están formadas por tres cortadores que giran sobre su propio eje. Varían de acuerdo con la
estructura de corte, pueden tener dientes de acero fresados o de insertos de carburo de tungsteno y
cambiar en función de su sistema de rodamiento (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010). Las brocas
tricónicas constan de tres componentes:
La estructura de corte o conos
Cojinetes
Cuerpo de la broca
22
b) Brocas PDC
Pertenece al conjunto de brocas de diamante con cuerpo sólido y cortadores fijos, que utilizan
diamantes sintéticos. Los cortadores se diseñan y fabrican en forma de pastillas, montadas en el
cuerpo de los cortadores de la broca (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010). La estructura de una
broca de diamante se compone de tres partes:
La estructura de corte
El cuerpo
La espiga
2.2.6. Información preliminar para la selección de las brocas.
En la selección de la broca adecuada para la perforar una determinada formación se deben
analizar un gran número de variables que interactúan entre sí (Andres, Jara, Luiz, & Kléber, 2010):
La evaluación del desgaste de las brocas previamente empleadas.
Los rendimientos de las brocas obtenidas en pozos vecinos.
Los registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo.
El software especializado en el cálculo y análisis para la selección.
Las propiedades de los fluidos de perforación por emplearse en función de
la broca elegida.
La columna litológica de las formaciones a perforar.
2.2.7. Fluidos de perforación
La selección y diseño de un programa de fluido de perforación depende principalmente del
factor económico. Igualmente se tienen otros factores que influirán en dicha selección y diseño
como son las condiciones de producción, tipo de formación, estudios geotécnicos (registros
geofísicos que se realizaran), impacto ambiental, seguridad, ejecución de la perforación (tipo de
perforación) y logísticas (transporte y manejo del fluido). A continuación, se indican las
principales consideraciones que se deben seguir al momento de seleccionar el tipo de fluido con
el cual se realizará una operación de perforación (Rodriguez, 2017):
23
Tipo de pozo.
Problemas de la formación.
Equipos de perforación (tipo de perforación).
Formaciones productoras y el tipo de producción.
Programa de revestimiento.
Disponibilidad y tratamiento del agua.
Índice de corrosión.
Impacto ambiental
2.2.8. Cementación
La cementación, es básicamente es el proceso mediante el cual se bombea una lechada de
cemento desde superficie y debe terminar ubicada en el espacio anular entre la tubería de
revestimiento y la formación (Bolaños, 2012).
.
Los objetivos de cementación son:
Proteger y soportar la tubería de revestimiento
Resguardar la columna de revestimiento contra la corrosión
Preservar la columna durante los trabajos de cañoneo (completación).
Reforzar la columna contra el aplastamiento (colapso) debido a fuerzas
externas.
Evitar el movimiento de fluidos a través del espacio anular (detrás del
revestidor).
2.2.8.1. Clases de cementos.
En la industria hidrocarburífera se reconoce 8 clases de cementos para diferentes condiciones y
composición (Bolaños, 2012).
24
a) Cemento clase A
Desarrollado para ser usado hasta 6000 ft de profundidad (170 oF) cuando no son requeridas
condiciones especiales (Bolaños, 2012).
b) Cemento clase B
Desarrollado para ser usado hasta 6000 ft de profundidad (170 oF) cuando se requiere una
moderada resistencia a los sulfatos (Bolaños, 2012).
c) Cemento clase C
Desarrollado para ser usado hasta 6000 ft de profundidad (170 oF) cuando se requiere una rápida
resistencia del cemento (Bolaños, 2012).
d) Cemento clase D
Desarrollado para ser usado en profundidades de 6000 a 10000 ftde profundidad (230 oF)
cuando se encuentran relativamente altas temperaturas y presiones (Bolaños, 2012).
e) Cemento clase E
Desarrollado para ser usado en profundidades de 6000 a 14000 ft (290 oF) cuando se encuentran
a altas presiones y altas temperaturas (Bolaños, 2012).
f) Cemento clase F
Desarrollado para ser usado en profundidades de 6000 a 16000 ft (320 oF) cuando se encuentran
a condiciones extremas de alta presión y alta temperatura (Bolaños, 2012).
25
g) Cemento clase G
Cemento básico desarrollado para ser utilizado hasta 8000 ft de profundidad (200 oF) y
compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características
similares desde clase A hasta clase E (Bolaños, 2012).
h) Cemento clase H
Cemento básico desarrollado para ser utilizado hasta 8000 ft de profundidad (200 oF) y
compatible con aceleradores y retardadores de fraguado que lo transforman en características
similares desde clase A hasta clase F y similar en composición química al cemento clase B
(Bolaños, 2012).
Tabla 0.1. Clasificación API de los cementos en la industria petrolera
Fuente: (Salcedo, 2012)
Modificado por: Cabrera Johan y Lilian Calva
2.2.9. Casing
El objetivo del diseño de casing con diferente grado, peso y junta es que sea lo más económico
posible y que también resista las fuerzas a las que estará sometido. La corrida de casing puede
considerarse entre un 20-30% del costo total del pozo. Debido a esto es importante optimizar los
26
diseños para así minimizar costos que garanticen la integridad del pozo, por lo que su selección
debe soportar lo siguiente (Ramirez, 2019):
Presión interna.
Presión externa (colapso).
Tensión y compresión
2.2.9.2.Tipos de casing (csg)
Un aspecto importante en las operaciones para perforar un pozo, es la protección de las paredes
del hoyo para evitar derrumbes y aislar posibles presencias de gas o líquidos. Para proteger el hoyo
se utiliza tuberías de casing, las que se introducen telescópicamente, es decir que los diámetros
van de mayor a menor, por razones económicas y técnicas (Ramirez, 2019).
a) Casing conductor
Al iniciar la perforación se perfora un hueco de 26 pulgadas donde se coloca tuberías de casing
de 20 pulgadas, tiene un rápido asentamiento a una profundidad estimada de +/- 250 ft, teniendo
como objetivos (Ramirez, 2019):
Aislar areniscas y conglomerados superficiales (formaciones no
consolidadas)
Proveer soporte al casing y equipo de superficie.
b) Casing superficial
Luego de haber asentado el casing conductor se perfora el hoyo de 16 pulgadas y colocamos el
casing de 13-3/8 pulgadas, a una profundidad estimada de +/- 5000 ft, teniendo como objetivos
(Ramirez, 2019):
Profundidad competente para instalar BOPs, aislar arcillas reactivas de
Orteguaza (Lutitas).
27
Proteger intervalos de acuíferos superiores
Soportar el resto de casing.
c) Casing intermedio
Este casing es de 9-5/8 pulgadas en un hoyo de 12-1/4 pulgadas, asentado a una profundidad
estimada de +/- 10000 ft, teniendo como objetivos (Ramirez, 2019):
Aislar las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y parte de
Napo (formaciones con altas presiones).
Sellar la sección de pozo abierto.
Proteger el pozo abierto del incremento del peso del lodo para la siguiente
sección.
d) Liner
También llamado de producción de 7 pulgadas colgado en un hoyo de 8-1/2 pulgadas a una
profundidad estimada de +/- 11000 ft, teniendo como objetivo (Ramirez, 2019):
Aislar formaciones que contienen las arenas de interés: Arenisca U Superior,
U Inferior, Arenisca T Inferior, Arenisca Hollín Superior, Arenisca Hollín
Inferior.
28
Figura 8. Tipos de Casing
Fuente: (Ramirez, 2019)
29
CAPÍTULO III. DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de estudio
La metodología utilizada para este estudio técnico es de carácter:
Descriptivo ya que en su desarrollo se detallan los parámetros y variables de perforación
de pozos en el Campo Tambococha, acciones realizadas, lecciones aprendidas y
recomendaciones en los pozos seleccionados con el objeto de que las operaciones de
perforación se optimicen.
Explicativo ya que ayuda a determinar las razones por la cuales se suscitaron los problemas
que aumentaron el tiempo durante la perforación de pozos en el Campo Tambococha.
3.2. Universo y muestra
3.2.1. Universo
El Universo está constituido por los pozos perforados en el Bloque 43.
3.2.2. Muestra
La muestra comprende los pozos perforados en la plataforma TAMBOCOCHA-A Y
TAMBOCOCHA-D hasta el año 2018, fecha en la que se han perforado 33 pozos de los cuales 16
son horizontales y 17 tipo J, distribuidos en dos PAD (TAMBOCOCHA A Y TAMBOCOCHA
D); tal como se observa en la tabla 3.1.
30
POZOS PERFORADOS EN EL CAMPO TAMBOCOCHA, 2018
TAMBOCOCHA A TAMBOCOCHA D
POZOS TIPO POZOS TIPO
TMBA-009 DIRECCIONAL TMBD-002 DIRECCIONAL
TMBA-011H HORIZONTAL TMBD-003 DIRECCIONAL
TMBA-013H HORIZONTAL TMBD-004 DIRECCIONAL
TMBA-015 DIRECCIONAL TMBD-005 DIRECCIONAL
TMBA-017H HORIZONTAL TMBD-006 DIRECCIONAL
TMBA-019H HORIZONTAL TMBD-007 DIRECCIONAL
TMBA-021 DIRECCIONAL TMBD-008H HORIZONTAL
TMBA-023 DIRECCIONAL TMBD-010 DIRECCIONAL
TMBA-025H HORIZONTAL TMBD-012 DIRECCIONAL
TMBA-027H HORIZONTAL TMBD-014H HORIZONTAL
TMBA-029H HORIZONTAL TMBD-016H HORIZONTAL
TMBA-031 DIRECCIONAL TMBD-018H HORIZONTAL
TMBA-033H HORIZONTAL TMBD-020H HORIZONTAL
TMBA-035H HORIZONTAL TMBD-022 DIRECCIONAL
TMBA-037 DIRECCIONAL TMBD-024H HORIZONTAL
TMBD-026 DIRECCIONAL
TMBD-028 DIRECCIONAL
TMBD-030H HORIZONTAL
Tabla 3. 1. Pozos Perforados en el Campo Tambococha
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Johan Cabrera y Lilian Calva
3.3. Instrumentos de recopilación de información y datos
La información necesaria para el desarrollo de este trabajo se obtuvo de los archivos
pertenecientes al Bloque 43 disponibles en la base de datos de la empresa auspiciante
PETROAMAZONAS EP, principalmente se utilizaron planes de perforación, reportes diarios y
reportes finales de las compañías contratistas (geomecanica, direccionales, brocas, lodos,
cementación, etc.), está información se seleccionó y almacenó en una base de datos para proceder
a determinar el límite técnico en el Campo.
31
3.4. Procesamiento y análisis de información
Con la información básica de los pozos se realizó una distribución de los mismos por PAD, tipo
de pozo, objetivo de perforación, máxima inclinación y profundidad total (MD) para obtener
grupos con similares características. Posteriormente se identificaron los tiempos y parámetros de
perforación para los pozos de cada grupo, tabulados en una base de datos con la ayuda del
programa Microsoft Excel.
3.4.1. Información general de los pozos
En la tabla 3.2. y tabla 3.3. se detalla la información general de los pozos divida en los dos
PADS (Tambococha A y Tambococha D).
INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS, TABOCOCHA A, 2018
Pozos Tipo Profundidad total MD (ft)
Tiempo real (días)
Objetivo principal
Objetivo secundario
Máxima Inclinación
TMBA-009 Direccional tipo “J” 6390 9,13 M1 M2 Y U 35
TMBA-011H Horizontal 9201 15,00 M1 NA 90
TMBA-013H Horizontal 6831 9,13 M1 NA 90
TMBA-015 Direccional tipo “J” 6997 9,85 M1 NA 55
TMBA-017H Horizontal 7871 9,48 M1 NA 90
TMBA-019H Horizontal 8209 8,73 M1 NA 90
TMBA-021 Direccional tipo “J” 7918 9,54 M1 NA 65
TMBA-023 Direccional tipo “J” 7577 9,79 M1 NA 68
TMBA-025H Horizontal 6422 8,06 M1 NA 90
TMBA-033H Horizontal 7629 8,50 M1 NA 90
TMBA-035H Horizontal 8048 10,88 M1 NA 90
TMBA-037 Direccional tipo “J” 6280 8,35 M1 NA 50
TMBA-027H Horizontal 7585 12,00 M1 NA 90
TMBA-029H Horizontal 7418 9,65 M1 NA 90
TMBA-031 Direccional tipo “J” 5350 7,21 M1 NA 27
Tabla 3. 2. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA A)
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Johan Cabrera y Lilian Calva
32
INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS, TAMBOCOCHA, D 2018
Pozos Tipo Profundidad total MD (ft)
Tiempo real (días)
Objetivo principal
Objetivo secundario
Máxima inclinación
TMBD-002 Direccional tipo "J" 5960 14,77 M1 NA 26,96
TMBD-003 Direccional tipo "J" 9178 13,58 M1 M2 Y U 67,91
TMBD-004 Direccional tipo "J" 8630 14,29 M1 M2 Y U 69,61
TMBD-005 Direccional tipo "J" 6325 9,31 M1 M2 Y U 38,34
TMBD-006 Direccional tipo "J" 6600 9,04 M1 NA 27,88
TMBD-007 Direccional tipo "J" 7138 11,02 M1 NA 62,31
TMBD-008H Horizontal 6163 12,69 M1 NA 96,50
TMBD-010 Direccional tipo "J" 6003 9,94 M1 NA 40,94
TMBD-012 Direccional tipo "J" 6830 10,42 M1 NA 52,69
TMBD-014H Horizontal 8880 12,88 M1 NA 91,85
TMBD-016H Horizontal 7045 9,46 M1 NA 92,66
TMBD-018H Horizontal 9151 11,29 M1 NA 91,11
TMBD-020H Horizontal 7886 13,54 M1 NA 83,58
TMBD-022 Direccional 10486 13,69 M1 NA 73,00
TMBD-024H Horizontal 10067 20,33 M1 NA 88,42
TMBD-026 Direccional tipo "J" 9645 16,06 M1 M2 Y U 78,50
TMBD-028 Direccional tipo "J" 9458 13,33 M1 NA 70,50
TMBD-030H Horizontal 10684 14,00 M1 NA 90,00
Tabla 3. 3. Información general de los pozos del PAD (TAMBOCOCHA D)
Fuente:(Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Johan Cabrera y Lilian Calva
3.4.2. Criterios de clasificación
Los grupos de correlación se realizaron identificando:
Pad
Mismo perfil de pozo
Profundidades medidas totales (MD) similares
Mismo objetivo de perforación
Máxima inclinación dentro de un mismo grupo
33
3.4.2.1. Pad
En los dos Pads perforados en el Campo de estudio (Tambococha A y Tambococha D), se
identificó que utilizaron diferentes herramientas direccionales POWER DRIVE (Tambococha A)
y GEOPILOT (Tambococha D), la técnica que utiliza cada una de estas herramientas
direccionales (Push the bit y Point the bit) influirá en el tiempo de operaciones por lo que se decidió
separarlos por Pad para el análisis.
3.4.2.4. Tendencias similares de profundidad (MD)
Las tendencias similares de profundidad total MD se realizaron escogiendo los pozos que están
dentro de un rango estadístico calculando la media aritmética (mµ) y con el criterio desviación
estándar (s), un límite superior (mµ+s) e inferior (mµ-s) como se muestra en la gráfica 3.1 de los
pozos horizontales del PAD A.
Gráfica 3. 1. Selección de las tendencias similares de profundidad medida total (MD), Pozos horizontales, Tambococha A
Fuente:(Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Johan Cabrera y Lilian Calva
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
TENDENCIA DE PROFUNDIDAD MEDIDA TOTAL (MD)
Pozos TMBA media limsup lim inf
MD
(ft)
34
3.4.2.5. Máxima inclinación
A fin de obtener los pozos de correlación se aplicó el criterio de máxima inclinación, ya que
dependiendo de la misma van a aumentar o disminuir los tiempos de circulación. Como se observa
en la figura 7, la acumulación de los recortes y los mecanismos de limpieza del pozo son distintos
en cada zona de inclinación.
“Según el manual de prevención de pegas de tuberías de Schlumberger, 2017” detalla los
siguientes ángulos a considerar para una limpieza efectiva:
a) Secciones con una desviación menor a 30 grados, los recortes generalmente se mantienen
en suspensión, esto permite que puedan ser acarreados a superficie.
b) Secciones con inclinaciones de 30 a 60 grados, son las más problemáticas respecto a su
limpieza debido a generan una cama de recortes delga y fácilmente perturbable en la parte
inferior del agujero
c) Secciones mayores a 60 grados, favorece la creación de una cama de recortes gruesa y
estable.
Figura 7. Acumulación de recortes en zonas de inclinación de un pozo direccional
Fuente: (Schlumberger-IPM, 2017)
35
3.4.2. Selección de pozos
Una vez identificados los criterios de clasificación se obtuvieron seis grupos para el análisis,
detallados en la tabla 3.4.
GRUPOS PARA EL ANÁLISIS DE TIEMPOS, CAMPO TAMBOCOCHA
Grupos PAD Perfil Profundidades Objetivo Máxima
inclinación
GRUPO I A Horizontal Tendencias Similares M1 90
GRUPO II D
GRUPO III A Direccional “Tipo J”
Tendencias Similares M1 30-60 GRUPO IV D
GRUPO V A Direccional “Tipo J”
Tendencias Similares M1 > 60 GRUPO VI D
Tabla 3. 4. Clasificación de los grupos para el análisis de tiempos del Campo Tambococha
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
A continuación, se detalla cada uno de los grupos:
GRUPO I
Pozos PAD Tipo Tiempo real
(días) MD (ft)
Máxima inclinación
TMBA-017H A HORIZONTAL 9,48 7871 90
TMBA-019H A HORIZONTAL 8,73 8209 90
TMBA-027H A HORIZONTAL 12,00 7585 90
TMBA-029H A HORIZONTAL 9,65 7418 90
TMBA-033H A HORIZONTAL 8,50 7629 90
TMBA-035 A HORIZONTAL 10,88 8048 90
Tabla 3. 5. Características del Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El Grupo I, está formado por los pozos horizontales del PAD A cuyas profundidades totales
medidas presentan similares tendencias y su objetivo productor fue la arenisca M1, los pozos
TMBA 11H, TMBA 13H Y TMBA 25H, fueron descartados debido a que no cumplían con el
criterio de profundidad total medida (MD).
36
GRUPO II
Pozos PAD Tipo Tiempo real (días) MD (ft) Máxima inclinación
TMBD-014H D HORIZONTAL 12,88 8880 90
TMBD-016H D HORIZONTAL 9,46 7045 90
TMBD-018H D HORIZONTAL 11,29 9151 90
TMBD-020H D HORIZONTAL 13,54 7886 90
Tabla 3. 6. Características del Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El Grupo II, está formado por los pozos horizontales del PAD D, cuyas profundidades totales
medidas presentan similares tendencias y su objetivo productor fue la arenisca M1, los pozos
TMBD-008H, TMBD-024H, TMBD-030H, fueron descartados debido a que no cumplían con el
criterio de profundidad.
GRUPO III
Pozos PAD Tipo Tiempo real
(días) MD (ft)
Máxima inclinación
TMBA-015 A J 9,85 6997 55
TMBA-037 A J 8,35 6280 50
Tabla 3. 7. Características del Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El Grupo III, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD A, cuyas
profundidades totales medidas presentan similares tendencias, su objetivo productor fue la arenisca
M1 y su máxima inclinación está en el rango de 30 a 60 grados. El pozo TMBA-009 no fue incluido
dentro del grupo ya que su objetivo de perforación fue hasta la arenisca U.
37
GRUPO IV
Pozos PAD Tipo Tiempo real (días) MD (ft) Máxima inclinación
TMBD-010 D J 9,94 6003 40,94
TMBD-012 D J 10,42 6830 52,69
Tabla 3. 8. Características del Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilia
El Grupo IV, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD D, cuyas
profundidades totales medidas presentan similares tendencias, su objetivo productor fue la arenisca
M1 y su máxima inclinación está en el rango de 30 a 60 grados. Los pozos TMBD-002 y TMBD-
006 no cumplieron con el criterio de máxima inclinación por lo que quedan descartados del grupo.
GRUPO V
Pozos PAD Tipo Tiempo real (días) MD (ft) Máxima inclinación
TMBA-021 A J 9,54 7918,00 65
TMBA-33 A J 9,79 7577,00 68
Tabla 3. 9. Características del Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilia
El Grupo V, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD A, cuyas profundidades
totales medidas presentan similares tendencias, su objetivo productor fue la arenisca M1 y su
máxima inclinación es mayor a 60 grados.
38
GRUPO VI
Pozos PAD Tipo Tiempo real
(días) MD (ft)
Máxima inclinación
TMBD-003 D J 13,58 9178 67,91
TMBD-004 D J 14,29 8630 69,61
TMBD-026 D J 16,06 9645 78,50
Tabla 3. 10. Características del Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilia
El Grupo VI, está formado por los pozos direccionales tipo “J” del PAD D, cuyas
profundidades totales medidas presentan similares tendencias, su objetivo productor fue la arenisca
M1, sus objetivos secundarios fueron arenisca M2, U y su máxima inclinación es mayor a 60
grados.
3.5. Análisis de resultados
Se realizó el análisis de tiempos que se emplean en las operaciones de perforación con el
objetivo de identificar aquellas operaciones que nos permitan optimizar el proceso de perforación,
para utilizarlo como base del conocimiento en futuras perforaciones de pozos.
En el siguiente diagrama de flujo podemos observar la metodología empleada en límite técnico
en la perforación de pozos.
39
ANÁLISIS DE LOS
TIEMPOS NORMALES Y
NO PRODUCTIVOS
SELECCIÓN DE LOS MEJORES
TIEMPOS DE OPERACIONES DE
PERFORACIÓN
CONSTRUCCIÓN DE LA
GRÁFICA PROFUNDIDAD VS
TIEMPO CON LOS MEJORES
TIEMPOS
IDENTICACIÓN DE LOS
TIEMPOS PERDIDOS DURANTE
LAS OPERACIONES DE
PERFORACIÓN
DETERMINACIÓN DEL LÍMITE
TÉCNICO PARA CADA GRUPO DE
ESTUDIO
ANÁLISIS DE REPORTES
DE PERFORACIÓN
MÉTODOLOGÍA DE LÍMITE TÉCNICO
RECOPILACIÓN DE LA
INFORMACIÓN
NÚMERO DE POZOS PERFORADOS
DISTRIBUCIÓN DE LOS POZOS
TIPO DE POZOS
SELECCIÓN DE LOS
POZOS
PAD / TIPO DE POZO /
OBJETIVO / PROFUNDIDAD /
MÁXIMA INCLINACIÓN
Figura 3 1. Diagrama de Flujo de la metodología de Limite Técnico
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian.
40
CAPÍTULO IV. ANÁLISIS DE TIEMPOS DE PERFORACIÓN
Se realizó un análisis del tiempo real de las operaciones de perforación del Campo Tambococha
para determinar los tiempos normales (Tiempo requerido para terminar una actividad con la gente,
equipo y tecnología disponible) y no productivos (Tiempo referido a las operaciones que retrasan
una actividad) en cada una de sus 3 secciones: 16 in, 12-1/4 in, 8-1/2 in.
Los resultados de este análisis permitirán identificar los mejores tiempos, velocidades y tasas
de penetración requeridos para la construcción de la curva base.
A continuación, se detalla el análisis de tiempos reales de perforación para el Grupo I, que
corresponde a los pozos horizontales del PAD A cuyas profundidades totales medidas presentan
similares tendencias y su objetivo productor fue la arenisca M1, este análisis se realizó para todos
los grupos de estudio, cuyos resultados se presentan en el anexo 1.
4.1. Análisis de tiempos productivos
Gráfica 4. 1. Tiempos de perforación, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
TIEMPO REAL (DÍAS) 9,48 8,73 12,00 9,65 8,50 10,88
TIEMPO PRODUCTIVO (DÍAS) 8,81 8,73 12,00 9,50 8,40 9,88
NPT (DÍAS) 0,67 0,00 0,00 0,15 0,10 1,00
TIEM
PO
DÍA
S
TIEMPOS REALES EN LA PERFORACIÓN, GRUPO I
41
De la gráfica 4.1. se concluye que los tiempos reales de perforación representan la suma de los
tiempos normales o productivos y los tiempos no productivos.
(Bonilla & Buestán, 2013) clasifica los tiempos productivos en:
Tiempos planos
Tiempos de perforación
4.1.1. Identificación de tiempos planos
Se le llama tiempo plano al tiempo que duran las actividades necesarias para la realización del
pozo como puede ser corrida de revestidores, circulación de lodo, pruebas a BOP, ensamble de
BHA, etc. Que no están involucradas con la perforación del mismo por lo que el tiempo plano
forma parte del tiempo productivo del pozo (Munguía, 2018).
4.1.1.1. Armar y quebrar BHA (Bottom Hole Assembly)
En la gráfica 4.2 se presenta el tiempo en horas utilizado para armar el BHA de perforación en
cada una de las secciones de los pozos del Grupo I. El tiempo de prueba del BHA de perforación,
ha sido omitido del análisis ya que en todos los casos esta actividad tuvo una duración estándar de
30 minutos.
42
Gráfica 4. 2. Tiempo en armado de BHA, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Sección de 16 in:
El pozo TMBA-035H registra el mejor tiempo (1.5 horas). En este pozo únicamente se
utilizó 1 BHA de perforación direccional constituido por: Broca PDC/ Power Drive/
Receiver Stabilizer / Pony Flex Collar/ MWD TELESCOPE 825+APWD+GR / GYRO
SPHERE/ Float Sub.
El pozo TMBA-27H utilizó dos BHA empleando un total de 3.5 horas para el armado
de los mismos. El primer BHA constituido con motor de fondo como herramienta
direccional perforo hasta donde inicia el KOP, posteriormente fue cambiado con un
nuevo BHA equipado con POWER DRIVE.
Sección de 12-1/4 in:
Los pozos TMBA-033H y TMBA-035H presentan los menores tiempos (2 horas). Para
ambos casos se utilizó la misma configuración de BHA: Broca PDC/ Power Drive/
0
1
2
3
4
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
SECCION 16 in 2 2,5 3,5 2 2 1,5
Seccióm 12 1/4 in 3 3 3,5 2,5 2 2
Sección 8 1/2 in 2,5 3 4 3 2 2
TIEM
PO
HO
RA
S
ARMAR BHA , GRUPO I
43
Receiver Stabilizer/ Pony Flex Collar/ LWD ARC-8 (APWD-GR-RES) / MWD
TELESCOPE 825 + GAMMA RAY + APWD /MONEL/ Float Sub.
El pozo TMBA-27H utilizó dos BHA para esta sección. El primer BHA equipado con
Power Drive presentó problemas en el avance (altas vibraciones) y en la construcción
del ángulo por lo que es sacado a superficie para evaluación de broca y finalmente se
cambia a un nuevo BHA.
Sección de 8-1/2 in:
Los pozos TMBA-033H y TMBA-035H registran 2 horas para la ejecución de esta
actividad. El BHA utilizado para ambos casos es el siguiente: Broca PDC / Power
Drive/Short Hop Receiver (Slick) /PeriScope 675 /NeoScope/MWD TeleScope 675
/Monel /Float Sub/Downhole filter sub
En el pozo TMBA-17H, el primer BHA presentó falla en la herramienta LWD
(NeoScope presenta intermitencia en la activación del PNG), en base a este problema
se decidió cambiar de BHA.
En el pozo TMBA- 27H, el primer BHA equipado con POWER DRIVE, no genera
DLS requerido para horizontalizar el pozo, por lo que deciden sacar el BHA para
cambiarlo, el segundo BHA equipado con motor de fondo alcanzo 89 grados de
inclinación por lo que se decide sacar para cambiarlo por un tercer BHA con RSS +
LWD + MWD.
En la gráfica 4.3 se presenta el tiempo en horas utilizado para quebrar el BHA en cada
una de las 3 secciones que componen los pozos del Grupo I.
44
Gráfica 4. 3. Tiempos en desarmar BHA, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El tiempo óptimo para quebrar un BHA direccional en todas las secciones es de 1 hora.
El pozo TMBA-027H presentan los mayores tiempos de quebrado para las secciones de 12-
1/4” y 8-1/2” debido a que se requirió BHAs adicionales para completar su perforación.
4.1.1.2. Tiempos de POOH
El tiempo de POOH (Pull out of hole) es el tiempo que se toma en sacar del pozo herramientas,
tuberías, etc. A continuación, se analizará el tiempo de POOH para los BHA direccionales
empleados en la perforación de las secciones de 16”, 12-1/4” y 8-1/2”. Esta actividad puede ser
realizada de las siguientes formas:
Viaje libre
Viaje con bomba
Backreaming
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
4
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
SECCION 16 in 1 1,5 1 2,5 1 2
Seccióm 12 1/4 in 1 1 3 1 1 1,5
Sección 8 1/2 in 1,5 1,5 4 1 1 1,5
TIEM
PO
HO
RA
S
DESARMAR BHA , GRUPO I
45
TIEMPO DE POOH
POZO
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2"
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBA-17H 4166 4,50 926 6774 7,75 874 6852 5,00 1574
TMBA-19H 4347 5,72 774 6871 11,00 625 7408 6,50 1140
TMBA-27H 4781 9,70 493 7020 15,48 755 7585 16,08 1298
TMBA-29H 4347 8,00 543 6871 11,00 625 7419 6,50 1140
TMBA-33H 4164 6,47 659 6342 9,53 665 7508 4,67 1608
TMBA-35H 4667 6,73 693 6992 7,32 955 8048 6,00 1341
Tabla 4. 1. Tiempo de POOH, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Sección de 16 in:
Gráfica 4. 4. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 16”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
0
2
4
6
8
10
12
TMBA-17H TMBA-19H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-33H TMBA-35H
TIEMPO DE POOH, SECCIÓN 16"
POHH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)
Tiem
po
(Ho
ras)
Vel
oci
dad
(ft/
h))
46
La Gráfica 4.4. permite identificar que el mejor tiempo de POOH para el BHA direccional en
la perforación de la sección 16” es de 4,5 horas con una velocidad de 926 ft/h, este tiempo
corresponden al pozo TMBA-17H.
En la tabla 4.2 se describe un resumen de los eventos ocurridos durante los viajes del BHA en
la sección de 16 in. Las restricciones reportadas durante estos viajes se encuentran asociadas al
perfil direccional (Construcción vs tangente, cambios de DLS), arrastre por material adherido al
BHA y cambio litológico (Intercalaciones arenisca/siltstone y arcillas).
EVENTOS DURANTES LOS VIAJES (POOH), SECCIÓN 16”
POZO TRAYECTORIA EVENTO
TMBA-17H Construcción
21-58° Sacó libre a superficie. 3 tramos con bomba.
TMBA-19H Construcción
26-63°
Sacó con bomba en los siguientes intervalos por observar tensión: 4138-4045, 3403-3296’ MD, 3196-3111’, 2844-2833, 2833-2650’ MD, 1943-
1815’ MD.
TMBA-27H Tangente
61-64°
En zona tangente sacó con bomba. En zona de construcción sacó con
bomba y backreaming en zonas de cambio DLS.
TMBA-29H Construcción
63.5°
En intercalaciones de arenisca y zona de construcción con mayor DLS
se presentó restricción y variación de presión.
TMBA-33H Construcción
58.5°
Escalonamiento litológico. Mayores restricciones frente a intercalaciones
de areniscas.
TMBA-35H Construcción
64°
Sacó con backreaming frente a limolita y frente a intercalaciones de
areniscas Tiyuyacu/Indiferenciad
Tabla 4. 2. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 16”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
47
Sección de 12-1/4 in:
Gráfica 4. 5. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 12 1/4”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
La Gráfica 4.5 muestra que el tiempo de POOH para el BHA direccional empleado para la
perforación de la sección 12 1/4" es de 7,75 horas con una velocidad de 874 ft/h, correspondientes
al pozo TMBA-17H cuyo evento de viaje fue libre a superficie y con bomba frente a
intercalaciones de arenisca.
La tabla 4.3 se describen un resumen de los eventos ocurridos durante los viajes de BHA en la
sección de 12 1/4 in. Las restricciones reportadas obedecen a las mismas causas señaladas para los
viajes de BHA en la sección de 16”.
EVENTOS DURANTES LOS VIAJES (POOH), SECCIÓN 12 1/4”
POZO TRAYECTORIA EVENTO
TMBA-17H
Tangente Construcción 59-86°
Saco libre. Con bomba frente a intercalaciones de arenisca .
TMBA-19H
Tangente Construcción 63-86°
Backreaming y bomba
0
200
400
600
800
1000
1200
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
TMBA-17H TMBA-19H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-33H TMBA-35H
TIEMPO DE POOH, SECCIÓN 12 1/4"
POHH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)
Tiem
po
(Ho
ras)
Vel
oci
dad
(ft/
h))
48
TMBA-27H
Tangente Construcción 64-76°
BHA-3: Sacó por baja ROP. Sacó con backreaming. Mayor restricción frente a intercalaciones de areniscas. BHA-4: Sacó x NO poder construir ángulo. Sacó con mejor performance a superficie.
TMBA-29H
Tangente Construcción 63.5°-84°
Bombas y backreaming a lo largo de la trayectoria, con mayor Restricción en intercalaciones de arenisca.
TMBA-33H
Tangente 65° Construcción 65-87°
Sacó con backreaming toda la sección.
TMBA-35H
Construcción 64°
BHA-1: Sacó con backreaming frente a limolita y frente a intercalaciones de areniscas Tiyuyacu/Indiferenciado. BHA-2: Se realizó viaje de calibración debido a que el Csg 13 3/8” presento obstrucción en su corrida a 1320 ft.
Tabla 4. 3. Eventos durante POOH, Grupo I, Sección 12 1/4”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Sección de 8-1/2 in:
Gráfica 4. 6. Tiempo en POOH, Grupo I, Sección 8 1/2”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El pozo TMBA-023H presentan el mejor tiempo de viaje con 4,67 horas y una velocidad 1608
ft/h. No se registraron restricciones durante el POOH del BHA direccional empleado para la
perforación de la sección de 8 1/2”.
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
TMBA-17H TMBA-19H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-33H TMBA-35H
TIEMPO DE POOH, SECCIÓN 8 1/2"
POHH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)
49
4.1.1.3. Tiempos y velocidades de RIH
El tiempo de RIH (Run in hole) es el tiempo que toma introducir en el pozo herramientas,
revestidores, etc. Estos viajes al igual que los de POOH pueden realizarse de tres formas: Viaje
libre, viaje con bomba y backreaming.
En la tabla 4.3 se registran tiempos de RIH para corrida de casing de 13-3/8, K-55, 68 lb/Ft
para la sección de 16” y casing de 9-5/8”, N-80Q, 47 lb/ft para la sección de 12-1/4”.
TIEMPO DE RIH EN CORRIDA DE CASING
POZO
CASING 13 3/8 CASING 9 5/8
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBA-17H 4165 5,5 757 6772 8,5 797
TMBA-19H 4430 7,72 574 7276 6,9 637
TMBA-27H 4781 8,68 551 7014 7,1 988
TMBA-29H 4347 14 320 6864 13,5 510
TMBA-33H 4265 7,02 608 6807 9,18 742
TMBA-35H 4667 7,68 656 6992 9,05 832,86
Tabla 4. 4. Tiempo de RIH en corrida de casing, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
La corrida del liner ranurado de 7” en la sección de 8-1/2” no ha sido considerada en el presente
análisis, debido a que esta actividad corresponde al programa de Completación y pruebas iniciales
de pozos.
50
Sección de 16 in:
La secuencia operativa para el bajado del casing de 13-3/8 in es :
Realizar reunión de seguridad (0,5 horas)
Armar herramientas de manipuleo para corrida de casing (0,5 horas)
Conectar y probar equipo de flotación
Desarmar equipo y herramientas para corrida de casing (0,5 horas)
Gráfica 4. 7. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 13 3/8”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El mejor tiempo registrado para la corrida del casing 13-3/8 in es de 5,5 horas con una
velocidad de 757 ft/h, este tiempo corresponden al pozo TMBA-17H.
La tabla 4.4. muestra un resumen de los eventos durante la corrida de casing.
EVENTOS DURANTE LA CORRIDA DE CASING 13 3/8”
POZO TRAYECTORIA EVENTO
TMBA-17H Construcción
21-58° LIBRE
TMBA-19H
Construcción 26-63°
Fue necesario bajar con bomba para vencer apoyo en varios tramos
TMBA-27H Tangente En zona de construcción bajó con bomba en zonas de cambio DLS
0
100
200
300
400
500
600
700
800
0
2
4
6
8
10
12
14
16
TMBA-17H TMBA-19H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-33H TMBA-35H
TIEMPO DE RIH, CASING 13 3/8"
RIH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)
51
61-64°
TMBA-29H
Construcción 63.5°
Bajó con restricción en zona no acondicionada durante el viaje a superficie
TMBA-33H
Construcción 58.5°
Fue necesario bajar con bomba en la Base Fm. Indiferenciado, Lutita inferior Fm. Orteguaza y Arenisca Tope del Fm. Tiyuyacu.
TMBA-35H
Construcción 64°
No bajo a 1320 ft frente intercalación arenisca Fm. Indiferenciado. Después del viaje de calibración con BHA-2, bajó Csg con restricción principalmente frente a limolitas Fm. Orteguaza.
Tabla 4. 5. Eventos durante la corrida de casing 13-3/8 in, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian.
Sección de 12-1/4 in:
La secuencia operativa para la bajada del casing de 9-5/8 in es :
Realizar reunion de seguridad (0,5 horas)
Armar herramientas de manipuleo para corrida de casing (0,5 horas)
Armar equipo de flotación.
Correr casing 13-3/8 y circula (Tiempos detallados en la gráfica 4.8)
Conecta csg mandrel hanger + baja csg 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta csg
hanger en seccion "A-B" del cabeza (0,5 horas).
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas (0,5 horas)
Gráfica 4. 8. Tiempo en RIH, Grupo I, Casing 9 5/8”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0
200
400
600
800
1000
1200
0
5
10
15
TMBA-17H TMBA-19H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-33H TMBA-35H
TIEMPO DE RIH, CASING 9 5/8"
RIH (HORAS) VELOCIDAD (ft/h)
52
El tiempo óptimo para la corrida del casing 9-5/8” es de 6,9 horas con una velocidad de
637 ft/h, este tiempo corresponden al pozo TMBA-19H.
EVENTOS DURANTE LA CORRIDA DE CASING 9- 5/8”
POZO TRAYECTORIA EVENTO
TMBA-17H Construcción 21-58° Libre
TMBA-19H Construcción 26-63°
Fue necesario bajar con bomba para vencer apoyo en varios tramos
TMBA-27H Tangente 61-64°
En zona de construcción bajó con bomba en zonas de cambio DLS
TMBA-29H Construcción 63.5°
Bajó con restricción en zona no acondicionada durante el viaje a superficie
TMBA-33H Construcción 58.5°
Fue necesario bajar con bomba en la Base Fm. Indiferenciado, Lutita inferior Fm. Orteguaza y Arenisca Tope del Fm. Tiyuyacu.
TMBA-35H Construcción 64°
No bajo a 1320 ft frente intercalación arenisca Fm. Indiferenciado. Después del viaje de calibración con BHA-2, bajó Csg con restricción principalmente frente a limolitas Fm. Orteguaza.
Tabla 4. 6. Eventos durante la corrida de casing 9-5/8”, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian.
Una vez concluida la revisión de los tiempos de RIH para las corridas de casing, se procedió
con el análisis del tiempo de RIH para bajar el BHA direccional hasta el tope de cemento de cada
sección.
Sección 12-1/4 in: Armado el BHA direccional con broca de 12 ¼ in se procede a bajarlo a
través del casing de 13-3/8 in para comenzar la perforación de la sección de 12-1/4 in.
Sección 8-1/2 in: Este es el tiempo que se demora en bajar el BHA direccional a través del
casing de 9-5/8 in para comenzar a perforar la sección de 8 ½ in.
53
TIEMPO DE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO
POZO SECCIÓN 12 1/4 in SECCIÓN 8 1/2 in
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
ora
s)
VE
LO
CID
AD
(ft/
h)
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
)
VE
LO
CID
AD
(ft/
h)
TMBA-17H 4119 4,5 915 6725 7 961
TMBA-19H 4386 5 877 7235 5,73 1263
TMBA-27H 4692 4,75 988 6974 4,82 1447
TMBA-29H 4300 3,5 1228,6 6805 4,5 1512
TMBA-33H 4220 2,38 1773,1 6772 4,65 1456
TMBA-35H 4619 3 1539 6936 5 1387,2
Tabla 4. 7. Tiempo de RIH en hasta tope de cemento, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
4.1.1.5. Tiempos en cementación
El programa de cementación para los pozos del Grupo I, consta de dos secciones:
Cementación del casing de 13-3/8”
Cementación del casing de 9-5/8”
Cementación del casing de 13-3/8”
Los objetivos principales de la cementación del casing de 13-3/8” es aislar acuíferos
superficiales y asegurar la integridad del revestimiento. Una vez circulado el pozo con bombas del
Rig hasta obtener retornos limpios, la secuencia operativa para la cementación es la siguiente:
Realizar reunión de seguridad.
Instalar cabezal de cementación
Llenar y probar líneas por 5 min a 3000 psi
Bombear preflujos
Mezclar y bombear lecheada lead
Mezclar y bombear lechada tail
54
Liberar tapón de tope
Bombear 10 bbls de agua atrás del tapón tope
Desplazar con bombas del taladro volumen de lodo calculado.
Asentar tapón con 500 psi sobre la presión final. Mantener la presión durante 5
min.
Revisar el contraflujo, verificar funcionamiento de equipo de flotación
WOC.
Realizar Top Job
La gráfica 4.9, presenta los tiempos durante la cementación del casing 13-3/8”.
Gráfica 4. 9. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 13- 3/8”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
De la gráfica se obtiene que el tiempo promedio para la cemetación del casing de 13-3/8” es de
4,33 horas, siendo la actividad de cementación (Bombeo de lechadas) la unica que registra
diferencia en su duración permitiendo asi establecer que el tiempo optimo para esta actividad es
de 2,5 horas.
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
2,5
3
3
3
3
2,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0 2 4 6
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
TIEMPO EN CEMENTACIÓN, CASING 13-3/8"
Arma líeas de cementación,instala cabezal y prueba
Realiza Cementación
Retira cabezal de cementación ydesarmas líneas
Top Job
55
Cementación del casing de 9-5/8”
La secuencia operativa para la cementación del casing de 9-5/8” es la siguiente:
Realizar reunión de Seguridad.
Instalar cabezal de cementación
Llenar y probar líneas a 3000 psi por 5min
Premezclar lechada Tail y circular el pozo
Bombear preflujos
Mezclar y bombear lecheada lead (Cemento tipo A)
Mezclar y bombear lechada tail (Cemento tipo G)
Liberar tapón de tope
Bombear 10 bbls de agua atrás del tapón tope
Desplazar con bombas del taladro volumen de lodo calculado.
Asentar tapón con 500 psi sobre la presión final, mantener la presión durante 5
min.
Revisar el contraflujo, verificar funcionamiento de equipo de flotación
WOC.
La gráfica 4.10, muestra los tiempos durante la cementación del casing 9-5/8 in.
Gráfica 4. 10. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
3
2
2,5
2,5
2,5
2,5
0,5
0,5
0,5
1
0,5
0,5
0 2 4 6
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
TIEMPO EN CEMENTACIÓN, CASING 9-5/8"
Arma líeas de cementación,instala cabezal y pruebaRealiza Cementación
Retira cabezal de cementación ydesarmas líneas
56
El tiempo promedio para la cementación del casing de 9-5/8” es de 3,58 horas, al igual que la
cementación del casing de 13-3/8” el mejor tiempo para realizar la cementación de 2,5 horas.
4.1.1.6. Tiempos en instalación sección A,B del cabezal y del BOP
Estas dos actividades se realizan después de la cementación del casing superficial, la instalación
del BOP “permite controlar la presión del cabezal del pozo y produce un sello de cierre por el cual
se desliza la tubería sirviendo como guía” (De la Torre G, 2009).
Gráfica 4. 11. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
El mejor tiempo para el armado de la sección A y B del cabezal y del BOP es de seis horas,
notándose una diferencia en la duración de los tiempos de instalación y prueba del BOP.
0,5
1
0,5
0,5
0,5
0,5
1
1
1
1
1
1
3,5
2
2
1
2
2
0,5
0,5
0,5
1
0,5
0,5
1,5
1,5
2,5
2,5
1,5
2,5
1
0,5
0,5
0,5
0,5
0,5
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP
Corte y biselado csg 13-3/8"
Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos
Instala BOP
Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal
Test BOP
Retira test plug e instala wear bushing
TIEMPO (horas)
57
4.1.1.8. Tiempos en otras actividades
A continuación, se detallan otras actividades realizadas en la perforación de pozos del grupo I:
Tiempo de Gyro
Esta actividad es realizada en la sección de 16”. Las corridas para toma de GYRO son
efectuadas hasta que sus valores coincidan con los de la herramienta MWD una vez superada la
interferencia magnética de los pozos vecinos.
Gráfica 4. 12. Tiempo en toma de GYRO, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de servicio al taladro (RIG SERVICE)
La empresa Contratista es responsable de dar el adecuado y oportuno mantenimiento
preventivo y correctivo a sus equipos y herramientas, incluido el taladro de perforación, a fin
garantizar su correcto funcionamiento.
1 1
3 3
0,5
2
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
Tiem
pp
o h
ora
s
TIEMPO EN TOMA DE GYRO, GRUPO I
58
Contractualmente, el taladro de perforación dispone de hasta treinta minutos al día a efecto del
Rig Service. Este tiempo no será imputable a Tiempo No Productivo (NPT).
Gráfica 4. 13. Tiempo en RIG Servicie, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
4.1.2. Identificación de tiempos de perforación.
Tiempo de perforación es aquel periodo de tiempo en el que se tiene avance en la
profundidad del pozo, para el caso de los pozos direccionales este tiempo incluye el tiempo de
circulación y el tiempo para la toma de surveys (Bonilla & Buestán, 2013).
Las gráficas 4.14 y 4.15 registran los tiempos de perforación y circulación en cada una de las
secciones.
0,5 0,50,5
0,5 0,5 0,5
0,5
0,5
0,5
0,5 0,5 0,510,5
2
0 0 0
0%
20%
40%
60%
80%
100%
TMBA-017H TMBA-019H TMBA-27H TMBA-29H TMBA-033H TMBA-035H
RIG SERVICE, GRUPO I
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12-1/4" SECCIÓN 8-1/2"
59
Gráfica 4. 14. Tiempo de perforación, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Gráfica 4. 15. Tiempo de circulación, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Determinación de la ROP óptima:
La Rata de Perforación (ROP), por si misma, no es un parámetro adecuado para evaluar la
eficiencia de la perforación de los pozos. Por tal motivo, la ROP óptima en cada de una de las
secciones requiere ser obtenida a partir del cálculo de la energía específica “Es” que combina los
parámetros registrados en la perforación, utilizando la siguiente ecuación (Rabia, 1982) :
39,5
43
47
43,5
42,5
39
35
38,5
38
28
28
30
25
22
23,5
21,5
28,5
35,5
0 20 40 60 80 100 120
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
TIEMPO DE PERFORACIÓN EN LOS POZOS DEL GRUPO ISección 16" Sección 12 1/4" Sección 8 1/2"
Tiempo (horas)
7
4,5
8,5
10,5
8
9,5
9,5
9,5
10,5
7
7,5
7
4
11
3
5,5
4,5
3,5
0 5 10 15 20 25 30
TMBA-017H
TMBA-019H
TMBA-27H
TMBA-29H
TMBA-033H
TMBA-035H
TIEMPOS DE CIRCULACIÓN, GRUPO I,
SECCION 16 in Seccióm 12 1/4 in Sección 8 1/2 in
60
𝐸𝑠 = 20 ∗ 𝑊𝑂𝐵 ∗ 𝑁
𝑑 ∗ 𝑅𝑂𝑃
Donde:
WOB: Peso sobre la broca, [Klbs].
N: Velocidad de la rotaria, [rpm].
D: Diámetro de la broca, [in].
ROP: Rata de penetración, [ft/h].
Los parámetros necesarios para el cálculo de la energía específica se los obtuvo de los reportes
finales de broca de cada uno de los pozos.
Es, GRUPO I, SECCIÓN 16"
POZOS INTERVALO
PERFORADO (ft)
TIEMPO DE PERFORACIÓN
(hrs)
ROP (ft/h)
WOB (Klbs)
N (rpm)
Es (in-lbf/in3)
TMBA-017H 4.114 39,5 104,15 46 120 66,25
TMBA-019H 4.371 43,0 101,65 50 120 73,78
TMBA-27H 4.727 47,0 100,57 42 120 62,64
TMBA-29H 4295 43,5 98,74 47 120 71,40
TMBA-033H 4.295 42,5 99,20 46 120 69,56
TMBA-035H 4.615 39,0 118,30 40 120 50,72
Tabla 4. 8. Cálculo de la MSE, Grupo I, Sección 16”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Es, GRUPO I, SECCIÓN 12 1/4"
POZOS INTERVALO
PERFORADO (ft)
TIEMPO DE PERFORACIÓN
(hrs)
ROP (ft/h)
WOB (Klbs)
N (rpm)
Es (in-lbf/in3)
TMBA-017H 2.608 35,0 74,51 42 50 46,01
61
TMBA-019H 2.858 38,5 74,23 40 80 70,38
TMBA-27H 2.239 38,0 58,92 38 100 105,29
TMBA-29H 2.524 28,0 90,14 40 60 43,47
TMBA-033H 2.551 28,0 91,10 48 60 51,61
TMBA-035H 2.325 30,0 77,50 40 90 75,84
Tabla 4. 9. Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Es, GRUPO I, SECCIÓN 8 1/2"
POZOS INTERVALO
PERFORADO (ft)
TIEMPO DE PERFORACIÓN
(hrs)
ROP (ft/h)
WOB (Klbs)
N (rpm)
Es (in-lbf/in3)
TMBA-017H 1097 25 43,88 20 70 75,07
TMBA-019H 921 22 41,86 25 60 84,31
TMBA-27H 565 23,5 24,04 34 100 332,74
TMBA-29H 547 21,5 25,44 32 80 236,76
TMBA-033H 813 28,5 28,50 34 50 140,35
TMBA-035H 1.056 35,5 29,70 35 30 83,18
Tabla 4. 10. . Cálculo de a MSE, Grupo I, Sección 12-1/4”
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Para lograr una eficiencia de perforación, el objetivo es minimizar la Energía
Especifica y maximizar la velocidad de penetración (Teale, 1965). Fundamentados
en este principio, se ha seleccionado la ROP óptima para cada una de las secciones de los
pozos que conforman el grupo I:
Sección 16”: ROP = 118,3 ft/h @ Es = 50,7 in-lbf/in3
Sección 12-1/4”: ROP = 90,1 ft/h @ Es = 43.5 in-lbf/in3
Sección 8-1/2”: ROP = 43,9 ft/h @ Es = 75.1 in-lbf/in3
4.2. Análisis de tiempo no productivo (NPT).
El tiempo no productivo en las operaciones de perforación es aquel tiempo donde no hay avance
por causantes que se presentan en dicha actividad. Inicia desde que evidencia una actividad
62
improductiva hasta que se encuentra de nuevo en las condiciones operacionales productivas que
tenían antes del evento imprevisto. (Constante & Moreira, 2015).
Contratactualmente, el tiempo no productivo o NPT significa la suspensión o paralización en la
ejecucuón de los servicios y/o trabajos del Taladro de Perforación y líneas distintas al taladro por
acciones u omisiones imputables a la Contratista o cualquiera de sus subcontratistas.
Gráfica 4. 16. Tiempo no productivo, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
En el Grupo I el tiempo no productivo se presentó en 4 pozos de los 6 analizados, el de mayor
duración se presentó en el pozo TMBA-35H (24 horas) debido a problemas al momento de bajar
el casing de 13-3/8”, seguido por el pozo TMBA-17H (13 horas) por perdida de señal de registros
de densidad y porosidad de herramienta Neoscope.
En el siguiente capítulo se describe el análisis detallado de los tiempos no productivos.
TMBA-0092%
TMBA-011H15%
TMBA-013H0%
TMBA-0151%
TMBA-017H19%
TMBA-019H0%
TMBA-0210%
TMBA-02310%
TMBA-025H14%
TMBA-027H0%
TMBA-029H2%
TMBA-0312%
TMBA-033H3%
TMBA-035H29%
TMBA-0373%
PORCENTAJE DE TIEMPO NO PRODUCTIVO POR POZOS, TAMBOCOCHA A
TMBA-009 TMBA-011H TMBA-013H TMBA-015 TMBA-017H TMBA-019H TMBA-021 TMBA-023
TMBA-025H TMBA-027H TMBA-029H TMBA-031 TMBA-033H TMBA-035H TMBA-037
63
CAPÍTULO V. LÍMITE TÉCNICO
Una vez realizado el análisis de los tiempos reales en la perforación de los pozos del Campo
Tambococha, se dispone de la información necesaria para establecer una propuesta de límite
técnico para cada grupo de estudio e identificar los problemas suscitados en la fase de perforación.
5.1. Determinación del Límite Técnico
Los tiempos de perforación registrados mostraron variaciones significativas de pozo a pozo,
incluso para profundidades totales medidas (MD) similares, razón por la cual la construcción de la
curva base de los pozos se realizó considerando las secciones, actividades y sub actividades con la
finalidad de tener un estudio confiable para la planificación de la perforación de los nuevos pozos.
A continuación, se presentan un resumen de los tiempos empleados para perforar cada una de
las secciones, la propuesta de límite técnico, y la curva base de límite técnico (gráfica profundidad
vs tiempo) para cada uno de los seis grupos de estudio.
64
5.1.1. Límite técnico para el Grupo I, pozos horizontales, Tambococha A
Tabla 5. 1.Tiempos de perforación, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempos de perforación por sección, Grupo I
SE
CC
IÓN
PO
ZO
S
PR
OF
UN
DID
AD
DE
EN
TR
AD
A
(ft)
PR
OF
UN
DID
AD
DE
SA
LID
A (
ft)
INT
ER
VA
LO
PE
RF
OR
AD
O (
ft)
RO
P P
RO
ME
DIO
(pp
h)
PE
RF
OR
AC
IÓN
BH
A
CIR
CU
LA
PO
OH
CA
SIN
G
CE
ME
NT
AC
IÓN
BO
P Y
CA
BE
ZA
L
GY
RO
RIG
SE
RV
ISE
DR
ILL
OU
T
TIE
MP
O R
EA
L
(DÍA
S)
TIE
MP
O
NO
RM
AL
(D
ÍAS
)
TIE
MP
O N
PT
(DÍA
S)
SE
CC
IÓN
16
"
TMBA-017H 52 4166 4114 104,15 39,5 3 7 4,5 6,5 4 12,5 1 0 0 3,25 3,25 0,00
TMBA-019H 59 4430 4371 101,65 43 5,5 4,5 5,0 11,5 5,0 6,0 1,0 1,0 0 3,44 3,44 0,00
TMBA-27H 54 4781 4727 100,57 47,0 6,0 8,5 12,0 12,0 4,5 9,5 3,0 1,5 0 4,30 4,30 0,00
TMBA-29H 52 4347 4295 98,74 43,5 8,5 10,5 9 14 4,5 8,5 3 0,5 0 4,25 4,25 0,00
TMBA-033H 50 4265 4215 99,18 42,5 3,5 8 6,5 7,5 5 8 0,5 0 0 3,40 3,40 0,00
TMBA-035H 52 4667 4615 118,33 39 4,5 9,5 7 13 5 8,5 2 0,5 0 5,46 3,71 1,75
SE
CC
IÓN
12
-1/4
" TMBA-017H 4166 6774 2608 74,51 35 8,5 9,5 9 12 4 0 0 0,5 3 3,50 3,40 0,10
TMBA-019H 4430 7288 2858 74,23 38,5 5 9,5 9,5 10 5 0 0 0,5 3,5 3,40 3,40 0,00
TMBA-27H 4781 7020 2239 58,92 38 7,5 10,5 23,5 10 3,5 1 0 0 3,5 4,10 4,10 0,00
TMBA-29H 4347 6871 2524 90,14 28 9,5 7 10,5 16 4,5 1,5 0 0,5 2 3,31 3,31 0,00
TMBA-033H 4265 6816 2551 91,11 28 4,5 7,5 12 12 3,5 1 0 0 2,5 3,06 2,96 0,10
TMBA-035H 4667 6992 2325 83,04 28 4,5 7 10 10,5 4,5 4,5 0 0 3 3,00 3,00 0,00
SE
CC
IÓN
8-1
/2" TMBA-017H 6774 7871 1097 43,88 25 9 4 10 0 0 0 0 0,5 4 2,70 2,19 0,54
TMBA-019H 7288 8209 921 41,86 22 3,5 11 6 0 0 0 0 0 3 1,90 1,90 0,00
TMBA-27H 7020 7585 565 23,06 24,5 16,5 3 40 0 0 0 0 2,5 2 3,70 3,70 0,00
TMBA-29H 6871 7418 547 25,44 21,5 10 5,5 8,5 0 0 0 0 0 2,5 2,10 2,00 0,08
TMBA-033H 6816 7629 813 28,53 28,5 3,5 4,5 10,5 0 0 0 0 0 2 2,04 2,04 0,00
TMBA-035H 6992 8048 1056 32,49 32,5 5 3,5 13,5 0 0 0 0 0 3,5 2,42 2,42 0,00
65
ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal del Grupo I
Secciones Profundidad
de entrada
Profundidad
de Salida ROP Formaciones
16 in 52 4166 118,3 Indiferenciado, Orteguaza,
Tiyuyacu
12-1/4 in 4166 6774 91,1 Tiyuyacu, Tena
8-1/2 in 6774 7871 43,88 Napo
Tabla 5. 2.ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tabla 5. 3.Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo I
DETALLE DE OPERACIÓN Actual
Acum
Prof_Inicio
Prof_fin
Time Day ft ft
SECCIÓN 16"
Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0.50 0.02 0 0
Arma BHA #1 1.50 0.08 0 0
Direccional Drilling 23.44 1.06 52 2826
Circulación 1.00 1.10 2826 2826
Arma herramientas y corre Gyro 0.50 1.12 2826 2826
Direccional Drilling 11.32 1.59 2826 4166
Circulación 3.00 1.72 4166 4166
Saca BHA #1 6.20 1.98 4166 4166
Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0.50 2.00 4166 4166
Desarma BHA #1 1.00 2.04 4166 4166
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida 0.50 2.06 4166 4166
Puntos de casing para el pozo ideal
Detalle Profundidad
CASING 20” 52 ft
CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu
CASING 9-5/8” Tope Napo M1
66
de CSG de 13 3/8"
Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0.50 2.08 4166 4166
Conecta zapato y collar, probar equipo 0.50 2.10 4166 4166
Baja CSG de 13-3/8 5.74 2.34 4166 4166
Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parámetros de cementación
1.50 2.40 4166 4166
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 2.43 4166 4166
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 2.45 4166 4166
Realiza trabajo de cementación 2.50 2.55 4166 4166
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 2.57 4166 4166
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0.50 2.59 4166 4166
Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de brida
0.50 2.61 4166 4166
Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas 0.50 2.63 4166 4166
Realiza Top Job 0.50 2.65 4166 4166
Corta y biselado csg de 13 3/8" 0.50 2.68 4166 4166
Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 1.00 2.72 4166 4166
Reunión de seguridad para instalar BOP 0.50 2.74 4166 4166
Coloca BOP, niple campana, camisa, arma líneas de chock manifold, líneas del Kill line y HCR y tensadores
1.00 2.78 4166 4166
Instala TEST PLUG en sección AB del Cabezal 0.50 2.80 4166 4166
TEST BOP 1.50 2.86 4166 4166
Retira test plug e instala wear bushing 0.50 2.88 4166 4166
SECCIÓN 12 1/4" 0.00 2.88 4166 4166
Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD. 0.50 2.90 4166 4166
Arma BHA #2 2.00 2.99 4166 4166
TEST BHA#2 0.50 3.01 4166 4166
BAJA BHA 3.50 3.15 4166 4166
Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1.50 3.22 4166 4166
TEST CSG 13 3/8" 0.50 3.24 4166 4166
DRILL OUT 1.00 3.28 4166 4166
Circula hasta retornos limpios 1.00 3.32 4166 4166
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1.00 3.36 4166 4166
Cambio de Fluido 0.50 3.38 4166 4166
FIT 0.50 3.40 4166 4166
Direccional Drilling 28.60 4.60 4166 6774
Circulación 4.00 4.76 6774 6774
Saca BHA #12 11.00 5.22 6774 6774
Reunion de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0.50 5.24 6774 6774
67
Desarma BHA #2 1.00 5.28 6774 6774
Recupera Wear Bushing 0.50 5.30 6774 6774
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8"
0.50 5.33 6774 6774
Armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8" 0.50 5.35 6774 6774
Conecta zapato y collar, probar equipo 0.50 5.37 6774 6774
Baja CSG de 9-5/8 10.00 5.78 6774 6774
Conecta csg mandrel hanger + Baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra +asienta CSG hanger en sección A--B del cabezal
0.50 5.80 6774 6774
Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parámetros de cementación
1.00 5.85 6774 6774
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 5.87 6774 6774
Reunión de seguridad para cementar csg de 13-3/8" 0.50 5.89 6774 6774
Realiza trabajo de cementación 2.00 5.97 6774 6774
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 5.99 6774 6774
Lava sección A-B del cabezal multibowl 0.50 6.01 6774 6774
Baja e instala Pack off de de 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en sección A-B + prueba sellos inferiores y superiores
0.50 6.03 6774 6774
Baja y asienta wear bushing 0.50 6.05 6774 6774
SECCIÓN 8 1/2" 0.00 6.05 6774 6774
Reunión de seguridad para armar BHA #3 DD. 0.50 6.08 6774 6774
Arma BHA #3 0.50 6.10 6774 6774
Test BHA#3 0.50 6.12 6774 6774
Baja BHA 4.50 6.30 6774 6774
Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 2.00 6.39 6774 6774
TEST CSG 9 5/8" 0.50 6.41 6774 6774
DRILL OUT 0.50 6.43 6774 6774
Circula hasta retornos limpios 0.50 6.45 6774 6774
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 0.50 6.47 6774 6774
Cambio de Fluido 0.50 6.49 6774 6774
Direccional Drilling 25.00 7.53 6774 7871
Circulación 1.00 7.58 7871 7871
Saca BHA #3 6.50 7.85 7871 7871
Reunión de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0.50 7.87 7871 7871
Desarma BHA #3 1.00 7.91 7871 7871
68
Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo I
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Real de Perforación (días)
TMBA 17H TMBA 19H
TMBA 27H TMBA 29H
TMBA 33H TMBA 35H
LIMITE TECNICO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Normal de Perforación (días)
TMBA 17H TMBA 19H
TMBA 27H TMBA 29H
TMBA 33H TMBA 35H
LIMITE TECNICO
Gráfica 5. 2. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Gráfica 5. 1. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo I
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
69
5.1.2. Límite técnico para el Grupo II, pozos horizontales, Tambococha D
Tiempos de perforación por sección, Grupo II
SE
CC
IÓN
PO
ZO
S
PR
OF
UN
DID
AD
DE
EN
TR
AD
A (
ft)
PR
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UN
DID
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ft)
INT
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ft)
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(pp
h)
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S)
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MP
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OR
MA
L
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S)
TIE
MP
O N
PT
(DÍA
S)
SE
CC
IÓN
16
" TMBD-014H 47 6319 6272 70,71 52,5 2,5 20 15 12 5,5 8 1,5 0,5 0 5,33 5,10 0,23
TMBD-016H 52 3397 3950 79,8 49,0 3 8,5 8,5 9 5 9,5 2 0 0 4,30 4,08 0,00
TMBD-018H 52 5612 5564 105 53 1,5 16,5 17 15 5,5 7,5 1,5 0 0 5,29 5,04 0,00
TMBD-020H 53 5361 5213 75,95 60 1,5 6,5 6,5 13 5,5 5,5 1,5 0,5 0 5,00 4,75 0,17
SE
CC
IÓN
12
-1/4
" TMBD-014H 6319 8265 1946 70,78 16,5 3,5 19 25 8,5 3,5 1,5 4,5 0 4,5 3,87 3,72 0,14
TMBD-016H 3397 5786 1789 67,5 27,5 2,5 10 14 11 3,5 1,5 0 2,5 2,5 3,40 3,21 0,00
TMBD-018H 5612 8270 2658 81,8 32,5 3 13,5 20 4,5 3,5 0 0 0 2 3,38 3,19 0,00
TMBD-020H 5361 7660 2299 65,69 35 2,5 25,5 8,5 23 3,5 1,5 0 1,5 3,5 5,18 4,98 0,00
SE
CC
IÓN
8-1
/2" TMBD-014H 8265 8880 615 27,3 26 2,5 17 12 3,5 0 0 3,5 0 3,5 3,06 2,95 0,11
TMBD-016H 5786 7045 1259 94,3 22 2,5 6 13 0,5 0 0 0 0 3 2,23 2,10 0,00
TMBD-018H 8270 9151 881 88,1 17,5 2,5 7 14 15 0 0 0 1,5 2,5 3,04 2,94 0,13
TMBD-020H 7660 7886 226 113 12,5 3 22 17 0,5 0 0 0 0 3 2,59 2,46 1,02
Tabla 5. 4. Tiempos de perforación, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
70
Tabla 5. 5. ROP y formaciones atravesadas por el pozo ideal, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tabla 5. 6. Puntos de casing para el pozo ideal, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo II
DETALLE DE OPERACIÓN Actual Acum Prof_Inicio Prof_fin
Time Day ft ft
SECCIÓN 16"
Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0,50 0,02 0 0
Arma BHA #1 1,50 0,08 0 0
Direccional Drilling 3,00 0,21 47 362
Circulación 0,50 0,23 362 362
Arma herramientas y corre Gyro 1,00 0,27 362 362
Directional Drilling 53,40 2,50 362 5612
Circulación 1,50 2,56 5612 5612
Saca BHA #1 1,00 2,60 5612 5612
Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0,50 2,62 5612 5612
Desarma BHA #1 1,00 2,66 5612 5612
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de csg DE 13 3/8"
0,50 2,68 5612 5612
ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo II
Secciones Profundidad de entrada
Profundidad de Salida
ROP Formaciones
16 in 48 5612 105 Indiferenciado,
Orteguaza, Tiyuyacu
12-1/4 in 5612 8270 70,76 Tiyuyacu, Tena
8-1/2 in 6774 9151 94,3 Napo
Puntos de casing para el pozo ideal
Detalle Profundidad
CASING 20” 48 ft
CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu
CASING 9-5/8” Tope Napo M1
71
Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0,50 2,70 5612 5612
Conecta zapato y collar, probar equipo 0,50 2,73 5612 5612
Baja CSG de 13-3/8 4,00 2,89 5612 5612
Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parámetros de cementación
1,50 2,95 5612 5612
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,50 2,98 5612 5612
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,50 3,00 5612 5612
Realiza trabajo de cementación 2,50 3,10 5612 5612
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0,50 3,12 5612 5612
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0,50 3,14 5612 5612
Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de brida
1,00 3,18 5612 5612
Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas
1,00 3,23 5612 5612
Realiza Top Job 0,50 3,25 5612 5612
Corta y biselado csg de 13 3/8" 1,00 3,23 5612 5612
Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 1,00 3,27 5612 5612
Reunión de seguridad para instalar BOP 0,50 3,29 5612 5612
Coloca BOP, niple campana, camisa, arma líneas de chock manifold, líneas del Kill line y HRC y tensadores
3,00 3,41 5612 5612
Instala TEST PLUG EN SECCION AB del Cabezal 1,00 3,45 5612 5612
TEST BOP 1,50 3,52 5612 5612
Retira test plug e instala wear bushing 0,50 3,54 5612 5612
SECCIÓN 12 1/4" 0,00 3,54 5612 5612
Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD.
0,50 3,56 5612 5612
Arma BHA #2 2,50 3,66 5612 5612
TEST BHA#2 0,50 3,68 5612 5612
BAJA BHA 2,50 3,79 5612 5612
Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1,00 3,83 5612 5612
TEST CSG 13 3/8" 0,50 3,85 5612 5612
DRILL OUT 2,00 3,93 5612 5612
Circula hasta retornos limpios 1,00 3,98 5612 5612
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,00 4,02 5612 5612
Cambio de Fluido 0,50 4,04 5612 5612
FIT 0,50 4,06 5612 5612
Direccional Drilling 37,60 5,63 5612 8273
Circulación 5,00 5,83 8273 8273
Saca BHA #12 7,50 6,15 8273 8273
Reunion de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0,50 6,17 8273 8273
Desarma BHA #2 1,00 6,21 8273 8273
Recupera Wear Bushing 0,50 6,23 8273 8273
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8"
0,50 6,25 8273 8273
72
Armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8" 0,50 6,27 8273 8273
Conecta zapato y collar, probar equipo 0,50 6,29 8273 8273
Baja CSG de 9-5/8 6,00 6,54 8273 8273
Conecta CSG MANDREL HANGER + Baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta CSG HANGER EN SECCION "A-B" DEL CABEZA
0,50 6,56 8273 8273
Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parámetros de cementación
0,50 6,58 8273 8273
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,50 6,60 8273 8273
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,50 6,63 8273 8273
Realiza trabajo de cementación 2,00 6,71 8273 8273
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0,50 6,73 8273 8273
LAVA SECCIÓN A-B DEL CABEZAL MULTIBOWL 0,50 6,75 8273 8273
Baja e instala PACK OFF DE 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en sección A-B + prueba sellos inferiores y superiores
0,50 6,77 8273 8273
Baja y asienta Wear Bushing 1,00 6,81 8273 8273
SECCIÓN 8 1/2" 0,00 6,81 8273 8273
Reunión de seguridad para armar BHA #3 DD. 0,50 6,83 8273 8273
Arma BHA #3 2,50 6,94 8273 8273
TEST BHA#3 0,50 6,96 8273 8273
BAJA BHA 3,00 7,08 8273 8273
Rota Cemento + Tapones + drill out de collar flotador 0,50 7,10 8273 8273
TEST CSG 9 5/8" 0,50 7,13 8273 8273
DRILL OUT 3,00 7,25 8273 8273
Circula hasta retornos limpios 3,50 7,40 8273 8273
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,00 7,44 8273 8273
Cambio de fluido 1,50 7,50 8273 8273
Direccional Drilling 9,66 7,90 8273 9151
Circulación 1,00 7,94 9151 9151
Saca BHA #3 7,00 8,24 9151 9151
Reunión de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0,50 8,26 9151 9151
Desarma BHA #3 1,50 8,32 9151 9151
73
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Normal de Perforación (días)
TMBA 14H TMBA 16H
TMBA 18H TMBA 20H
LIMITE TECNICO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Real de Perforación (días)
TMBA 14H TMBA 16H
TMBA 18H TMBA 20H
LIMITE TECNICO
Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo II
Gráfica 5. 4 Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Gráfica 5. 3. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
74
5.1.3. Límite técnico para el Grupo III, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de 30° a 60°, Tambococha A
Tiempos de perforación por sección, Grupo III
SE
CC
IÓN
PO
ZO
S
PR
OF
UN
DID
AD
DE
EN
TR
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ft)
PR
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UN
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ft)
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DÍA
S)
TIE
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O N
OR
MA
L
(DÍA
S)
TIE
MP
O N
PT
(D
ÍAS
)
SECCIÓN 16" TMBA-015 53 4925 4872 86,2 56,5 6,0 10,5 9,0 14,0 4,5 9,0 1,5 0,0 0,0 5,41 4,63 4,63 0,00
TMBA-037 50 4279 4229 115,86 36,5 8,0 10,5 7,5 13,5 4,5 7,5 3,5 0,5 0,0 4,16 3,83 3,83 0,00
SECCIÓN 12-1/4" TMBA-015 4925 6186 1261 51,5 24,5 5,0 8,5 9,0 11 4,0 2,0 0,0 0,5 2,0 3,36 2,79 2,77 0,02
TMBA-037 4279 5609 1330 95,00 14,0 5,0 4,5 6,5 10 2,5 0,0 0,0 0,5 4,0 2,61 2,02 1,96 0,06
SECCIÓN 8-1/2" TMBA-015 6186 6997 811 50,7 16,0 7,0 4,5 14,0 12 3,5 0,0 0,0 0,0 1,5 3,23 2,44 2,44 0,00
TMBA-037 5609 6265 656 54,67 12,0 6,5 7,0 23,5 7,5 0,0 0,0 0,0 0,5 2,0 2,23 2,50 2,46 0,04
Tabla 5. 7.Tiempos de perforación, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
75
ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo III
Sección Profundidad
de entrada
Profundidad
de Salida ROP Formaciones
16 in 53 4925 86,23 Indiferenciado, Orteguaza,
Tiyuyacu
12-1/4 in 4925 6186 73,89
Tiyuyacu, Tena
8-1/2 in 6186 6997 45,2 Napo
Tabla 5. 8.ROP y formaciones atravesadas , Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tabla 5. 9.Puntos de casing, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo III
DETALLE DE OPERACIÓN Actual
Acum
Prof_Inicio Prof_fin
Time Day ft ft
SECCIÓN 16"
Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0.50 0.02 0 0
Arma BHA #1 2.50 0.13 0 0
Direccional Drilling 10.70 0.57 53 974
Circulación 1.00 0.61 974 974
Arma herramientas y corre Gyro 0.50 0.63 974 974
Direccional Drilling 45.82 2.54 974 4925
Circulación 2.00 2.63 4925 4925
Saca BHA #1 8.10 2.96 4925 4925
Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0.50 2.98 4925 4925
Desarma BHA #1 1.00 3.03 4925 4925
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG
DE 13 3/8" 0.50 3.05 4925 4925
Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0.50 3.07 4925 4925
Puntos de casing para el pozo ideal
Detalle Profundidad
CASING 20” 53 ft
CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu
CASING 9-5/8” Tope Napo M1
LINER-7” Base U
76
Arma y prueba equipos de flotación 0.50 3.09 4925 4925
Baja CSG de 13-3/8 8.22 3.43 4925 4925
Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parámetros de
cementación 1.00 3.47 4925 4925
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 3.49 4925 4925
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 3.51 4925 4925
Realiza trabajo de cementación 2.50 3.62 4925 4925
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 3.64 4925 4925
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0.50 3.66 4925 4925
Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de
brida 0.50 3.68 4925 4925
Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas 0.50 3.70 4925 4925
Realiza Top Job 0.50 3.72 4925 4925
Corta y biselado csg de 13 3/8" 0.50 3.74 4925 4925
Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 0.50 3.76 4925 4925
Reunión de seguridad para instalar BOP 0.50 3.79 4925 4925
Instala BOP 1.00 3.83 4925 4925
Instala TEST PLUG EN SECCION AB del Cabezal 0.50 3.85 4925 4925
TEST BOP 2.00 3.93 4925 4925
Retira test plug e instala wear bushing 0.50 3.95 4925 4925
SECCIÓN 12 1/4" 0.00 3.95 4925 4925
Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD. 0.50 3.97 4925 4925
Arma BHA #2 2.00 4.06 4925 4925
TEST BHA#2 0.50 4.08 4925 4925
BAJA BHA 3.00 4.20 4925 4925
Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1.50 4.26 4925 4925
TEST CSG 13 3/8" 0.50 4.29 4925 4925
DRILL OUT 1.00 4.33 4925 4925
Circula hasta retornos limpios 0.50 4.35 4925 4925
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1.00 4.39 4925 4925
Cambio de Fluido 0.50 4.41 4925 4925
FIT 0.50 4.43 4925 4925
Direccional Drilling 17.06 5.14 4925 6186
Circulación 3.00 5.27 6186 6186
Saca BHA #2 5.00 5.48 6186 6186
Reunión de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0.50 5.50 6186 6186
Desarma BHA #2 1.00 5.54 6186 6186
Recupera Wear Bushing+Rig Service 0.50 5.56 6186 6186
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG
DE 9 5/8" 0.50 5.58 6186 6186
Armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8" 0.50 5.60 6186 6186
Arma y prueba equipos de flotación 0.50 5.62 6186 6186
Baja CSG de 9-5/8 6.00 5.87 6186 6186
Conecta CSG MANDREL HANGER +
ASIENTA CSG HANGER EN SECCION "A-B" DEL CABEZA 0.50 5.89 6186 6186
77
Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parámetros de
cementación 0.50 5.91 6186 6186
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 5.93 6186 6186
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 5.95 6186 6186
Realiza trabajo de cementación 2.00 6.04 6186 6186
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 6.06 6186 6186
Conecta Washing tool y lava sección A-B DEL CABEZAL
MULTIBOWL 0.50 6.08 6186 6186
Baja e instala PACK OFF DE 13 5/8" x 11" x 9 5/8" EN SECCION
A-B + prueba sellos inferiores y superiores 0.50 6.10 6186 6186
Baja y asienta wear bushing 0.50 6.12 6186 6186
SECCIÓN 8 1/2" 0.00 6.12 6186 6186
Reunión de seguridad para armar BHA #3 DD. 0.50 6.14 6186 6186
Arma BHA #3 2.50 6.25 6186 6186
TEST BHA#3 0.50 6.27 6186 6186
BAJA BHA 3.00 6.39 6186 6186
Drillo out de tapones+collarflotador+cemento 1.00 6.43 6186 6186
TEST CSG 9 5/8" 0.50 6.45 6186 6186
DRILL OUT 0.50 6.48 6186 6186
Circula hasta retornos limpios 0.50 6.50 6186 6186
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 0.50 6.52 6186 6186
Cambio de Fluido 0.50 6.54 6186 6186
Direccional Drilling 17.20 7.25 6186 6997
Circulación 1.00 7.30 6997 6997
Saca BHA #3 4.50 7.48 6997 6997
Reunión de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0.50 7.50 6997 6997
Desarma BHA #3 1.00 7.55 6997 6997
RIG Service 0.50 7.57 6997 6997
Reunión de Seguridad Previo a corrida de Liner 0.50 7.59 6997 6997
Arma herramientas para corrida de Liner 0.50 7.61 6997 6997
Arma y prueba equipos de flotación 0.50 7.63 6997 6997
Baja Liner de 7" 7.00 7.92 6997 6997
Expansión del colgador 0.50 7.94 6997 6997
Circulación 0.50 7.96 6997 6997
Desconecta cabezal y lineas de cementación 0.50 7.98 6997 6997
Saca Setting Tool 3.50 8.13 6997 6997
78
Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo III
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo de Perforación (días)
TMBA 15 TMBA 37 LÍMITE TECNICO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo de Perforación (días)
TMBA 15 TMBA 37 LÍMITE TECNICO
Gráfica 5. 6. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Gráfica 5. 5. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
79
5.1.4. Límite Técnico para el Grupo IV, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación de 30° a 60°, Tambococha D
Tiempos de perforación por sección, Grupo IV
SE
CC
IÓN
PO
ZO
PR
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UN
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AD
DE
EN
TR
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ft)
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S)
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MP
O N
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MA
L
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S)
TIE
MP
O N
PT
(DÍA
S)
16
" TMBD-010 47,00 4311,00 4264,00 99,20 57,00 6,00 12,00 6,00 14,00 5,50 5,50 3,00 0,50 0,00 4,56 4,63 0,00
TMBD-012 47,00 4822,00 4775,00 71,27 49,50 7,50 29,50 5,50 15,50 7,50 5,00 0,50 0,50 0,00 5,04 5,04 0,00
12
1/4
"
TMBD-010 4311,00 5365,00 1065,00 63,50 14,00 9,00 5,50 6,50 10,00 3,00 0,00 0,00 1,50 3,00 2,85 2,19 0,67
TMBD-012 4822,00 6125,00 1303,00 68,60 22,00 7,50 9,00 19,00 10,00 3,00 0,50 0,00 0,00 0,00 2,96 2,96 0,00
8 1
/2"
TMBD-010 5365,00 6003,00 638,00 45,60 11,00 8,50 8,50 15,00 10,50 4,00 0,00 0,00 0,00 3,00 2,52 2,52 0,00
TMBD-012 6125,00 6830,00 705,00 61,30 13,00 8,00 3,00 10,50 12,50 3,00 0,00 0,00 0,00 0,00 2,08 2,08 0,00
Tabla 5. 10. Tiempos de perforación, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
80
ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo IV
Secciones Profundidad de
entrada Profundidad de
Salida ROP Formaciones
16 in 47 4311 99,2 Indiferenciado,
Orteguaza, Tiyuyacu
12-1/4 in 4311 5365 64,6 Tiyuyacu, Tena
8-1/2 in 5365 6003 61,3 Napo
Tabla 5. 11. ROP y formaciones atravesadas, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tabla 5. 12. Puntos de casing, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las caracteristicas del grupo IV
DETALLE DE OPERACIÓN Actual Acum Prof_Inicio Prof_fin
Time Day ft ft
SECCIÓN 16"
Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0,5 0,02 0 0
Arma BHA #1 2,5 0,13 0 0
Direccional Drilling 4,0 0,29 47 443
Circulación 0,5 0,31 443 443
Arma herramientas y corre Gyro 1,5 0,38 443 443
Direccional Drilling 39,0 2,00 443 4312
Circulación 1,5 2,06 4312 4312
Saca BHA #1 1,0 2,10 4312 4312
Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0,5 2,13 4312 4312
Desarma BHA #1 1,5 2,19 4312 4312
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8"
0,5 2,21 4312 4312
Armado de equipos de corrida de CSG de 13 3/8" 0,5 2,23 4312 4312
Conecta zapato y collar, probar equipo 1,0 2,27 4312 4312
Baja CSG de 13-3/8 8,5 2,63 4312 4312
Puntos de casing para el pozo ideal
Detalle Profundidad
CASING 20” 53 ft
CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu
CASING 9-5/8” Tope Napo M1
LINER-7” Base U
81
Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parametros de cementación
1,0 2,67 4312 4312
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,5 2,69 4312 4312
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,5 2,71 4312 4312
Realiza trabajo de cementación 2,5 2,81 4312 4312
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 1,0 2,85 4312 4312
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 1,0 2,90 4312 4312
Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de brida
0,5 2,92 4312 4312
Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas
1,5 2,98 4312 4312
Realiza Top Job 1,0 3,02 4312 4312
Corta y biselado csg de 13 3/8" 1,5 2,98 4312 4312
Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 1,5 3,04 4312 4312
Reunión de seguridad para instalar BOP 0,5 3,06 4312 4312
Coloca BOP, niple campana, camisa, arma líneas de chock manifold, líneas del kill line y HCR y tensadores
3,0 3,19 4312 4312
Instala TEST PLUG en sección AB del Cabezal 1,0 3,23 4312 4312
TEST BOP 1,5 3,29 4312 4312
Retira test plug e instala wear bushing 1,0 3,33 4312 4312
SECCIÓN 12 1/4" 0,0 3,33 4312 4312
Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD.
0,5 3,35 4312 4312
Arma BHA #2 2,5 3,46 4312 4312
TEST BHA#2 0,5 3,48 4312 4312
BAJA BHA 4,5 3,67 4312 4312
Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador 1,5 3,73 4312 4312
TEST CSG 13 3/8" 0,5 3,75 4312 4312
DRILL OUT 1,5 3,81 4312 4312
Circula hasta retornos limpios 1,0 3,85 4312 4312
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,0 3,90 4312 4312
Cambio de Fluido 1,5 3,96 4312 4312
FIT 0,5 3,98 4312 4312
Direccional Drilling 16,3 4,66 4312 5365
Circulación 3,0 4,78 5365 5365
Saca BHA #12 1,5 4,85 5365 5365
Reunión de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0,5 4,87 5365 5365
Desarma BHA #2 1,5 4,93 5365 5365
Recupera Wear Bushing 0,5 4,95 5365 5365
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8"
0,5 4,97 5365 5365
Armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8" 0,5 4,99 5365 5365
Conecta zapato y collar, probar equipo 0,5 5,01 5365 5365
Baja CSG de 9-5/8 5,0 5,22 5365 5365
Conecta CSG mander hanger + baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta csg hanger en sección “A-B” del cabezal
0,5 5,24 5365 5365
82
Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parámetros de cementación
1,0 5,28 5365 5365
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,5 5,30 5365 5365
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,5 5,33 5365 5365
Realiza trabajo de cementación 2,0 5,41 5365 5365
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0,5 5,43 5365 5365
Lava sección A+B del cabezal multibowl 0,5 5,45 5365 5365
Baja e instala pack off de 13-5/8” 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en sección A-B + prueba sellos inferiores y superiores
0,5 5,47 5365 5365
BAJA Y ASIENTA WEAR BUSHING 1,0 5,51 5365 5365
SECCIÓN 8 1/2" 0,0 5,51 5365 5365
Reunión de seguridad para armar BHA #3 DD.
0,5 5,53 5365 5365
Arma BHA #3 2,5 5,64 5365 5365
TEST BHA#3 0,5 5,66 5365 5365
BAJA BHA 5,0 5,87 5365 5365
Rota cemento + tapones + DRILL OUT de collar flotador 2,0 5,95 5365 5365
TEST CSG 9 5/8" 0,5 5,97 5365 5365
DRILL OUT 1,0 6,01 5365 5365
Circula hasta retornos limpios 3,5 6,16 5365 5365
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,0 6,20 5365 5365
Cambio de fluido 1,5 6,26 5365 5365
Direccional Drilling 10,4 6,70 5365 6003
Circulación 2,5 6,80 6003 6003
Saca BHA #3 6,5 7,07 6003 6003
Reunión de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0,5 7,09 6003 6003
Desarma BHA #3 2,5 7,20 6003 6003
Arma equipo overdrive para corrida de liner 1,0 7,24 6003 6003
Reunión de Seguridad previo a corria da Liner 0,5 7,26 6003 6003
Prueba de Funcionamiento del equipo 0,5 7,28 6003 6003
Baja herramienta de corrida de liner 0,5 7,30 6003 6003
Baja liner liner 7 hasta zapato de 9 5/8 5,5 7,53 6003 6003
Ciculación 0,5 7,55 6003 6003
Baja liner 7 en hueco libre + conecta cabeza de cementacion
1,5 7,61 6003 6003
Circula 2,0 7,70 6003 6003
Reunión de seguridad previo a cementar 0,5 7,72 6003 6003
Arma linea de cemento 1,0 7,76 6003 6003
Realiza Cementacion 1,5 7,82 6003 6003
Activacon de Flapper 1,0 7,86 6003 6003
Circulacion 2,5 7,97 6003 6003
Saca Settingtool 3,5 8,11 6003 6003
83
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Normal de Perforación (días)
TMBD 10 TMBD 12 LÍMITE TECNICO
Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo IV.
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Real de Perforación (días)
TMBD 10 TMBD 12 LÍMITE TECNICO
Gráfica 5. 7. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Gráfica 5. 8. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
84
5.1.3. Límite técnico para el Grupo V, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación mayor a 60°, Tambococha A
Tiempos para perforar las secciones de los pozos perforados en el Grupo V
SE
CC
IÓN
PO
ZO
S
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ft)
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OR
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L
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TIE
MP
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PT
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ÍAS
)
SECCIÓN 16" TMBA-021 53 5252 5199 95,39 54,5 5,5 10,5 8,0 11,0 5,0 7,0 1,0 0,0 0 5,88 4,3 4,3 0,00
TMBA-023 53 4823 4770 98,35 48,50 9,00 9,00 9,50 8,00 5,00 9,50 2,50 0,50 0,00 5,31 4,3 4,2 0,04
SECCIÓN 12-1/4" TMBA-021 5252 7002 1750 112,90 15,5 3,5 11 11 8,5 4,5 1,5 0 0,5 2,5 4,68 2,4 2,4 0,00
TMBA-023 4823 6827 2004 95,43 21,00 7,00 8,00 8,00 9,50 3,00 2,00 0,00 0,00 2,50 3,53 2,8 2,5 0,29
SECCIÓN 8-1/2" TMBA-021 7002 7918 916 63,17 14,5 5 8 19,5 14,5 3,5 0 0 0,5 2,5 5,24 2,8 2,8 0,00
TMBA-023 6827 7577 750 48,39 15,50 4,50 8,50 15,50 12,50 5,50 0,00 0,00 0,00 2,50 3,16 2,7 2,7 0,00
Tabla 5. 13.Tiempos de perforación, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
85
ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo V
Secciones Profundidad
de entrada
Profundidad
de Salida ROP Formaciones
16 in 53 5252 95,39 Indiferenciado, Orteguaza,
Tiyuyacu
12-1/4 in 5252 7002 112,9 Tiyuyacu, Tena
8-1/2 in 7002 7918 48,4 Napo
Tabla 5. 14. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tabla 5. 15.Puntos de casing, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo V
DETALLE DE OPERACIÓN Actual Acum Prof_Inicio
Prof_fin
Time Day ft ft
SECCIÓN 16"
Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD. 0.50 0.02 0 0
Arma BHA #1 2.50 0.13 0 0
Direccional Drilling 14.03 0.71 53 1392
Circulación 1.00 0.75 1392 1392
Arma herramientas y corre Gyro 1.00 0.79 1392 1392
Direccional Drilling 40.47 2.48 1392 5252
Circulación 1.00 2.52 5252 5252
Saca BHA #1 10.45 2.96 5252 5252
Reunión de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0.50 2.98 5252 5252
Desarma BHA #1 1.00 3.02 5252 5252
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8"
0.50 3.04 5252 5252
Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0.50 3.06 5252 5252
Arma y prueba equipos de flotación 0.50 3.08 5252 5252
Baja CSG de 13-3/8 6.83 3.37 5252 5252
Puntos de casing para el pozo ideal
Detalle Profundidad
CASING 20” 53 ft
CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu
CASING 9-5/8” Tope Napo M1
LINER-7” Base U
86
Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parametros de cementación
1.00 3.41 5252 5252
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 3.43 5252 5252
Reunion de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 3.45 5252 5252
Realiza trabajo de cementación 2.50 3.55 5252 5252
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 3.57 5252 5252
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0.50 3.60 5252 5252
Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de brida
0.50 3.62 5252 5252
Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas 0.50 3.64 5252 5252
Realiza Top Job 0.50 3.66 5252 5252
Corta y biselado csg de 13 3/8" 0.50 3.68 5252 5252
Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 0.50 3.70 5252 5252
Reunión de seguridad para instalar BOP 0.50 3.72 5252 5252
Instala BOP 2.50 3.82 5252 5252
Instala test plug en sección AB del Cabezal 0.50 3.85 5252 5252
Test bop 1.50 3.91 5252 5252
Retira test plug e instala wear bushing 0.50 3.93 5252 5252
SECCIÓN 12 1/4" 0.00 3.93 5252 5252
Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD. 0.50 3.95 5252 5252
Arma BHA #2 1.50 4.01 5252 5252
Test BHA#2 0.50 4.03 5252 5252
Baja BHA 4.00 4.20 5252 5252
Rota cemento + tapones + DRILL OUT de collar flotador 1.50 4.26 5252 5252
Test CSG 13 3/8" 0.50 4.28 5252 5252
DRILL OUT 0.50 4.30 5252 5252
Circula hasta retornos limpios 0.50 4.32 5252 5252
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1.00 4.37 5252 5252
Cambio de fluido 0.50 4.39 5252 5252
FIT 0.50 4.41 5252 5252
Direccional Drilling 15.50 5.05 5252 7002
Circulación 3.00 5.18 7002 7002
Saca BHA #2 9.53 5.58 7002 7002
Reunión de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0.50 5.60 7002 7002
Desarma BHA #2 1.00 5.64 7002 7002
Recupera Wear Bushing+Rig Service 0.50 5.66 7002 7002
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8"
0.50 5.68 7002 7002
Armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8" 0.50 5.70 7002 7002
Arma y prueba equipos de flotación 0.50 5.72 7002 7002
Baja CSG de 9-5/8 6.90 6.01 7002 7002
Conecta CSG mandrel hanger + asienta csg hanger en sección "A-B" ASIENTA CSG HANGER EN SECCION "A-B" DEL CABEZA
0.50 6.03 7002 7002
Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parámetros de cementación
0.50 6.05 7002 7002
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0.50 6.07 7002 7002
Reunión de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0.50 6.09 7002 7002
87
Realiza trabajo de cementación 2.50 6.20 7002 7002
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0.50 6.22 7002 7002
Conescta Washing tool y LAVA SECCIÓN A-B DEL CABEZAL MULTIBOWL
0.50 6.24 7002 7002
BAJA E INSTALA PACK OFF DE 13 5/8" x 11" x 9 5/8" EN SECCION A-B + PRUEBA SELLOS INFERIORES Y SUPERIORES
0.50 6.26 7002 7002
BAJA Y ASIENTA WEAR BUSHING 0.50 6.28 7002 7002
SECCIÓN 8 1/2" 0.00 6.28 7002 7002
Reunión de seguridad para armar BHA #3 DD. 0.50 6.30 7002 7002
Arma BHA #3 2.00 6.38 7002 7002
TEST BHA#3 0.50 6.40 7002 7002
BAJA BHA 4.80 6.60 7002 7002
Drillo out de tapones+collarflotador+cemento 0.50 6.63 7002 7002
TEST CSG 9 5/8" 0.50 6.65 7002 7002
DRILL OUT 1.00 6.69 7002 7002
Circula hasta retornos limpios 0.50 6.71 7002 7002
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 0.50 6.73 7002 7002
Cambio de Fluido 0.50 6.75 7002 7002
Direccional Drilling 18.90 7.54 7002 7918
Circulación 1.00 7.58 7918 7918
Saca BHA #3 8.00 7.91 7918 7918
Reunion de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0.50 7.93 7918 7918
Desarma BHA #3 1.00 7.98 7918 7918
RIG Service 0.50 8.00 7918 7918
Reunión de Seguridad Previo a corrida de Liner 0.50 8.02 7918 7918
Arma herramientas para corrida de Liner 0.50 8.04 7918 7918
Arma y prueba equipos de flotación 0.50 8.06 7918 7918
Baja Liner de 7" 11.00 8.52 7918 7918
Expansión del colgador 0.50 8.54 7918 7918
Circulación 0.50 8.56 7918 7918
Desconecta cabezal y líneas de cementación 0.50 8.58 7918 7918
Saca Setting Tool 3.50 8.73 7918 7918
88
Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo V
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo de Perforación (días)
TMBA 15 TMBA 37 LÍMITE TECNICO
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo de Perforación (días)
TMBA 15 TMBA 37 LÍMITE TECNICO
Gráfica 5. 10. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Gráfica 5. 9. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
89
5.1.6. Limite técnico para el Grupo VI, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación mayor a 60°, Tambococha D.
Tiempos de perforación por sección, Grupo VI
SE
CC
IÓN
PO
ZO
PR
OF
UN
DID
AD
DE
EN
TR
AD
A (
ft)
PR
OF
UN
DID
AD
DE
SA
LID
A (
ft)
INT
ER
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LO
PE
RF
OR
AD
O (
ft)
RO
P
PR
OM
ED
IO (
pp
h)
PE
RF
OR
AC
IÓN
BH
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LA
VIA
JE
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G
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AC
IÓN
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RIG
SE
RV
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DR
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OU
T
TIE
MP
O R
EA
L
(DÍA
S)
TIE
MP
O
NO
RM
AL
(D
ÍAS
)
TIE
MP
O N
PT
(DÍA
S)
16
"
TMBD-003
48 5640 5592 72,2 79 6,5 10 11 14,5 5,5 8,5 1,5 2 0 5,85 5,77 0,08
48 5840 5792 72,3 76,5 8 13,5 12,5 17,5 10 7,5 1,5 0,5 0 6,15 6,15 0,00
47 6187 6140 64 87 5 12 8 19 5 8 1 0 0 6,04 6,04 0,00
12
1/4
"
TMBD-004
5640 7667 2027 78 28,5 5,5 11,5 17 0 0 0 0 0,5 0 2,79 2,63 0,17
5840 7880 2040 76,9 32 7 19 36,5 13 4,5 0 0 0,5 0 4,73 4,69 0,04
6187 8968 2781 91,2 30,5 4,5 16,5 50,5 0,5 0 0 0 2,5 3,5 4,52 4,52 0,00
8 1
/2"
TMBD-026
7667 9178 1511 53 31,5 7 17,5 19,5 31 9 1,5 0 2 0 4,96 4,96 0,00
7880 8630 750 65,85 11,5 8 12 22,5 17,5 5 0 0 0 5 3,40 3,40 0,00
8968 9645 677 50,1 14 10 19,5 31 44 9 2 0 0,5 1 5,46 5,46 0,00
Tabla 5. 16.Tiempos de Perforación, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
90
ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal del Grupo VI
Secciones Profundidad
de entrada Profundidad de Salida
ROP Formaciones
16 in 47 5640 72,2 Indiferenciado,
Orteguaza, Tiyuyacu
12-1/4 in 5640 7667 78
Tiyuyacu, Tena
8-1/2 in 7667 9178 50,1 Napo
Tabla 5. 17. ROP y formaciones atravesadas en el pozo ideal, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tabla 5. 18.Puntos de casing, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Propuesta para ser considerada en la perforación de pozos con las características del Grupo VI
DETALLE DE OPERACIÓN Actual Acum Prof_Inicio Prof_fin
Time Day ft ft
SECCIÓN 16"
Reunión de seguridad para armar BHA #1 DD.
0,5 0,02 0 0
Arma BHA #1 2,0 0,10 0 0
Direccional Drilling 24,0 1,10 47 1780
Circulación 1,0 1,15 1780 1780
Arma herramientas y corre Gyro 1,0 1,19 1780 1780
Direccional Drilling 53,5 3,42 1780 5640
Circulación 2,0 3,50 5640 5640
Saca BHA #1 1,0 3,54 5640 5640
Reunion de seguridad para desarmar BHA #1 DD 0,5 3,56 5640 5640
Desarma BHA #1 1,5 3,62 5640 5640
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8"
0,5 3,64 5640 5640
Armado de equipos de corrida de CSG DE 13 3/8" 0,5 3,67 5640 5640
Conecta zapato y collar, probar equipo 0,5 3,69 5640 5640
Baja CSG de 13-3/8 7,5 4,00 5640 5640
Puntos de casing para el pozo ideal
Detalle Profundidad
CASING 20” 47ft
CASING 13-3/8” Tope Tiyuyacu
CASING 9-5/8” Tope Napo M1
LINER-7” Base U
91
Circula con CSG de 13 3/8" para estabilizar parametros de cementación
0,5 4,02 5640 5640
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,5 4,04 5640 5640
Reunion de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,5 4,06 5640 5640
Realiza trabajo de cementación 3,0 4,19 5640 5640
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0,5 4,21 5640 5640
Desarma equipo de correr casing y baja herramientas 0,5 4,23 5640 5640
Desconecta flow line, mangueras, líneas, afloja y retira pernos de brida
0,5 4,25 5640 5640
Corte en bruto de csg de 20" y 13 3/8 + suelda medias lunas
1,0 4,29 5640 5640
Realiza Top Job 0,5 4,31 5640 5640
Corta y biselado csg de 13 3/8" 0,5 4,33 5640 5640
Instala sección AB del cabezal y prueba sellos 0,5 4,35 5640 5640
Reunion de seguridad para instalar BOP 0,5 4,37 5640 5640
Instala BOP 0,5 4,39 5640 5640
Instala TEST PLUG EN SECCION AB del Cabezal 0,5 4,42 5640 5640
TEST BOP 1,5 4,48 5640 5640
Retira test plug e instala wear bushing 0,5 4,50 5640 5640
SECCIÓN 12 1/4" 0,0 4,50 5640 5640
Reunión de seguridad para armar BHA #2 DD.
0,5 4,52 5640 5640
Arma BHA #2 2,0 4,60 5640 5640
TEST BHA#2 0,5 4,62 5640 5640
BAJA BHA 3,0 4,75 5640 5640
Rota Cemento + Tapones + DRILL OUT de collar flotador
1,5 4,81 5640 5640
TEST CSG 13 3/8" 0,5 4,83 5640 5640
DRILL OUT 0,5 4,85 5640 5640
Circula hasta retornos limpios 1,0 4,89 5640 5640
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,0 4,94 5640 5640
Cambio de Fluido 0,5 4,96 5640 5640
FIT 0,5 4,98 5640 5640
Direccional Drilling 10,0 5,39 5640 6420
Circulación 0,5 5,42 6420 6420
Direccional Drilling 16,0 6,08 6420 7668
Circulación 0,5 6,10 7668 7707
Saca BHA # 2 3,5 6,25 7707 7707
Reunion de seguridad para desarmar BHA #2 DD 0,5 6,27 7707 7707
Desarma BHA #2 1,5 6,33 7707 7707
Recupera Wear Bushing 0,5 6,35 7707 7707
Reunión de seguridad para armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8"
0,5 6,37 7707 7707
Armado de equipos de corrida de CSG DE 9 5/8" 0,5 6,39 7707 7707
Conecta zapato y collar, probar equipo 0,5 6,41 7707 7707
Baja CSG de 9-5/8 6,5 6,69 7707 7707
92
Conecta CSG mandrel hanger + baja CSG 9 5/8" con tubo de maniobra + asienta csg hanger en sección “A-B” del cabeza
0,5 6,71 7707 7707
Circula con CSG de 9 5/8" para estabilizar parametros de cementación
0,5 6,73 7707 7707
Arma líneas de cementación, instala cabeza y prueba 0,5 6,75 7707 7707
Reunion de seguridad para cementar CSG de 13-3/8" 0,5 6,77 7707 7707
Realiza trabajo de cementación 2,5 6,87 7707 7707
Retira cabeza de cementación y desarma líneas 0,5 6,89 7707 7707
Lava sección a-b del cabezal multibowl 0,5 6,91 7707 7707
Baja e instala pack off de 13 5/8" x 11" x 9 5/8" en seccion a-b + prueba sellos inferiores y sueriores
0,5 6,94 7707 7707
Baja y asienta wear bushing 0,5 6,96 7707 7707
SECCIÓN 8 1/2" 0,0 6,96 7707 7707
Reunión de seguridad para armar BHA #3 DD.
0,5 6,98 7707 7707
Arma BHA #3 2,5 7,08 7707 7707
TEST BHA#3 0,5 7,10 7707 7707
BAJA BHA 5,0 7,31 7707 7707
Rota cemento + tapones + drill out de collar flotador 2,0 7,39 7707 7707
TEST CSG 9 5/8" 0,5 7,41 7707 7707
DRILL OUT 1,0 7,46 7707 7707
Circula hasta retornos limpios 3,5 7,60 7707 7707
Direccional Drilling 10ft de nueva formación 1,0 7,64 7707 7707
Cambio de fluido 1,5 7,71 7707 7707
Direccional Drilling 30,2 8,96 7707 9217
Circulación 2,5 9,07 9217 9217
Saca BHA #3 6,5 9,34 9217 9217
Reunión de seguridad para desarmar BHA #3 DD 0,5 9,36 9217 9217
Desarma BHA #3 2,5 9,46 9217 9217
Arma Equipo overdrive para corrida de liner 1,0 9,51 9217 9217
Reunión de Seguridad previo a corria da Liner 0,5 9,53 9217 9217
Prueba de Funcionamiento del equipo 0,5 9,55 9217 9217
Baja herramienta de corrida de liner 0,5 9,57 9217 9217
Baja liner Liner 7 hasta zapato de 9 5/8 7,0 9,86 9217 9217
Ciculación 0,5 9,88 9217 9217
Baja liner 7 en hueco libre + conecta cabeza de cementación
1,5 9,94 9217 9217
Circula 0,5 9,96 9217 9217
Reunión de seguridad previo a cementar 0,5 9,99 9217 9217
Arma linea de cemento 1,0 10,03 9217 9217
Realiza cementación 1,5 10,09 9217 9217
Activación de Flapper 1,0 10,13 9217 9217
Circulación 0,5 10,15 9217 9217
Saca settingtool 3,5 10,30 9217 9217
93
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Real de Perforación (días)
TMBD 003 TMBD 004
LÍMITE TECNICO TMBD-026
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Pro
fun
did
ad (
ft)
Tiempo Normal de Perforación (días)
TMBD 003 TMBD 004
LÍMITE TECNICO TMBD-026
Comparación entre en límite técnico establecido y los pozos perforados del Grupo VI
Gráfica 5. 12. Límite Técnico vs Tiempo Normal, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva
Gráfica 5. 11. Límite Técnico vs Tiempo Real, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva
94
5.2. Identificación de los problemas en la perforación de pozos
Una vez obtenida la curva base de límite técnico para cada grupo, el paso a seguir es la
determinación de los tiempos no productivos y tiempos invisibles, los tiempos no productivos se
obtuvieron a partir del análisis de los tiempos reales, con la ayuda de los reportes diarios de
perforación mientras que los tiempos perdidos invisibles se identificaron gracias a la estadística
detallada de cada actividad. Los tiempos perdidos invisibles fueron difíciles de identificar ya que
se encuentran ocultos dentro de los tiempos clasificados como normales, pero son operaciones
donde se interviene más tiempo del que se debería emplear en una actividad normal.
El análisis de estos problemas se realizó clasificándolos por plataforma (Tambococha A y
Tambocha D), las acciones remediales y prácticas preventivas se enfocaron en los problemas que
registraron un mayor número de horas de tiempo no productivo.
5.2.1. Tiempo no productivo, Tambococha A
En este literal se presentan los resultados del análisis de los tiempos no productivos para la
plataforma Tambocha A.
Porcentaje de NPT por pozo.
Porcentaje y tiempo de NPT por causa o evento presentado.
Causa y acciones remediales para los eventos identificados.
95
Gráfica 5. 13. Porcentaje de NPT por pozos, Tambococha A
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
De la gráfica 5.13 podemos identificar que el pozo TMBA-035H presenta el mayor porcentaje
de NPT con 29% del tiempo total registrado, seguido del pozo TMBA-017H con 19% mientras
que los pozos TMBA-013H, TMBA-019H, TMBA-021 Y TMBA-027H no registran NPT.
TMBA-0092%
TMBA-011H15%
TMBA-013H0%
TMBA-0151%
TMBA-017H19%
TMBA-019H0%
TMBA-0210%
TMBA-02310%
TMBA-025H14%
TMBA-027H0%
TMBA-029H2%
TMBA-0312%
TMBA-033H3%
TMBA-035H29%
TMBA-0373%
PORCENTAJE DE TIEMPO NO PRODUCTIVO POR POZOS, TAMBOCOCHA A
TMBA-009 TMBA-011H TMBA-013H TMBA-015 TMBA-017H TMBA-019H TMBA-021 TMBA-023
TMBA-025H TMBA-027H TMBA-029H TMBA-031 TMBA-033H TMBA-035H TMBA-037
96
Gráfica 5. 14. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A.
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
TIEMPO GENERAL DE NPT POR EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO
SERVICIO EVENTO O PROBLEMA
TMB
A-0
09
TMB
A-0
11
H
TMB
A-0
15
TMB
A-0
17
H
TMB
A-0
23
TMB
A-2
5H
TMB
A-2
9H
TMB
A-0
31
TMB
A-3
3H
TMB
A-3
5H
TMB
A-0
37
TALADRO FALLA SISTEMA ELÉCTRICO 1 2 0 2.5 0 0.5 1.5 0 0 0 0
CAMBIO DE JUNTA 0 0 0 0 0 0 0 2.5 0 0
CCDC FLUIDOS
TAPONAMIENTO DE FLOWLINE 0 4 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0
ACONDICIONAMIENTO DE LODO 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0
OBSTRUCCIÓN DURANTE BAJADA DE CASING 0 0 0 0 0 0 0 0 0 24 0
CCDC CEMENTACIÓN
FRAGUE PREMATURO DE CEMENTO 0 6.5 0 0 0 0 0 0 0 0
PRESENCIA DE TRAZAS DE CEMENTO 0 0 0 0 7 0 0 0 0 0 0
TESTIGOS DE CEMENTO SIN CONSISTENCIA EN SUPERFICIE
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1
SLB D&M
REALIZA CAMBIO DE X-OVER 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0
PROBLEMAS AL REGISTRAR SURVEYS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.5
FALLA DE HERRAMIENTA NEOSCOPE 0 0 0 13 0 0 0 0 0 0 0
FALLA DE HERRAMIENTA PERISCOPE 0 0 0 0 0 11 0 0 0 0 0
FALLA SISTEMA
ELÉCTRICO9%
CAMBIO DE JUNTA3%
TAPONAMIENTO DE FLOWLINE
5%
ACONDICIONAMIENTO DE LODO
1%OBSTRUCCIÓN
DURANTEBAJADA DE CASING
29%
FRAGUE PREMATURO DE CEMENTO
8%PRESENCIA DE TRAZAS
DE CEMENTO9%
TESTIGOS DE CEMENTO SIN CONSISTENCIA EN
SUPERFICIE1%
REALIZA CAMBIO DE X-OVER
2%
PROBLEMAS AL REGISTRAR SURVEYS
2%
FALLA DE HERRAMIENTA
NEOSCOPE16%
FALLA DE HERRAMIENTA
PERISCOPE13%
DAÑO JUNTAS DE CASING
1%
GRAPPLES EN MAL ESTADO
1%
PORCENTAJE DE NPT, POR EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO
97
MISSION PETROLEUM DAÑO JUNTAS DE CASING 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
GRAPPLES EN MAL ESTADO 0 0 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0
TOTAL 2 12.5 0.5 15.5 8 11.5 2 2 2.5 24 2.5
Tabla 5. 19.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha A
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
De la gráfica y tabla anterior concluimos que la mayor cantidad NPT fue debido a una
obstrucción al momento de bajar el casing de 13-3/8” con un 29% de tiempo total registrado y el
de mayor repetición fue debido a fallas en el sistema eléctrico, observando que no necesariamente
el de mayor repetición genera el mayor número de horas de NPT.
Con los resultados del análisis de NPT a continuación se describe los problemas con mayores
porcentajes, detallando sus causas y acciones remediales a fin de que estos eventos no se vuelvan
a repetir.
5.2.1.1. Obstrucción durante bajada de casing 13-3/8”
a) Análisis del problema
El pozo TMBA-035H durante las operaciones de RIH del casing 13-3/8-plg, 68-lbs/ft, K-55,
registro un NPT de 24 horas detallado a continuación:
A la profundidad de 1320 ft se encuentra una restricción frente a una intercalación arenisca
(Fm. Indiferenciado), se observa circulación y presiones estables por lo que se decide trabajar junta
hacia arriba y abajo observando poco avance, por lo que se decide sacar a superficie para bajar
BHA convencional y calibrar hoyo de 16-plg. Durante el viaje de calibración se realiza dos repasos
frente a intercalaciones de arenisca y en puntos donde encuentra apoyo.
Bajo la consideración que el pozo TMBA-035H se perforo con altas ratas de perforación y se
redujo los tiempos de repaso, y se mantuvieron constantes parámetros operacionales de limpieza
98
como galonaje y vueltas, se considera que el pozo estaba sucio con llevando posteriormente a
generar un viaje de calibración.
b) Aspectos a mejorar.
Monitorear mediante las simulaciones la limpieza del agujero durante la perforación en
conjunto con el monitoreo de retornos. No realizar operaciones de acondicionamiento del
agujero con caudales menores al caudal usado durante la perforación.
Hay que tener precaución durante la corrida de casing, especialmente en los cuerpos de
arena, debido a que se produce un escalonamiento al atravesar intercalaciones de
formaciones blandas y duras, para evitar problemas ya que estas zonas quedan en calibre
y pueden dar puntos de apoyo para el casing.
Se debe controlar la ROP durante la perforación de las arenas en toda la sección y
repasar por lo menos 2 veces esas zonas, para evitar la formación de escalones.
5.2.1.2. Falla de herramienta de fondo
a) Análisis del problema
En el pozo TMBA-017 durante la perforación de la sección de 8-1/2”, presenta
problemas para mantener activado el PNG del Neoscope, realizando troubleshooting sin
resultados positivos, se pierde mediciones de Porosidad y Densidad por lo que se decide
sacar la herramienta hasta superficie para el cambio de la misma, este evento tuvo una
duración de 13 horas.
En el pozo TMBA-025 en la sección de 8-1/2” después de realizar el drill out la
herramienta PeriScope S/N 52425 comenzó a indicar un status distinto al normal,
MXWSTAT= 23/24/28 que indicaban falla de Resistividad y herramienta sin rotación,
99
además de eso las lecturas de Gamma Ray cayeron abruptamente y las de Resistividad
dejaron de aparecer en el registro por lo que se decide sacar para cambio de herramienta.
b) Aspectos a mejorar.
Probar conectividad y funcionamiento de Herramientas RSS, LWD y MWD durante cada
llenado de tubería para corroborar su operatividad antes de operaciones de Drill Out o Perforación.
5.2.1.3. Falla del sistema eléctrico
La siguiente tabla resume los casos en los pozos que se presentó este problema.
PO
ZO
SE
CC
IÓN
PROBLEMA TIEMPO
(NPT) (HRS)
CAUSA DEL PROBLEMA
ACCIONES TOMADAS
ACCIÓN PREVENTIVA
TM
BA
-00
9
16 Daño del generador 1 Falla
electronica Cambio tarjeta
electronica Mantenimiento
preventive
TM
BA
-01
1H
12,25 Reparaciones al
sistema eléctrico de malacate y TDS
2
Falla en sistema
eléctrico, bloqueo.
Realiza circulación, mientras eléctrico
repara.
Monitorear con frecuencia los
sistemas eléctricos de control.
TM
BA
-01
7H
12,25 Daño en tarjeta en
la cabina del perforador
2,5
Falla en sistema
eléctrico, bloqueo.
Cambio de tarjeta (freno del malacate)
Revisión frecuente de sistemas y componentes
eléctricos
TM
BA
-02
5
16 Daño en generador 0,5 Falta de
mantenimiento Repara ventilador
del taladro Mejorar programa
mantenimiento
TM
BA
-02
9H
12,25 Contactor del
compresor 1,5
Falla electronica
Cambia conector del compresor
Mantenimiento preventivo de los
aires acondicionados y
sus elementos eléctricos
Tabla 5. 20. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema eléctrico, Tambococha A
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
100
5.2.1.4. Problemas asociados a la cementación
La siguiente tabla resume los casos en los pozos que se presentó los problemas asociados a la
cementación.
PO
ZO
SE
CC
IÓN
PROBLEMA TIEMPO
(NPT) (HRS)
CAUSA DEL PROBLEMA
ACCIONES TOMADAS
ACCIÓN PREVENTIVA
TM
BA
01
1
16 Molienda de 277 ft de cemento
6,5 Fragüe prematuro de cemento
Se tuvo que parar el bombeo, como consecuencia se tuvo 277 ft de cemento duro dentro del casing, teniendo que moler más cemento en el drill out
Trazabilidad de ingreso y despacho de cemento, rediseñar lechadas y nuevos ensayos en locación
TM
BA
-02
3
16 Presencia de trazas de cemento
7 Cambio en los materiales
Muele 730 ft de cemento dentro del casing
Probar y certificar equipos y materiales
TM
BA
-03
7
8,5 Testigos de cemento sin consistencia
1
Cemento sin fraguar de los testigos en superficie
Espera por fragüe de testigos.
Verificar pruebas de laboratorio de lechadas
Tabla 5. 21.Información de los pozos con problemas relacionados a la cementación, Tambococha A
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
5.2.2. Tiempo no productivo, Tambococha D
En los siguientes gráficos se presentarán el análisis NPT de acuerdo a las siguientes
características:
Porcentaje de NPT por pozo.
Porcentaje y tiempo de NPT por causa o evento presentado.
Causa y acciones remediales para los eventos identificados.
101
Gráfica 5. 15. Porcentaje de NPT por pozo, Tambococha D.
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
De la Gráfica 5.15, se puede identificar que el pozo TMBD-020H presenta la mayor cantidad
de NPT registrados con un 23 %, seguido del pozo TMBD-002 con un 21 %, mientras que los
pozos TMBD-006, TMBD-012, TMBD-016H, TMBD-024H, TMBD,026 no se registra tiempos
no productivos.
TMBD-008H6%
TMBD-014H5%
TMBD-016H0%
TMBD-018H3%
TMBD-020H24%
TMBD-024H0%
TMBD-030H1%
TMBD-00219%
TMBD-0035%
TMBD-0041%
TMBD-0050%
TMBD-0060%
TMBD-0075%
TMBD-01013%
TMBD-0120%
TMBD-0222%
TMBD-0260%
TMBD-02816%
PORCENTAJE DE TIEMPO NO PRODUCTIVO POR POZOS, TAMBOCOCHA D
102
Gráfica 5. 16. Porcentaje de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D.
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
TIEMPO GENERAL DE NPT POR EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO TAMBOCOCHA D
SERVICIO EVENTO O PROBLEMA
TM
BD
-00
2
TM
BD
-00
3
TM
BD
-00
4
TM
BD
-00
5
TM
BD
-00
7
TM
BD
-00
8
TM
BD
-01
0
TM
BD
-14
H
TM
BD
-01
8H
TM
BD
-02
0H
TM
BD
-02
2
TM
BD
-02
8H
TM
BD
-03
0
TALADRO
LIQUEO DE ACEITE 0 2 0 0 0 4,5 0 4 0 0 0 0 0
CAMBIO DE ORINGS 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
ALINEACION DE TORRE 0 0 0 0 0 2,5 0 0 0 0 0 0 0
DAÑO ELECTRICO 0 0 0 0 0 0 0 1,5 0 13,5 0 0 0
DAÑO NEUMATICO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,5
DAÑO EN VALVULAS 0 0 0 0,5 0 0 0 0 0 0 0 1 0
PROBLEMAS EN BHA 0 3,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 18,5 0
DAÑO EN DRILL PIPE 0,5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
CAMBIO DE GYRO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,5 0 0
FLUIDOS PRESENCIA DE GUMBO 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0
LIQUEO DE ACEITE9% CAMBIO DE
ORINGS2%
ALINEACIÓN DE TORRE
2%DAÑO
ELÉCTRICO13%
DAÑO NEUMÁTICO1%
DAÑO EN VÁLVULAS
1%
PROBLEMAS EN BHA19%
DAÑO EN DRILL PIPE0%
CAMBIO DE GYRO
1%
PRESENCIA DE GUMBO
3%
DAÑO HERRAMIENTAS Y
PÉRDIDA DE SEÑAL48%
DAÑO EN TRANSMISIÓN DE
DATOS 1%
PORCENTAJE DE NPT, POR EL EVENTO O PROBLEMA PRESENTADO
103
HLB
DAÑO HERRAMIENTAS Y
PERDIDA DE SEÑAL 22 0 0 0 1,5 0 16 0 2 15 0 0 0
DAÑO EN TRANSMICIÓN
DE DATOS 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0
TOTAL 22,5 5,5 1 0,5 5,5 7 16 5,5 3 28,5 2,5 19,5 1,5
Tabla 5. 22.Tiempo general de NPT por evento o problema presentado, Tambococha D
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
De la gráfica y tabla anterior concluimos que la mayor cantidad NPT fue debido a daños en
herramientas y perdidas de señal con un 49 %.
A continuación, se detalla los NPT con mayores problemas suscitados en el Campo Tambocha
D.
5.2.1. Daño de Herramientas
a) Análisis del problema
En el pozo TMBD-002 durante el trabajo de toma de registros eléctricos en hueco abierto, en
los chequeos operativos previo al inicio de la operación, se identificó colector del cable de registro
con bajo aislamiento, por lo que se decidió cambiar dicho colector por el respaldo y se inició la
operación. Durante la toma de muestras debido a la migración de finos de la formación se produjo
taponamiento de la línea de flujo, siendo imposible realizar la toma de la muestra. Se recupera
herramienta en superficie para realizar la discriminación de la sección afectada, durante estos
chequeos en superficie se presentan altos consumos de corriente produciendo daño en el segundo
conector por lo que no se pudo continuar con el servicio. Este problema registro un tiempo total
de 22,5 horas.
104
b) Acciones remediales
Para locaciones remotas considerar hasta tres colectores en sitio previo al arranque de la
operación debido a la complejidad de la logística.
Durante las tomas de muestras de fluido en formaciones no consolidadas re-evaluar las tazas de
bombeo para evitar taponamientos prematuros en las líneas de flujo.
a) Análisis del problema
En el pozo TMBD-020H se vio afectado por la pérdida de señal del MWD por lo que toman la
acción de recuperación de señal del MWD sin éxito, por lo que siguieren llevarla a superficie para
su revisión y se encuentra que la herramienta esta lavada por lo que deciden cambiar la
herramienta.
b) Acciones Remediales.
Tomar precauciones antes de utilizar la herramienta y hacer pruebas en superficie para que no
afecten durante la perforación.
5.2.2. Problemas en BHA.
a) Análisis del problema
En el pozo TMBD-028, se tiene problemas en la broca por lo que deciden sacar a superficie una
vez en superficie se dan cuenta que los dientes de la broca están desgastados, se toma la decisión
de desconectar broca, en ese momento se dan cuenta que esta deformado el bit braker por lo que
no es posible desconectar la broca, después de varios intentos deciden armar un nuevo BHA.
105
b) Aspectos a mejorar.
Tener en cuenta las horas de uso de cada broca para que no se suscite NPT por desgaste de la
broca.
5.2.3. Daño eléctrico.
a) Análisis del problema
En el pozo TMBD-020 se observa vibración en motor eléctrico del top drive lo que conlleva a
una pérdida de 4 horas y luego se produce daño eléctrico en top drive donde, para lo cual se realiza
la reparación y cambio cable de fase a tierra del tds, para reparar el daño este evento fue de 9,5
horas.
b) Aspectos a mejorar.
Revisar las conexiones y fases de todo el sistema eléctrico antes de que los equipos comiencen
a funcionar para que no exista daños eléctricos.
5.2.4. Perdida de aceite.
La siguiente tabla resumen de pozos que presentaron este evento.
PO
ZO
SE
CC
IÓN
PROBLEMA TIEMPO
(NPT) (HRS)
CAUSA DEL PROBLEMA
ACCIONES TOMADAS
ACCION PREVENTIVA
TM
BD
-00
3
16 LIQUEO 2 Perdida de
Aceite
CAMBIO DE MANGUERA HIDRAULICA EN EL TOP
DRIVE.
Mantenimiento preventivo
TM
BD
-00
8
16 LIQUEO 4,5 Perdida de
Aceite
Cambia Orings del cilindro del
freno
Mantenimiento preventivo
106
TM
BD
-01
4H
12,25 LIQUEO 4
Perdida de Aceite entre birdas del manifull
Repara Falla en sello de bridas
Mantenimiento preventivo
TM
BD
-00
4
12,25 LIQUEO 1 Perfida de
aceite en la bomba
Cambio de orings en la
bomba
Mantenimiento preventivo
TM
BD
-02
2
12,25 LIQUEO 1 perdida de aceite en el wash pipe
Cambio de orings
Mantenimiento preventivo
Tabla 5. 23. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema eléctrico, Tambococha A
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
5.2.5. Otros problemas.
Otras Actividades donde suscitaron NPT.
PO
ZO
SE
CC
IÓN
PROBLEMA TIEMPO
(NPT) (HRS)
CAUSA DEL
PROBLEMA
ACCIONES TOMADAS
ACCION PREVENTIVA
TM
BD
-00
3
12,25 BHA 4 Posible pega BACKREAMING
Tener parámetros establecidos en el programa de perforación
TM
BD
-00
5
12,25 Válvula 0,5 problema válvulas de la bomba
Cambio de válvula
Mantenimiento bombas de lodo
TM
BD
-02
8H
8,5 Válvula 1 Daño en válvula IBOP
Cambio rodillo en válvula
Mantenimiento preventivo
TM
BD
-03
0h
12,25 Daño
neumático 1,5
Daño cuña Neumática
Cambia Cuña Neumática
Mantenimiento preventivo
TM
BD
-00
7
16 Limpieza 4 Presencia de gumbo
Retira BHA y Flow Line para limpieza
Realizar circulación después de cada operación.
Tabla 5. 24. Información de los pozos con problemas relacionados a falla en el sistema eléctrico, Tambococha A
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
107
CAPÍTULO VI. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1. CONCLUSIONES
1. La metodología de Límite Técnico aplicada en este trabajo permitió la identificación de los
tiempos normales que se deben emplear durante la perforación de los pozos en el Campo
Tambococha, reduciendo el tiempo estimado en pozos horizontales en un 18% en el PAD
A y un 40% en el PAD D, mientras que en pozos tipo J un 29 % en el PAD A y un 33 %
en el PAD D.
2. El Límite Técnico para la perforación de pozos horizontales en Tambococha A es de 7,91
días, mientras que el Límite Técnico para pozos horizontales en Tambococha D es de 8,32
días.
3. El Límite Técnico para la perforación de pozos direccionales tipo J con una inclinación de
30 a 60 grados es de 8,13 días para Tambococha A y 8,11 días para Tambococha D.
4. El Límite Técnico para la perforación de pozos direccionales tipo J con una inclinación
mayor a 60 grados es de 8,73 días para Tambococha A y 10,30 días para Tambococha D.
5. Según el análisis de los tiempos del presente proyecto, se observa que la mayor cantidad
de NPT (tiempos no productivos), sucedieron en la plataforma Tambococha D con un total
de 122 horas, mientras que en la plataforma Tambococha A tiene 83 horas.
6. El porcentaje más alto de NPT en la plataforma Tambococha A se asocia a un 29% por
problemas durante la bajada del casing de 13-3/8” y el de mayor repetición fue debido a
fallas en el sistema eléctrico, observándose que no necesariamente el de mayor repetición
genera el mayor número de horas de NPT.
7. El porcentaje más alto de NPT en la plataforma Tambococha D se asocia a un 49% a daños
en herramientas direccionales y pérdidas de señal.
108
6.2. RECOMEDACIONES
1. Aplicar la metodología de límite técnico para la perforación de futuros pozos en el Campo
Tambococha y extender el estudio hacia otros campos.
2. Las compañías deben brindar la información necesaria para la realización de trabajos de
investigación que sirven para mejorar las prácticas existentes de la industria
hidrocarburifera.
3. La planificación de los pozos debe tener en cuenta los criterios considerados en este trabajo,
sirviendo como guía más no siendo limitantes en la determinación de los tiempos de
perforación.
4. Tener precaución durante la corrida de casing, en los cuerpos de arena, debido a que se
produce un escalonamiento al atravesar intercalaciones de formaciones blandas y duras, ya
que estas zonas quedan en calibre y pueden dar puntos de apoyo para el casing.
5. El cálculo de la tasa de penetración óptimo para cada una de las secciones, se debe
profundizar mediante el cálculo de la energía especifica mecánica, relacionándola con cada
uno de los parámetros que intervienen en la perforación y que afectan directamente a la
ROP, para obtener así una tasa de perforación máxima alcanzable sin poner en riesgo la
seguridad de la perforación.
6. De los tiempos obtenido para cada grupo se recomienda trabajar con un margen de error
de un día, a fin de evitar presionar a las compañías con el cumplimiento de estos tiempos
pudiendo ocasionar accidentes durante las operaciones de perforación,
7. Las empresas de taladro deben tener registros de mantenimientos, calibraciones y
operatividad de sus equipos, a fin de evitar fallas en sus equipos durante las operaciones
de perforación y producir NPT.
109
8. La empresa debe efectuar mantenimientos preventivos según la naturaleza de los equipos,
máquinas y/o herramientas; mantenimiento rotativo que permitirá tener un mayor control
del desgaste de los equipos, y mantenimiento correctivo para el arreglo de la falla de un
equipo.
9. Implementar un plan de capacitación para el personal operativo del campo Tambococha,
para elevar el desempeño productivo y competitivo, lo que permite lograr los mejores
tiempos operacionales en la perforación.
10. Implementar un Manual de Buenas Prácticas para la utilización de máquinas y equipos en
la perforación de pozos del campo Tambococha.
110
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS
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penetración con los parámetros de perforación en la sección de 8 ½ pulgadas de pozos
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9062(65)90022-7
112
ANEXOS
Anexo 1. Análisis de tiempos de perforación
1.1.Análisis de tiempos de perforación del grupo II, pozos horizontales, Tambococha D.
Tiempo de Armada de BHA.
Gráfica 6.1. Tiempo en armado de BHA, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0
0,5
1
1,5
2
2,5
3
3,5
TMBD-014H TMBD-016H TMBD-018H TMBD-020H
Seccion 16 in 2,5 3 1,5 1,5
Seccion 12 1/4 in 3,5 2,5 3 2,5
Seccion 8 1/2 in 2,5 2,5 2,5 3
TIEM
PO
HO
RA
S
Armada BHA, Tambococha D, Pozos Horizontales
113
Tiempo de Desarmar de BHA.
Gráfica 6.2. Tiempo para desarmar BHA, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de POOH.
TIEMPO DE POOH GRUPO II
POZO
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2"
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBD-014H 6319,00 12,00 526,58 8183,75 16,00 511,48 8744,00 8,50 1028,71
TMBD-016H 3997,00 3,00 1332,33 5583,00 10,50 531,71 6945,00 7,00 992,14
TMBD-018H 5533,58 14,00 395,26 8192,00 18,50 442,81 9041,00 5,00 1808,20
TMBD-020H 5289,00 6,50 813,69 7571,00 23,50 322,17 7383,00 6,00 1230,50
Tabla 6. 1. Tiempo de POOH, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0
0,5
1
1,5
2
2,5
TMBD-014H TMBD-016H TMBD-018H TMBD-020H
SECCION 16 in 1 1,5 2 1
Seccióm 12 1/4 in 2 1,5 1,5 1,5
Sección 8 1/2 in 1,5 1 1 1
TIEM
PO
HO
RA
S
DESARMAR BHA , TAMBOCOCHA D, POZOS HORIZONTALES
114
Tiempo de RIH en corrida de caising.
TIEMPODE RIH EN CORRIDA DE CASING GRUPO II
POZO
CASING 13 3/8 CASING 9 5/8
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBD-014H 6277,09 12,00 523,09 8179,00 10,50 778,95
TMBD-016H 3924,00 7,50 523,20 5781,00 10,00 578,10
TMBD-018H 5311,00 12,50 424,88 7985,00 14,50 550,69
TMBD-020H 5361,00 13,00 412,38 7612,00 21,50 354,05
Tabla 6. 2. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de RIH hasta tope de cemento
TIEMPODE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO GRUPO II
POZO CASING 13 3/8 CASING 9 5/8
INT
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RIH
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hr)
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RIH
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VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBD-014H 6235,09 8,50 733,54 8179,00 3,50 2336,86
TMBD-016H 3954,00 3,00 1318,00 5558,00 5,00 1111,60
TMBD-018H 5568,00 4,50 1237,33 4709,84 4,00 1177,46
TMBD-020H 6235,09 8,50 733,54 4065,00 5,00 813,00
Tabla 6. 3 Tiempo de RIH Tope cemento
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
115
Tiempo de cementación.
Sección 16”
TIEMPO EN CEMENTACIÓN SECCIÓN 13 3/8" GRUPO II P
OZ
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Sec
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op
Jo
b
TMBD-014H 16 " 0,5 4 0,5 0,5
TMBD-016H 16 " 0,5 2,5 0,5 1
TMBD-018H 16 " 0,5 3 0,5 1
TMBD-020H 16 " 0,5 3 1 0,5
Tabla 6. 4. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Sección 12 ¼”
TIEMPO EN CEMENTACIÓN SECCIÓN 9 5/8" GRUPO II
PO
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n
Arm
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íneas
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cem
en
tació
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Cem
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tac
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Reti
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ab
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cem
en
tació
n y
desarm
a lín
eas
TMBD-014H 12 1/4" 0,5 2,5 0,5
TMBD-016H 12 1/4" 0,5 3 1,5
TMBD-018H 12 1/4" 0,5 2,5 0,5
TMBD-020H 12 1/4" 0,5 2,5 0.5
Tabla 6. 5. Tiempo en cementación, Grupo I, Casing 9- 5/8”, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
116
Tiempo de drillout.
TIEMPO EN DRIILOUT GRUPO II P
OZ
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IÓN
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hr)
TMBD-014H 12 1/4" 6304 6329 25 4,5
8 1/2" 8216 8240 24 3,5
TMBD-016H 12 1/4" 3997 4007 10 2,5
8 1/2" 5739 5770 31 3
TMBD-018H 12 1/4" 5593 5622 29 2
8 1/2" 8221 8270 49 2,5
TMBD-020H 12 1/4" 5345 5371 26 3,5
8 1/2" 7611 7630 19 3
Tabla 6. 6. Tiempo de DRILLOUT, Grupo II.
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempos en instalación sección A, B del Cabezal y del BOP
Gráfica 6. 3. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
2
1,5
1
1,5
1
1
1
1
2,5
1
3
2
0,5
0,5
0,5
0,5
1,5
1
1,5
1,5
0,5
0,5
1
0,5
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
TMBD-014H
TMBD-016H
TMBD-018H
TMBD-020H
TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO II
Corte y biselado csg 13-3/8" Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos
Instala BOP Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal
Test BOP Retira Test PLUG e instala wear bushing
TIEMPO (horas)
117
1.2. Análisis de tiempos de perforación del grupo III, pozos direccionales tipo “J”, máxima
inclinación de 30° a 60°.
Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo III.
Tiempo de armada de BHA.
Gráfica 6. 4. Tiempo en armar y desarmar BHA, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de POOH.
TIEMPO DE POOH
POZO
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2"
INT
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INT
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(ft)
PO
OH
(h
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VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBA-17H 4166 4,5 926 6774 7,75 874 6852 5 1574
TMBA-19H 4347 5,72 774 6871 11 625 7408 6,5 1140
TMBA-27H 4781 9,7 493 7020 15,5 755 7585 16,08 1298
TMBA-29H 4347 8 543 6871 11 625 7419 6,5 1140
TMBA-33H 4164 6,47 659 6342 9,53 665 7508 4,67 1608
TMBA-35H 4667 6,73 693 6992 7,32 955 8048 6 1341
Tabla 6. 7. Tiempo de POOH, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0
2
4
6
8
POZO 15,ARMAR
POZO 37,ARMAR
POZO 15,DESARMAR
POZO 37,DESARMAR
SECCIÓN 8 1/2 3 2,5 2 1
SECCIÓN 12 1/4 2 2 1 1
SECCIÓN 16 in 2,5 3,5 1 1,5
TIEM
PO
(HO
RA
S)
BHA, GRUPO I I I
118
Tiempo de RIH en corrida de caising.
TIEMPO DE RIH EN CORRIDA DE CASING
POZO
CASING 13 3/8 CASING 9 5/8
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(ft/
hr)
TMBA-17H 4165 5,5 757 6772 8,5 797
TMBA-19H 4430 7,72 574 7276 6,9 637
TMBA-27H 4781 8,68 551 7014 7,1 988
TMBA-29H 4347 14 320 6864 13,5 510
TMBA-33H 4265 7,02 608 6807 9,18 742
TMBA-35H 4667 7,68 693 6992 9,05 832,86
Tabla 6. 8. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de RIH hasta tope de cemento
TIEMPO DE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO
TOPE DE CEMENTO 12 1/4 in TOPE DE CEMENTO 8 1/2 in
INT
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RIH
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(ft/
hr)
4119 4,5 915 6725 7 961
4386 5 877 7235 5,73 1263
4692 4,75 988 6974 4,82 1447
4300 3,5 1228,6 6805 4,5 1512
4220 2,38 1773,1 6772 4,65 1456
4619 3 1539 6936 5 1387
Tabla 6. 9. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
119
Tiempo de cementación.
TIEMPO DE CEMENTACIÓN GRUPO III
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" LINER 7"
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s
TMBA-015 0,5 2,5 0,5 1 0,5 2,5 1 2 0,5 0,5
TMBA-037 0,5 2,5 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 2 1 0,5
Tabla 6. 10. Tiempo de cementación, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de drillout.
TIEMPO EN DRIILOUT, GRUPO III
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TMBA-015 12 1/4" 4875 4915 40 2
8 1/2" 6196 6135 6135 2
TMBA-037 12 1/4" 4237 4279 42 2,5
8 1/2" 5555 5596 41 2
Tabla 6. 11. Tiempo de DRILLOUT, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
120
Tiempos en instalación sección A, B del Cabezal y del BOP
Gráfica 6. 5. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
1.3 Análisis de tiempos de perforación del grupo IV, pozos direccionales tipo “J”, máxima
inclinación de 30° a 60°, Tambococha D.
Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo IV.
2
1,5
1
1,5
1
1
1
1
2,5
1
3
2
0,5
0,5
0,5
0,5
1,5
1
1,5
1,5
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
TMBD-014H
TMBD-016H
TMBD-018H
TMBD-020H
TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO III
Corte y biselado csg 13-3/8" Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos
Instala BOP Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal
Test BOP Retira Test PLUG e instala wear bushing
TIEMPO (horas)
121
Tiempo de Armada de BHA.
Gráfica 6. 6. Tiempo en armado de BHA
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de Desarmar de BHA.
Gráfica 6. 7. Tiempo para desarmar BHA, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0123456
TMBD-010 TMBD-012
Seccion 16 in 2,5 2,5
Seccion 12 1/4 in 2,5 6
Seccion 8 1/2 in 4,5 5
TIEM
PO
HO
RA
S
Armada BHA, Grupo IV
0
0,5
1
1,5
2
2,5
TMBD-010 TMBD-012
SECCION 16 in 1,5 2
Seccióm 12 1/4 in 1,5 1,5
Sección 8 1/2 in 2,5 2,5
TIEM
PO
HO
RA
S
DESARMAR BHA , GRUPO VI
122
Tiempo de POOH.
TIEMPO DE POOH
POZO
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2"
INTE
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INTE
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PO
OH
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r)
VEL
OC
IDA
D
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hr)
TMBD-010 4311 5,5 616 5365 11,5 467 6003 5,74 1026
TMBD-012 4822 5,5 689 6125 9,7 631 6830 5,2 1046
Tabla 6. 12. Tiempo de POOH, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de RIH en corrida de caising.
TIEMPODE RIH EN CORRIDA DE CASING
POZO
CASING 13 3/8 CASING 9 5/8
INT
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VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBD-010 4311 8,5 507,18 5365 5 1050,00
TMBD-012 4822 9 479,00 6115 6 1005,00
Tabla 6. 13. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
123
Tiempo de RIH hasta tope de cemento
TIEMPODE RIH EN TOPE DE CEMENTO
POZO
CASING 13 3/8 CASING 9 5/8
INT
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hr)
TMBD-010 4311 2 2155,5 5365 2 2682,5
TMBD-012 4822 3,5 1377,7 6125 2 3062,5
Tabla 6. 14. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de Cementación.
TIEMPOS DE CEMENTACIÓN
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" LINER 7"
PO
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TMBD-010 16 " 0,5 2,5 1 1 12
1/4" 0,5 3 0,5 2 1 0,5
TMBD-012 16 " 0,5 4 1 1 12
1/4" 0,5 2 0,5 1,5 1 0,5
Tabla 6. 15. Tiempo de cementación, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
124
Tiempo de Drillout.
TIEMPO EN DRIILOUT GRUPO IV
PO
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TMBD-010 12 1/4" 4226 4319 93 3
8 1/2" 5315 5370 55 3
TMBD-012 12 1/4" 4776 4807 31 2
8 1/2" 6072 6107 35 1
Tabla 6. 16. Tiempo de DRILLOUT, Grupo IV.
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de GYRO.
TIEMPO DE GYRO GRUPO IV
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TMBD-010 16" 356,0 1786,0 1430,0 3
TMBD-012 16" 290 800 510,0 1,5
Tabla 6. 17. Tiempo de Gyro, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
125
Tiempos en instalación sección A, B del Cabezal y del BOP
Gráfica 6. 8. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo IV
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
1.4 Análisis de tiempos de perforación del grupo V, pozos direccionales tipo “J”, máxima
inclinación mayor a 60°, Tambococha A.
Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo V
Tiempo de Armada y Quebrar BHA.
Gráfica 6. 9. Tiempo en armar y quebrar BHA, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b) Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
2
1,5
1
1
0,5
0,5
0,5
0,5
1,5
2
0,5
0,5
0 1 2 3 4 5 6 7
TMBD-010
TMBD-012
TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO IV
Corte y biselado csg 13-3/8" Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos
Instala BOP Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal
Test BOP Retira Test PLUG e instala wear bushing
TIEMPO (horas)
02468
POZO 21,ARMAR
POZO 23,ARMAR
POZO 21,DESARMAR
POZO 23,DESARMAR
SECCIÓN 8 1/2 2 2,5 1 1
SECCIÓN 12 1/4 1,5 2 1 1
SECCIÓN 16 in 3 3,5 1 3
TIEM
PO
(H
OR
AS)
BHA, GRUPO V
126
Tiempo de POOH.
TIEMPO DE POOH
POZO
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2"
INT
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PO
OH
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PO
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r)
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LO
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AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBA-21 5252 10,45 622 6715 9,53 735 7626 10,58 748
TMBA-23 4823 13,13 368 6677 9 642 7301 7,63 957
Tabla 6. 18. Tiempo de POOH, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de RIH en corrida de casing.
TIEMPO RIH EN CORRIDA DE CASING
CASING 13 3/8 in CASING 9 5/8 in LINER 7 in
INT
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(ft)
RIH
(h
r)
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CID
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hr)
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RIH
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CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
5252 6,83 769 6991 7 999 7918 11 720
4823 7 689 6819 6,8 1003 7577 11 689
Tabla 6. 19. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
127
Tiempo de RIH hasta tope de cemento
TIEMPO DE RIH TOPE DE CEMENTO
TOPE DE CEMENTO 12 1/4 in TOPE DE CEMENTO 8 1/2 in IN
TE
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hr)
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(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
5206 4 1301 6952 5 1390
4093 3,83 1069 6778 4,73 1433
Tabla 6. 20. Tiempo de RIH tope cemento, Grupo III
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de Cementación.
TIEMPO DE CEMENTACIÓN GRUPO V
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" LINER 7"
PO
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s
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tació
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Reti
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e
ce
me
nta
ció
n y
de
sa
rma l
ínea
s
TMBA-021 1 2 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 0,5 2 0,5
TMBA-023 0,5 2 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 0,5 2 0,5
Tabla 6. 21. Tiempo de cementación, Grupo V
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
128
Tiempo de Drillout.
TIEMPO EN DRIILOUT, GRUPO V
PO
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(ft)
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hr)
TMBA-021 12 1/4" 5210 5252 42 2,75
8 1/2" 6952 6991 39 2,5
TMBA-023 12 1/4" 4781 4833 52 3,22
8 1/2" 6778 6837 59 2,5
Tabla 6. 22. Tiempo de DRILLOUT, Grupo V.
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempos en instalación sección A, B del Cabezal y del BOP
Gráfica 6. 10. Tiempo en instalación de la sección AB del cabezal y BOP, Grupo II
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
1
0,5
1
1
2,5
2,5
0,5
0,5
1,5
3,5
0,5
0,5
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
TMBA-021
TMBA-23
TIEMPO EN INSTALACIÓN SECCIÓN A,B DEL CABEZAL Y BOP GRUPO V
Corte y biselado csg 13-3/8" Instalar seción A,B del cabezal y pruebas de sellos
Instala BOP Instala TEST PLUG en sección AB del cabezal
TIEMPO (horas)
129
1.5. Análisis de tiempos del grupo VI, pozos direccionales tipo “J”, máxima inclinación
mayor a 60°, Tambococha D.
Tablas del análisis de los tiempos operacionales por actividad del Grupo VI.
Tiempo de Armada de BHA.
Gráfica 6. 11. Tiempo en armado de BHA, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de Desarmar de BHA.
Gráfica 6. 12. Tiempo para desarmar BHA, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
0
1
2
3
4
5
TMBD-003 TMBD-004 TMBD-026
Seccion 16 in 2,5 3,5 2
Seccion 12 1/4 in 5 3 2
Seccion 8 1/2 in 2,5 2 2,5
TIEM
PO
HO
RA
SArmar BHA, Grupo VI
0
0,5
1
1,5
2
2,5
TMBD-003 TMBD-004 TMBD-026 TMBD-028
SECCION 16 in 2 2 1,5 2
Seccióm 12 1/4 in 1,5 2 2 1,5
Sección 8 1/2 in 1 2 1 1,5
TIEM
PO
HO
RA
S
DESARMAR BHA , GRUPO VI
130
Tiempo de POOH.
TIEMPO DE POOH
POZO
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12 1/4" SECCIÓN 8 1/2" IN
TE
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(ft)
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(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
PO
OH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBD-003 5640 11 513 7667 17 451 9178 19 483
TMBD-004 5840 12,5 467 7880 29 272 8630 22,5 384
TMBD-026 6187 8 773 8968 42 214 9645 15 643
Tabla 6. 23. Tiempo de POOH, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de RIH en corrida de casing.
TIEMPODE RIH EN CORRIDA DE CASING
POZO
CASING 13 5/8 CASING 9 5/8
INT
ER
VA
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(ft)
RIH
(h
r)
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CID
AD
(ft/
hr)
INT
ER
VA
LO
(ft)
RIH
(h
r)
VE
LO
CID
AD
(ft/
hr)
TMBD-003 5640 9,5 593,68 7667 8,5 902
TMBD-004 5840 7,5 778,67 7880 11 716
TMBD-026 5855 13,5 433,70 8923 26,5 337
Tabla 6. 24. Tiempos de RIH de corrida de casing, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
131
Tiempo de RIH hasta tope de cemento
TIEMPODE RIH HASTA TOPE DE CEMENTO
POZO
TOPE DE CEMENTO 12 1/4 in TOPE DE CEMENTO 8 1/2
INT
ER
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(ft)
RIH
(h
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CID
A
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ft/h
r)
INT
ER
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RIH
(h
r)
VE
LO
CID
A
D (
ft/h
r)
TMBD-003 5640 3 902,00 3066,80 2,5 3067
TMBD-004 5840 4,5 1297,78 3152,00 2,5 3152
TMBD-026 5855 3 1951,67 3569,20 2,5 3569
Tabla 6. 25. Tiempo de RIH Tope Cemento, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
Tiempo de Cementación.
TIEMPOS DE CEMENTACIÓN, GRUPO VI
SECCIÓN 16" SECCIÓN 12-1/4" LINER 7"
PO
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n y
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a
lín
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Arm
a lí
nea
s d
e
cem
enta
ció
n,
inst
ala
cab
eza
y p
rueb
a
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liza
Cem
enta
ció
n
Ret
ira
cab
eza
de
cem
enta
ció
n y
des
arm
a
lín
eas
TMBD-003 0,5 3 0,5 0,5 0,5 2,5 0,5 1,5 1,5 0,5
TMBD-004 1,5 4,5 1,5 1 0,5 2,5 1 0,5 3 0,5
TMBD-026 0,5 3 0,5 1 1 2,5 0,5 1,5 1,5 0,5
Tabla 6. 26. Tiempo de cementación sección 13 3/8, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian
132
Tiempo de Drillout.
TIEMPO EN DRIILOUT
PO
ZO
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hr)
TMBD-003 12 1/4" 5597 5650 53 2
8 1/2" 7601 7675 74 2,5
TMBD-004 12 1/4" 5338 5375 37 3
8 1/2" 7880 8630 750 4,5
TMBD-026 12 1/4" 5855 6187 332 3,5
8 1/2" 8947 8968 21 1
Tabla 6. 27. Tiempo de DRILLOUT, Grupo VI
Fuente: (Petroamazonas E.P, 2018b)
Elaborado por: Cabrera Johan y Calva Lilian