UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL

FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA

CARRERA DE INGENIERIA DE PETRÓLEOS

TEMA: "ANÁLISIS DEL PROCESO DE PERFORACIÓN

DIRECCIONAL DE POZOS PETROLEROS EN EL CAMPO AUCA

DE LA AMAZONÍA ECUATORIANA PARA LA REDUCCIÓN DE

TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ‘’

TESIS DE GRADO PREVIA LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS

HECTOR SANTIAGO MORAN OTOYA

ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE, M.Sc. Quito, Julio 2014

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DECLARACIÓN

Yo MORAN OTOYA HECTOR SANTIAGO, declaro que el trabajo aquí descrito es de m i autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he cons ultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este docum ento.

La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, s egún lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglam ento y por la normativa institucional vigente.

___________________________

MORAN OTOYA HECTOR SANTIAGO C.I. 0801913823

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CERTIFICACIÓN

Certifico que el presente trabajo que lleva por título “ANALISIS DEL PROCESO DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL DE POZOS PETROLEROS EN EL CAMPO AUCA DE LA AMAZONIA ECUATORIANA PARA LA REDUCCIÓN DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS ”, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Moran Otoya Héctor Santiago , bajo mi dirección y

supervis ión, en la Fac ultad de Ciencias de la Ingeniería; y cum ple con las condiciones requeridas por el reglam ento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.

_____________________________

Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.

DIRECTOR DEL TRABAJO C.I. 1705134102

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DEDICATORIA

A mi padre Héctor Vinicio Moran Coello el cual con sus consejos, sabiduría y trabajo me ha guiado en todo momento siempre alentándome para seguir adelante y ayudándome a entender mi camino.

A mi madre Carmen Julia Otoya Bedoya siempre ha estado ahí conmigo con su amor cariño y ternura me ha ayudado a lo largo de mi vida desde muy pequeño esforzándose para que yo salga adelante.

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AGRADECIMIENTOS

A Dios el autor y consumador de la vida el cual envió a su hijo unigénito para que todo aquel que crea en el no se pierda sino sea salvo mediante la gracia que es en Cristo Jesús.

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

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

A mi familia en general de parte de madre y padre que siempre han estado pendientes de mí y prestos para darme una mano son muchos también creo que me faltarían páginas para nombrar las cualidades de cada uno.

A los Docente de la UTE que han sido mis segundos padres en mi estancia en Quito si los enumérala no me alcanzarían las páginas y los elogias para ellos.

A mi director Fausto Ramos el cual ha tenido paciencia y me ensenado muchas cosas a lo largo de la carrera universitaria.

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

Al grupo D&O los cuales me han dado la oportunidad de una gran experiencia para forjarme como profesional aconsejándome para que mejore y siempre respondiendo a mis dudas.

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

A mis compañeros de Universidad mucho de ellos han sido como hermanos sin ellos fuera difícil terminar la carrera, todos ellos tengo fe que van a ser excelentes profesionales, aun mejores que yo.

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I

ÍNDICE DE CONTENIDOS

1.1. PROBLEMA ... 3 1.2. JUSTIFICACIÓN ... 4 1.3. OBJETIVOSPROYECTO... 5 1.3.1. OBJETIVO GENERAL... 5 1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ... 5 1.4. METODOLOGÍA... 6 1.4.1. ALCANCE... 6 1.4.2. MATERIALES ... 6 1.4.3. MÉTODOS ... 6 2.1. QUEESPERFORAR... 8

2.2. QUESONLOSTIEMPOSNOPRODUCTIVOS... 8

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

2.3. PROCESOSINMERSOSEN PERFORACIÓN ...20

2.3.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN ...21

2.3.2. SERVICIOS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL ...25

2.3.3. BROCAS DE PERFORACIÓN ...32

2.4. PARÁMETROSBÁSICOSDEUNPLANDEPERFORACIÓN...37

2.4.1 CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN...37

2.4.2. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DIRECCIONAL...40

2.4.3. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DE BROCAS45 3.1. CURVASDE TIEMPO ...50

3.1.1. CURVA DE TIEMPO AUCA 1 ...50

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II

3.2.PERFILDIRECCIONAL&GEOLOGÍA ...60

3.2.1 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO AUCA 1 ...60

3.2.2. PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO AUCA 1 ...61

3.2.10 PERFIL DEL DIRECCIONAL REAL VS PLAN & GEOLOGÍA POZO AUCA 12 ...69

3.3. INGENIERÍAPERFORACIÓN 10POZOSANALIZADOS ...70

3.3.1. INGENIERÍA PERFORACIÓN POZO AUCA 1 ...70

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III

3.3.5. INGENIERIA PERFORACION POZO AUCA 7 ...78

3.4. RESUMENDECAUSASTIEMPOSNOPRODUCTIVOS(NPT) ...90

4.1.ANÁLISISPOZOAUCA1 ...94

4.1.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS...96

4.1.2. ANÁLISIS DEL NPT ...98

4.2. ANÁLISISPOZOAUCA2 ... 100

4.2.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ... 102

4.2.2. CAUSAS NPT: POR DIRECCIONALES... 104

4.2.3 ANALISIS NPT... 106

4.3.1. CAUSAS NPT: FLUIDOS... 112

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

4.3.3. ANÁLISIS NPT... 116

4.4.1. CAUSA NPT: POR DIRECCIONALES ... 120

4.4.2. ANÁLISIS NPT... 124

4.5. ANÁLISIS POZOAUCA7... 127

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

4.5.2. CUSAS NPT: POR FLUIDOS... 131

4.5.3. ANÁLISIS NPT... 135

4.6.1. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS... 139

4.6.2. ANÁLISIS NPT... 142

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IV

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

4.7.2. CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ... 149

4.7.3. ANÁLISIS NPT... 149

4.8.1 CAUSAS NPT: POR SERVICIOS DIRECCIONALES... 156

4.8.2 CAUSAS NPT: POR FLUIDOS ... 156

4.8.3. ANÁLISIS NPT... 159

4.10.ANÁLISISPOZOAUCA10 ... 163

4.11. COMPARACIÓNPOZOCONMAYORNPTVSPOZOCON OPERACIONES ÓPTIMAS. ... 165

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

4.11.2 POZO CON BUENAS PRÁCTICAS... 166

4.11.3. RESUMEN ÓPTIMAS PRÁCTICAS ... 167

4.11.4. RESUMEN DETALLES OPERACIONES COMO TEMAS DE INVESTIGACION... 168

4.12. VALORECONÓMICONPTENBASEALCOSTODEOPORTUNIDAD169 4.12.1. COSTOS NPT POR POZO. ... 172

4.13.PORCENTAJESDETIEMPODENPTCONRESPECTOAL TIEMPO DEPERFORACIÓN ... 189

5.1. CONCLUSIONES ... 191

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V

ÍNDICE FIGURAS

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

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

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

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

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

Figura 6 : Herramientas para recuperar BHA atrapados en fondo o acondicionar hoyo ...13

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

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

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

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

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

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

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

Figura 14: Aplicaciones de perforación direccional ...27

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

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

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

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

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

Figura 20: ROP vs WOB ...34

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

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

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

Figura 24: BHA planeado para construir en la sección de 16’’ en el campo Auca...41

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

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VI

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

campo Auca...46

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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VII

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

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 65: Configuración BHA # 7 usado pozo Auca 2 con problemas de ROP105 Figura 66: Esquema gráfico de la formación tiyuyacu compuesta por los dos miembros de conglomerados ... 108

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

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

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

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

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

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

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

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

Figura 75: Porcentaje de lubricante usado Pozo Auca 4 vs Pozo offset Sección 12 ¼’’ ... 122

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

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

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

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

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

Figure 81: Esquema gráfico de torque y arrastre de un BHA ... 131 Figure 82 : Densidad fluido de perforación pozo Auca 7 vs offset sección 12 ¼’’132

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VIII

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

sección 12 ¼’’... 133

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

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

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

Figure 87: Densidad fluido de perforación pozo Auca 8 vs Offset sección 12 ¼’’139 Figura 88 : Configuración BHA # 6 & perfil direccional ... 140

Figura 89: Porcentaje de lubricante usado en el fluido de perforación pozo Auca 8 ... 141

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

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

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

Figura 93: Sistema RSS (Sistema Rotario Dirigible / Rotary Steerable System) 150 Figura 94: Tendencia formación con BHA direccionales con motor ... 150

Figura 95 : tendencias de giro y construcción de ángulo de BHA con motor en formaciones ... 151

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

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

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

Figura 99: Concentración de inhibidor de lutitas usado pozo Auca 10 sección 12 ¼’’ ... 158

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

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

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

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

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

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

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IX

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

Figure 110: Pérdidas económicas por NPT Pozo Auca 7 ... 181

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

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

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X

ÍNDICE DE TABLAS

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

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

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

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

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

Tabla 6: Descripción practicas Auca 3... 117

Tabla 7: Descripción practicas Auca 4... 126

TABLA 8: Descripción prácticas auca 7 ... 137

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

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

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

Tabla 12: Descripción prácticas Auca 10 ... 160

Tabla 13 : Descripción prácticas Auca 11 ... 162

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

Tabla 17 : Causas relevantes de NPT que pueden ser sujeto a estudio mas profundo para mejorar el estado de arte y optimizar las operaciones de perforación ... 168

Tabla 18: Costos del taladro... 169

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

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

Tabla 21: valores para cálculo costo por oportunidad con expectativa de producción del pozo en base a pozos aledaños. ... 171

Tabla 22: Porcentaje de NPT de las líneas esenciales (DS, DB, DF) con respecto al tiempo de perforación ... 189

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XI

RESUMEN

El presente trabajo está enfocado a analizar las causas que producen los tiempos no productivos en perforación de pozos petróleos del campo Auca la amazonia ecuatoriana, mediante un análisis de los problemas que sucedieron en la campaña de perforación de diez pozos tipo J en este campo, enfocado a las operaciones de las líneas de servicios de perforación esenciales presentes. Actualmente en promedio un 20 % de los tiempos de perforación se atribuyen a tiempos no productivos lo que repercute directamente económicas tanto para la empresa que da el servicio y para la empresa que opera el campo, sumado a esto los días perdidos por tiempos no productivos son directamente proporcionales a días perdidos de producción de petróleo.

En este trabajo se determina cuales son las causas, se analizan las medidas tomadas, y las lecciones aprendidas, se propone mejores prácticas para el mejoramiento continuo; se procesa la información mediante un análisis y tablas de resumen que permiten sistematizar la información de forma sencilla por último se calcula cual es la ganancia de dinero si se reducen un cierto porcentaje de tiempo no productivo en base a dos escenarios: optimista y pesimista.

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XII

ABSTRACT

The present Project is oriented to analyze the causes that produce non productive time in drilling in the Auca field of Amazon of Ecuador, through an analysis of problems that happens in the operations of drilling of 10 wells type J in this field, oriented in the operations drilling services lines essentials presents.

Nowadays an average 20 % of drilling time is by non productive time consequently is affect i n economic loss for the services company and operator company , also the non productive time days loss by drilling are direct proportional days production oil loss

It Project analyze operations in drilling and lesson learned , too will propone best practices to improve continue, the information is processed thought an analysis and resume tables that allow systemization of information of manner easy, finally calculated which is the revenue if there is a reduction; percent of non productive time in bases a two scenarios: positive and pessimist.

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1

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2

1. INTRODUCCIÓN

En la actualidad la perforación direccional es fundamental dentro de la industria petrolera, ya que permite alcanzar zonas inaccesibles, perforar varios pozos de una misma plataforma sin necesidad de transportar el taladro de un lugar a otro, además de alcanzar arenas productoras deseadas antes casi imposibles ya que la perforación solo era de manera vertical.

Si bien es cierto hay mucha tecnologías dentro de la perforación direccional, todavía hay mucho que hacer, ya que a diario se presentan problemas en la perforación, lo que conlleva tiempos no deseados o conocidos como tiempos no productivos, lo cuales influyen en que la perforación aumente su costo, ya que el área de perforación es muy sensible en cuanto a costos, porque las empresas involucradas facturan por hora, un día perdido en perforación es una pérdida económica considerable para las empresas involucradas. La reducción de tiempos no productivos (npt) se la puede realizar mediante una optimización de las líneas fundamentales dentro de perforación estas son:

- Fluidos de perforación - Servicios de direccional

- Brocas de perforación

Mediante planes adecuados de perforación y en base a lecciones aprendidas, la perforación se vuelve en un proceso de mejora continua ya que se va adquiriendo experticia en cada uno de los retos que propone un campo al perforarlo, en el caso de Ecuador estos retos están dados por varios factores

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3 una de ellas es la litología y las tendencias de las mismas al atravesarlos, ya que cada formación tiende a desviar el BHA (ensamblaje de fondo), de lo planeado.

Dentro del área de optimización hay mucho por construir y descifrar es un proceso de mejora continua, lo cual permitirá gerenciar de manera óptima la perforación en sí y la elaboración de planes correctos.

El presente estudio tiene como objetivo compilar y analizar los problemas detectados en la perforación de pozos direccionales en el campo Auca y luego lograr la sistematización de los datos para que sirvan como guía en el diseño en los planes de perforación disminuyendo los tiempos no productivos, para perforación de pozos futuros

1.1. PROBLEMA

Los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19 perforaron en el ano 2013 10 pozos en el campo Auca tipo J, la mayoría de ellos presentan tiempo no productivos en la diferentes líneas de servicios especialmente en fluidos, direccional y brocas, lo que se traduce en mayores costos para la empresa prestadora de servicios por ende aumento de costos para la empresa operadora que en este caso es Petroamazonas, lo cual influye directamente con el presupuesto de ambas empresas , además dentro de la perforación de pozos los tiempos no productivos abarcan entre el 15 y 25 % del tiempo total de perforación del pozo; en Ecuador el costo promedio de perforación de un pozo no complejo esta alrededor de 6 000 000 de dólares, lo que significa que los tiempos no productivos pueden representar alrededor de 1 000 000 dólares como costo no planeado.

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1.2. JUSTIFICACIÓN

En el país ecuatoriano la perforación es vital para el desarrollo de los campos, lo cual permite alcanzar la producción necesaria para que la economía del estado sea estable, ya que sin la perforación la producción de petróleo caería de manera insostenible, es indispensable reducir los tiempos no productivos mediante una planeación adecuada y tomando en cuenta problemas en pozos anteriores (offset), en base a problemas ocurridos plantear una solución a los mismos de manera que en futuros pozos con similares características los tiempos no productivos se van reducir porque ya que se conoce la solución al problema, los tiempos no productivos son la causa que los costos de perforación se eleven o muchas veces de perder el pozo, esto puede llevar a incremento de días de trabajo y disminución de la producción del campo, además de perder la inversión, esto ocurre cuando se debe abandonar el pozo por ejemplo por pega de BHA en fondo, cuando el mismo no se logra recuperar. Otro aspecto a resaltar es que la perforación permite aumentar reservas lo cual es una política de estado, por ende las empresas operadoras deben invertir en perforación de nuevos pozos.

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5

1.3. OBJETIVOS PROYECTO

1.3.1. OBJETIVO GENERAL

Analizar las causas que ocasionan tiempos no productivos durante la perforación de pozos direccionales tipo J en el campo Auca operado por EP Petroamazonas

1.3.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

I. Analizar los procesos de perforación de 10 pozos tipo J perforados en el año 2013 por los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19, en lo que se refiere a las líneas de fluidos, brocas y direccionales.

II. Compilar, clasificar las mejores prácticas y las causas de tiempos no productivos, para sistematizar como información para futuras perforaciones. III. Desarrollar un modelo de costeo de tiempos no productivos para los pozos analizados, tomando como referencia la parte contractual de las NPT.

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1.4. METODOLOGÍA

1.4.1. ALCANCE

Se analizara 10 pozos perforados por los taladros Sinopec S48 y Sinopec S19 en año 2013, en el campo Auca de la amazonia ecuatoriana el trabajo se enfocara a las líneas de servicios: fluidos, direccional y brocas, en base a ello se definirá los pozos donde hubo mayores problemas de tiempo no productivos, se definirán soluciones en base a pozos con buenas prácticas operativas.

1.4.2. MATERIALES

I. Software especializado II. Computadora.

III. herramientas office

1.4.3. MÉTODOS

I. Información de campo. II. Consulta a expertos III. Referencias bibliográficas

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CAPÍTULO II

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8

2. REVISIÓN DE LITERATURA

2.1. QUE ES PERFORAR

Es el proceso de construir un hoyo en el subsuelo con el propósito de explorar o extraer hidrocarburos.

Figura 1:Partes de un taladro de perforación. Fuente: (Mitchell & Miska, 2011).

2.2. QUE SON LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

Define como el período de tiempo de eventos o actividades en las operaciones, que retardan el avance de las actividades de construcción y/o rehabilitación de un pozo según lo planificado. Se inicia desde que se evidencia una actividad no

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9 productiva, hasta que se tenían antes del evento improductivo. Algunos de ellos son: acondicionamiento del hoyo, pérdida de circulación, pega de tubería, control de reventones, desvío, pesca, complejidad geológica, etc.

Figura 2 : Ejemplo tiempos productivos y no productivos Fuente: (Jimenez, 2003)

2.2.1. PROBLEMAS COMUNES DE TIEMPOS NO PRODUCTIVOS

En la perforación se encuentran problemas de tiempos muertos, en las diferentes líneas de servicios mientas la perforación se lleva a cabo, obviamente imprevisto lo que aumenta significativamente los tiempos de perforación y por ende los costos de las misma

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

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11 Figura 4: Curva de tiempo pozo Auca J 154

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

Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

TOTAL TIEMPO PRODUCTIVO 82.77% TOTAL TIEMPO NO PRODUCTIVO 17.23%

DISTRIBUCION DE TIEMPO

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13 2.2.1.1. Pesca

Se conoce a la operación de recuperar el ensamblaje de fondo el cual no puede viajar a superficie por problemas del hoyo o por mala configuración de la herramienta: cuando una herramienta queda atrapada en el hoyo y no puede ser perforada, una muestra: un cono de una broca u otro ejemplo muy común cuando existe pega de tubería con el BHA en fondo.

La herramienta para recuperar al pescado (nombre que se conoce a la herramienta cuando está atrapada en fondo), debe ser de acorde a la forma y al peso de la herramienta que está atrapada, esto en la mayoría de casos lo da la experiencia.

En la figura # 6 se puede observar las herramientas usadas para recuperar herramientas atrapadas en fondo del pozo

Figura 6 : Herramientas para recuperar BHA atrapados en fondo o

acondicionar hoyo Fuente: (Pennwell, 2001)

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14 2.2.1.2. Pega de tubería

Este es un riesgo potencial dentro de perforación donde la herramienta de fondo se adhiere a las paredes del pozo, esto se puede dar por:

 Causas primarias

I. Pega deferencial más común

Generalmente ocurre durante la conexión y la sarta de perforación se encuentra de manera estacionaria,

Las causas son:

- La presión hidrostática del lodo excede la presión de la formación adyacente. - La formación es permeable (generalmente arenisca) en el punto donde la tubería está pegada.

Los atascamientos por presión diferencial ocurren a cualquier profundidad pero sus riesgos se incrementan cuando se perfora en yacimientos agotados. Tradicionalmente los problemas de atascamiento diferencial están relacionados con la formación de un revoque grueso en las paredes del hoyo; altas presiones de sobre balance, fluidos de perforación de alta densidad, alto contenido de sólidos y el alto filtrado del lodo. Estos últimos dos factores mencionados en especial, aumentan el espesor del revoque y el coeficiente de fricción, haciendo que sea más difícil liberar la sarta pegada. Basado en esto, muchos estudios han sido conducidos para diseñar fluidos de perforación que generen principalmente un revoque de menor espesor.

La pega diferencial ocurre en formaciones permeables como areniscas donde se forma un revoque, en formaciones como lutitas no ocurre pega ya que no hay formación de revoque.

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15 II. Mala geometría del hoyo

III. Formaciones reactivas (hinchazón arcilla)

 Causas Secundarias

I. Acumulación de cortes por mala limpieza de hoyo. II. Zonas de carbón

III. Secciones permeables y de pérdida de fluido. IV. Presencia de sal

V. Presencia de basura o chatarra VI. Colapso de casing.

2.2.1.3. Pérdida de Circulación

Esto ocurre en perforación cuando se atraviesa una zona muy porosa y fracturada lo que provoca que el fluido de perforación fluya por esta zona y se pierda, esta zona también se conoce como zona de robo, para controlar este problema en necesario bombear píldoras con agentes que permitan tapar la zona no deseada, por ejemplo masas granulares o mezclas las cuales incluyen carbón molido, cascara de nuez, asbesto, entre otros compuestos.

2.2.1.4. Viajes a superfic ie

Dentro de las operaciones de perforación a menudo ocurre viajes a superficie no programa para cambio de herramientas:

I. Falla del MWD II. Falla del motor

(34)

16 Los viajes a superficie son un considerable tiempo no productivo ya que se pierde varias horas por añadidura aumenta el costo de perforación ya que el taladro de perforación factura por hora, para esto es indispensable un buen programa de perforación de todas las líneas de servicios:

I. Buena selección de brocas

II. Configuración del BHA adecuado III. Buena química del lodo de perforación

Estos datos se logran optimizar de mane ra constante en base a experiencias pasadas, he aquí la importancia de una línea de optimización de perforación, porque permite un proceso de mejora continua: detectar problemas, solucionarlos, optimizar e innovación prácticas en perforación, como resultado se obtienen pozos en un menor número de días, menores costos de perforación, evitar tiempos no productivos y fallas recurrentes en perforación (equipos, malas prácticas, etc)

2.2.1.5. Acondicionamiento de hoyo

Dentro de las operaciones de perforación es necesario realizar viajes cortos que permiten calibrar el hoyo para que el BHA pueda realizar viajes sin problemas, estos viajes se conocen como viajes de acondicionamiento o calibración, cuando la sarta no puede viajar libremente es necesario utilizar una operación que se conoce como Rimado o rimar (encender Bombas + rotación del top drive), esto permite continuar con los viajes normalmente de los BHA cuando se presentan restricciones, cuando la operación de rimado dura tiempos excesivos de convierte en un tiempo no productivo ya que lo más probable es que se realizo una mala práctica de operación dentro de una de las líneas de perforación

(35)

17 Causas de rimado:

I. Puntos apretado y de apoyo

II. Presencia de cortes (caída de lutitas por desprendimiento) III. Geometría no adecuada del hoyo.

IV. Configuración no adecuada del BHA

v. Química no optima del fluido de perforación.

2.2.1.6. Influ jos del poz o

En las operaciones de perforación son de mucho cuidado en lo que se refiere a controlar las presiones de formación ya que si están son mayores a la contra presión que ejerce la columna hidrostática puede ocurrir desastres que pueden conllevar no solo a perder el pozo sino también pérdidas humanas en la operación, por esto es fundamental contro lar el pozo con una densidad adecuada del lodo de perforación mayor a la presión de formación conocido como sobre balance en el rango de (200 – 300 psi ).

Un indicio de que puede ocurrir un reventón en el pozo es cuando hay un influjo del pozo, (presión formación mayor al peso ejercido por la presión hidrostática) esto también se ve reflejados en los parámetros de perforación un muestra clara es el retorne de GPM (galones por minuto) debido a que este aumenta de forma instantánea u otro indicador es la presión de fondo la misma que aumenta de manera rápida.

El periodo que toma controlar influjos del pozo se convierte en un tiempo no productivo, este tema es tratado porque es relevante, conlleva riesgo para el personal que labora en las operaciones de perforación además de las pérdidas de equipos o taladros que ocurren por este motivo.

(36)

18 En la figura #7 se puede apreciar el método que se usa para evitar influjos del pozo y por ende evitar problemas mayores como un pozo fuera de control, consiste en que la presión que ejerce el lodo de perforación (esto se logra aumentando la densidad) sea mayor a la presión que ejerce la formación con un diferencial mayor entre 200 a 300 psi, controlando así el pozo de manera optima.

Figura 7: Presión de formación controlada. Fuente: (Heriot Watt University)

Cuando la presión que ejerce la columna hidrostática del lodo de perforación no es suficiente para controlar la presión de formación como se lo indica en la

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

tiene: un preventor de reventones conocidos como BOP (Blow out preventer), el cual se cierra y crea un sello entre la superficie del taladro y el fondo del pozo evitando así que la presión ejercida por el pozo cause pérdidas humanas.

(37)

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

Fuente: (Heriot Watt University)

2.2.1.7. Otros

Hay muchos tiempos no productivos que se presentan en menor manera pero que son indispensables tomarlos en cuenta por ejemplo:

I. Problemas por complejidad geológica (cuando no es prevista puede ser presencia de carbón)

II. Otros (problemas del taladro: zarandas, falla del top drive, etc) III. Mala logística de material o herramientas.

(38)

20

2.3. PROCESOS INMERSOS EN PERFORACIÓN

El arte de construir un pozo dentro de operaciones de tiene tres líneas de servicios fundamentales en las cuales ocurren el mayor porcentaje de tiempo no productivos.

I. Fluidos de perforación (DF) II. Servicios de direccional (DS)

III. Brocas de perforación (DB)

Los viajes a superficie por falla de MWD (direccionales), viaje a superficie por cambio de brocas, problemas en los viajes por viajes rimando (Fluidos de perforación), son ejemplos comunes que ocurren las operaciones cotidianas. El arte de planear adecuadamente un pozo incide en la reducción de tiempos no productivos, un plan adecuado da como resultado un buen pozo, esto se puede lograr en base a un análisis de tiempo muerto ocurrido en pozos pasados de similares características (pozos offsets)

Figura 9 : Proceso involucrados en de pozos petroleros Fuente: (Heriot Watt University)

(39)

21 2.3.1. FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Es un Fluido de características físicas y químicas apropiadas que puede ser aire o gas, agua, petróleo y combinación de agua y aceite con diferente contenido de sólido. No debe ser tóxico, corrosivo ni inflamable pero si inerte a las contaminaciones de sales solubles o minerales, y además estable a las temperaturas. Debe mantener sus propiedades según las exigencias de las operaciones y debe ser inmune al desarrollo de bacterias. El propósito fundamental del lodo es ayudar a hacer rápida y segura la perforación, mediante el cumplimiento de ciertas funciones. Sus propiedades deben ser determinadas por distintos ensayos y es responsabilidad del especialista en lodos comparar las propiedades a la entrada y salida del hoyo para realizar los ajustes necesarios.

Las principales funciones son:

I. Remover los recortes del pozo.

II. Prevenir que el fluido de formación entre al pozo III. Mantener la estabilidad de las paredes del pozo IV. Enfriar y lubricar la broca

V. Transmitir la potencia hidráulica a la broca. VI. Controlar la corrosión.

El fluido es parte fundamental dentro de la optimización de perforación, ya que si este posee las propiedades adecuadas para la formación que se están perforando, se podrá reducir tiempos de viaje ya que no habrá puntos apretados , además no habrá la necesidad de sacar (POH) o introducir(RIH) la sarta de perforación rimando.

(40)

22 2.3.1.1. Fluido base agua

En la figura # 10 se puede apreciar los diferentes tipos de fluidos que se pueden usar para la construcción de un pozo de petróleo.

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

(41)

23 En el país ecuatoriano por normas medioambientales no se usa fluido base tipo aceite por lo que la descripción será del fluido tipo agua.

El fluido base agua es relativamente barato ya que tiene mayor porcentaje (%) de agua y menor porcentaje (%) de sólidos y químicos, el agua fresca es comúnmente usada para este fluido

En las figura # 11 se puede apreciar el porcentaje de lo que está compuesto un fluido de perforación a base de agua, en la figura # 12 se logra ver el porcentaje de composición de un fluido base aceite, su mayor compuesto es el aceite por ende su costo sube aunque posee excelentes propiedades lubricantes y estabilizadoras del hoyo sin embargo los recortes de perforación cuando se usa este fluido son muy tóxicos.

Figura 11: Composición de un fluido de perforación base agua Fuente: (Heriot Watt University)

(42)

24 Figure 12: Composición de un fluido de perforación base aceite

La principal desventaja de los lodos base agua es que provocan hidratación de la arcillas, además de inestabilidad en las lutitas consecuentemente los costos no productivos aumentan sobre todo por los problemas con estas litologías.

(43)

25 2.3.2. SERVICIOS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL

Tiempo atrás la perforación se realizaba solo de manera vertical, por lo que era necesario mover la torre de perforación para perforar más de un pozo, además era imposible perforar zonas protegidas , hoy en día gracias a la perforación direccional se pude perforar zonas protegidas ambientalmente , además permite alcanzar arenas productoras difíciles de perforar si esto fuera de manera vertical, la perforación direccional son ofertados por las diferentes empresas de servicios las cuales realizan minuciosos planes de perforación antes de la misma, ya que la perforación direccional es más compleja que la perforación vertical pero tiene mayores beneficios.

Figura 13: Perfiles direccionales de pozos petroleros Fuente: (Halliburton, 2009)

(44)

26 2.3.2.1. Princip ios de perforación d ireccional

I. Principio de Fulcro

Se lo utiliza para construir un ángulo deseado por ejemplo al inicio de la construcción de un pozo tipo J para lograr inclinación.

Un ensamblaje de fondo con un estabilizador cercano a la broca luego un segundo estabilizador entre 40’ – 100’ pies después del primer estabilizador (separados por un Drill Collar) esto permite desarrollar un ángulo cuando se aplica peso a la broca (WOB), es decir que entre mayor sea la distancia entre la broca y el primer estabilizador se aumentara la tasa de construcción, e igualmente si se disminuye la distancia entre las herramientas disminuirá la tasa de construcción.

II. Principio de estabilización

Se usa para mantener el ángulo y la dirección por ejemplo en la tangente de los pozos tipo J de la sección de 12 ¼’’ como se muestra en la figura # 16.

Un ensamblaje donde hay tres estabilizadores colocadas en la sarta de forma que la distancia de separación sea corta, la herramienta de fondo va a resistirse a seguir una curva y forzara a la broca a perforar una trayectoria relativamente recta, a estos ensamblajes se los conoce como opacados o para construir tangentes.

Ejemplo:

Broca – Estabilizador – lastra barrena corto – Estabilizador – lastra barrena estándar – Estabilizador.

III. Principio de péndulo

Se utiliza para hacer caer el ángulo por ejemplo en la sección de 12.25’’ de pozos tipo S.

(45)

27 La broca trata de llegar a la vertical debido al efecto de péndulo, se diseña colocando un estabilizador distanciado aproximado entre 30 a 90’ de la broca, entre más cerca de la broca este mas fácil será mantener el control direccional (recomendable a 30’).

Se debe cuidar los parámetros de perforación ya que si se coloca mucho peso sobre la broca (WOB), el BHA tiende a construir ángulo

Ejemplo BHA tipos:

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

Figura 14: Aplicaciones de perforación direccional Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)

(46)

28 En el diseño del BHA el arreglo y el diámetro de los estabilizadores es fundamental; dependiendo del trabajo direccional deseado el estabilizador es ubicado a cierta distancia de la broca de perforación, además incide el gauge del mismo (holgura del estabilizador con respecto al diámetro del hoyo) como se muestra en la figura #15, esto se lo puede realizar en base a programas especializados y experiencias en pozos offset de las diferentes tendencias de los BHA por formación atravesada.

Figura 15: Diámetro de los estabilizadores dependiendo del diseño BHA Fuente: (Mitchell & Miska, 2011)

(47)

29 2.3.2.2. T ipos de poz os

Gracias a la perforación direccional, se puede alcanzar objetivos deseados que en el pasado se necesitaban mayor número de pozos, los tipos se pueden clasificar

I. Tipo J

Este pozo consta de tres secciones, la primera sección vertical que va desde superficie hasta el punto de desviación - Kick off point seguida de una sección de construcción de ángulo y finaliza con una tangente hasta alcanzar el objetivo

Figura 16: Puntos de construcción de un pozo tipo J Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)

(48)

30 II. Tipo S

Consta de cinco secciones de las cuales las tres primeras secciones son idénticas a las del perfil J, la cuarta corresponde al tumbado de ángulo hasta la verticalidad en 8.5'', en las arenas productoras

Figura 17: Puntos de construcción de pozos tipo S Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)

(49)

31 III. Tipo horizontal

Tiene tres secciones, la primera sección vertical hasta el punto de desviación (KOP) seguida de una sección de construcción hasta alcanzar una inclinación 90 grados, y finalmente navega dentro de la arena productora se conoce como objetivo.

Figure 18: Puntos de construcción pozo tipo Horizontal Fuente: (Ortiz & Cuzco, 2013)

(50)

32 2.3.3. BROCAS DE PERFORACIÓN

Una adecuada selección de brocas de perforación permite tener un buen rendimiento en cuanto la rata de penetración (ROP), además evita viajes innecesarios por cambio de la misma. La selección de brocas debe ser de acuerdo a la formación que se va a perforar, un criterio valido es realizar el plan de brocas (selección de brocas o programa de brocas) de acuerdo a pozos perforados anteriormente (se conocen como offset) y seleccionar las que hayan dado mayores ROP.

El rendimiento de brocas está condicionado a varios factores:

I. Peso en la broca (WOB)

II. Revoluciones por minuto en superficie. (RPM) III. Galones por minuto(GPM)

IV. Propiedades del lodo V. Eficiencia hidráulica.

Dentro de las brocas de perforación tenemos 2 grandes tipos :

I. Tricónicas ( roller Cone)

(51)

33 Figura 19 : Partes de una broca tricónica

Fuente: (Baker Hughes, 2004)

2.3.3.1. Rata de penetración

La rata de penetración (ROP), están condicionadas por otros parámetros de perforación una buena elección de brocas es fundamental para alcanzar altas ROP, también es necesario controlar aumentar otros parámetros que son proporcionales a las ROP, como se muestras en las siguientes figuras.

En la figura #20 se logra observar que a mayor peso ejercido sobre la broca la rata de perforación va aumentar esto se debe a que se ejerce mayor presión sobre una área, cabe mencionar que al aplicarle mayor peso a la broca (WOB) también esta se desgasta más rápido por lo que en formaciones abrasivas se debe controlar los parámetros de perforación ya que altas ROP puede ocurrir un deterioro alto de la broca que se lo conoce como broca anillada

(52)

34 Figura 20: ROP vs WOB

En la figura # 21 que las ROP son directamente proporcional a las RPM dadas por el Top drive que se encuentra sobre la mesa rotaria, esto está condicionado a las formaciones perforadas; por ejemplo en tiyuyacu que es una formación suave (arcilla) a mayores RPM obtener altas ROP, pero en formaciones duras como calizas lo optimo es bajar las ROP y las RPM ya que se corre el riesgo de anillar la broca, además la ROP tienen un techo en este tipo de formaciones

(53)

35 Figura 21: ROP vs RPM Top Drive

En la figura # 22 se logra ver que una buena limpieza del hoyo manteniendo el WOB permite una optima rata de penetración, la limpieza del hoyo está condicionada a la eficiencia hidráulica por medio de los Jets de la broca, es decir a un caudal de flujo (gpm) óptimo y una leve pérdida de presión en la cara de la broca asegura una buena limpieza del hoyo, las formaciones condicionan el galonaje (gpm) requerido, por ejemplo en arcillas se puede aprovechar la eficiencia hidráulica con un alto caudal (gpm).

(54)

36 Figure 22: ROP VS Limpieza del hoyo

(55)

37

2.4. PARÁMETROS BÁSICOS DE UN PLAN DE

PERFORACIÓN

Dentro de la perforación actual cada línea de servicio se traza un plan o programa a cumplir, con el objetivo de reducir tiempos no productivos, y lograr una perforación exitosa, a menudo los planes de perforación de cada una de las líneas (brocas, fluidos, direccional), se van actualizando en base a lecciones aprendidas además en base a estrategias para que se logre el objetivo en un menor tiempo.

2.4.1 CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN

Para optimizar y evitar tiempos no productivos, se debe contar con cierta información en un plan de fluidos:

I. Presión de formación:

Influye en el diseño del casing, en la selección de peso del lodo, además para evitar reventones del pozo y las pega de tubería.

Peso lodo > presión de formación

Peso lodo no debe exceder la presión de fractura de formación, esto puede causar reventón del pozo y daño en las zonas productoras.

En la figura # 24 se puede apreciar la importancia de los planes de perforación (curva de densidad), ya que en la práctica la curva de densidad es muy similar a lo planeado.

(56)

38 Figura 23: Curva de densidades plan vs real.

Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

II. Propiedades físicas/ químicas del fluido:

No cabe duda que las funciones del fluido son de vital importancia para una perforación eficiente, para aquello las propiedades de este deben ser planeadas, además la adición aditivos permitirán cumplir con el rango recomendado para cada formación a perforar

(57)

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

Función Propiedades físicas /

químicas

transportar los recortes Punto cedente, viscosidad

aparente, fuerza del gel

prevenir flujo dentro formación Densidad

Mantener estabilidad hoyo

Densidad, reactividad con arcillas , lutitas

enfriar y lubricar la broca Densidad, velocidad

transmitir pot encia hidráulica

Velocidad, densidad , viscosidad

Un aditivo que puede usarse para optimizar tiempo dentro de perforación es el lubricante, dependiendo de la necesidad de la operación, bajar casing, mejorar tiempos en los viajes, alto torques, etc.

(58)

40 2.4.2. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS

DIRECCIONAL

La optimización dentro del servicio de perforación direccional, está basado muchas veces a lecciones aprendidas, si se logra reducir el número de BHA usados, disminuirán las horas viaje por ende los tiempos muertos y por añadidura los costos. El éxito de la perforación direccional está basado en un plan direccional casi perfecto el cual debe indicar lo siguiente:

I. Sección vertical proyectada

II. Números de BHA usados por sección y el objetivo de cada uno (tumbar, construir, mantener la tangente)

III. Configuración BHA adecuada para cada sección, motor estabilizadores, MWD etc.

IV. Objetivo principal y secundario, arenas productoras a perforar V. Estado mecánico del pozo: litología esperada en el pozo.

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

VII. Reglas anticolisión, las cuales advierten distancias en un cierto radio, donde el pozo actual a perforar puede chocar con pozos ya perforados.

Usar BHA adecuados es vital para cumplir con el objetivo planeado, esto se lo realiza con una optima configuració n del BHA: arreglo estabilizadores dependiendo del trabajo direccional requerido (Construir o tumbar ángulo / mantener tangente), además hay ciertas formaciones que dan tendencia a los ensamblajes de fondo, lo cual en varias ocasiones desvía la perforación del objetivo planeado.

El ensamblaje de fondo es decir el arreglo broca, motor, estabilizadores, Cross over, etc, debe permitir lograr parámetros de perforación óptimos, por ejemplo:

(59)

41 I. Transmitir adecuadamente el peso a la broca

II. Eliminación de torques excesivas

III. Permitir realizar el trabajo direccional requerido (tumbar, mantener o tumbar) IV. Bajas dog leg severity, Al aumentar estas aumenta la tortuosidad del pozo y de la mano el índice de complejidad (DDI)

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

(60)

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

(61)

43 Dentro de las operaciones de perforación direccional, es necesario perforar deslizando de acuerdo al plan, pero se debe evitar deslizamientos innecesarios ya que estos disminuyen la rata de perforación (ROP).

Un aspecto transcendental es alcanzar el objetivo principal y secundarios, ya que esto permitirá que el pozo perforado, logre producir hidrocarburos, si esto no ocurre se puede decir que la perforación ha sido innecesaria.

En la figura # 27 se observa un plan direccional con los diferentes puntos de construcción además con las arenas las cuales son el objetivo a perforar.

(62)

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

(63)

45 2.4.3. CONSIDERACIONES EN UN PLAN DE SERVICIOS DE BROCAS

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

I. Geología.

II. Datos de pozos vecinos.

III. Propiedades del fluido de perforación.

IV. Limitaciones de parámetros perforación (WOB máximo, Torque máximo) V. Diámetro del Jet Nozzle, de acuerdo a la litología.

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

Una buena selección de brocas permitirá tener ROP deseadas lo que permitirá alcanzar el objetivo (arena productora), en menor tiempo, además se evitara viajes innecesarios de BHA fuera del pozo por cambio de brocas, así se evitaría tiempos no deseados.

Buena selección brocas = mayor rop = menor costo por pie perforado = evitar viajes innecesarios por cambio de broca = menor tiempo no productivo

En la figura # 28 se observa una programa de brocas, optimizando las brocas usadas por sección lo cual permite reducir viajes por cambio de broca además con optimas ROP esto gracias a una adecuada selección de parámetros de perforación sumado a jets y TFA (área de flujo de orificios) de la broca recomendables, este programa se lo realizo en base a pozos (offset) que tuvieron un excelente rendimiento en corrida de brocas

(64)

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

(65)

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

(66)

48

CAPÍTULO III

(67)

49

3. PRESENTACIÓN INFORMACIÓN

Para la muestra de data se realizara un análisis macro de las perforación por pozos, en el cual se incluirán las curvas de tiempo para conocer las operaciones relevantes realizadas por sección, también se mostrara el perfil direccional y su desplazamiento horizontal junto a la geología, por último se realizara graficas de ingeniería de perforación en base a la curva de tiempo y a datos que se los obtiene en de los diferentes reportes finales que realizan las líneas de producto una vez terminado el pozo :

 Reporte finales de brocas  Reportes finales de direccional  Reportes diarios de perforación  Survey’s finales

 Entre otros.

Cabe indicar que en las graficas de ingeniera de perforación no se tomaran en cuenta lo perforado en la sección de 26’’ por ser poca distancia en pies, además el alcance del objetivo principal (%), se lo toma en cuenta en base a una distancia centro a centro mínima de 25 pies, este criterio es en base al plan direccional de estos pozos.

(68)

50

3.1. CURVAS DE TIEMPO

3.1.1. CURVA DE TIEMPO AUCA 1

En la curva de tiempo se describen las operaciones relevantes del pozo, este pozo presento pocos problemas además se termino el pozo antes de lo planeado, se controlo adecuadamente los parámetros de perforación en los conglomerados (formaciones abrasivas), además se respeto las practicas operacionales de 40 a 45 horas de perforación realizar viaje calibración sumado a cambios de BHA y broca de acuerdo a lo necesidades que se presenten en las actividades de perforación.

Figure 29: Curva de tiempo de perforación pozo Auca 1 Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 P ro fu n d id a d [ p ie s ] Tiempo [Dias] Tiempo vs Profundidad Tiempo Real Tiempo Planeado Tiempo Limpio 12 1/4" Hole Viaje a superficie para cambio de TFA

de la broca 45 horas de perforacion 26" Hole 8 1/2" Hole 16" Hole 7" Liner 9-5/8" Csg 13 3/8" Csg TMD: 10983

Viaje planeado para cambio de broca PDC 5 aletas x 5PDC 20" Csg

Viaje corto 45 Horas de Perforacion

Congl. Sup. parámetros controlados

Viaje planeado para cambio de broca PDC 5aletas x 6 PDC Cambio Broca Triconica por PDC

Corrida Registros Electricos con LWD

Corrida de Registros Electricos + Viajes Congl. inf parámetros controlados

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

Reparacion de bomba: 2.0hrs

Cambia oring stand pipe 0.5hrs

Reparacion Bomba 0.5hrs Rima 5.5hrs

(69)

51 3.1.2. CURVA DE TIEMPO AUCA 2

En la curva de tiempo de este pozo se puede apreciar que la sección de 16’’ no Tienen inconvenientes, mas delante en la sección de 12 ¼’’ tienen problemas en los viajes de tubería ya que hay un considerable tiempo de rimado, además presento un alto tiempo por el trabajo direccional, en la sección de 8 ½’’ no tuvo problemas además la corrida de registros se dio con normalidad.

Figura 30 : Curva de tiempo de perforación Auca 2 Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

0.0 1000.0 2000.0 3000.0 4000.0 5000.0 6000.0 7000.0 8000.0 9000.0 10000.0 11000.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 P r o f u n d id a d [ p ie s ] Tiempo [Dias] Tiempo vs Profundidad Tiempo Planeado Tiempo Real Tiempo Limpio 12 1/4" Hole

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

26" Hole 8 1/2" Hole 16" Hole 7" Liner 9-5/8" Csg 13 3/8" Csg TMD: 10853

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

20" Csg

Viaje corto 45 Horas de Perforacion

Congl. Sup. parámetros controlados Cambio Broca Triconica por PDC

Corrida Registros Electricos con LWD Corrida de Registros Electricos + Viajes Congl. inf parámetros controlados

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

Limpia flow : 1 hrs

Repara Top drive : 1 hrs Rima acondiciona lodo: 9hrs

Rima hoyo 7.5 hrs

Viaje no programado: 16hrs direccional Tiempo no programado: 25.5hrs Tiempo no programado. Bajo ROP: 9.7hrs

(70)

Según la curva de tiempo en la sección de 16’’ tienen problemas por averías taladro de perforación, en la sección de 12 ¼’’ tiene un alto tiempo de rimado además logran salir de con éxito de una pega mecánica, sin embargo por los parámetros utilizados en el rimado y la acción del martillo para poder salir de la pega, resulta en daños a la broca por lo que se debe hacer un cambio de la misma, en la sección de producción no tuvo problemas

Figura 31: Curva de tiempo pozo Auca 3 Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

0.0 1000.0 2000.0 3000.0 4000.0 5000.0 6000.0 7000.0 8000.0 9000.0 10000.0 11000.0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 P ro fu n d id a d [ p ie s ] Tiempo [Dias] Tiempo vs Profundidad Tiempo Planeado Tiempo Limpio Tiempo Real 12 1/4" Hole

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

26" Hole 8 1/2" Hole 16" Hole 7" Liner 9-5/8" Csg 13 3/8" Csg TMD: 11028

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

20" Csg

Viaje corto 45 Horas de Perforacion Congl. Sup. parámetros controlados Cambio Broca Triconica por PDC

Corrida Registros Electricos con LWD Corrida de Registros Electricos + Viaje Congl. inf parámetros controlados

Repara Top Drive: 1 hrs

Desconecta gato de Top Drive: 1.5 hrs

Cambia gato hidraulico del Top Drive: 4 hrs

Rimado: 15 hrs Trabaja pega: 9hrs

Cambio de Broca no planeado

(71)

En la sección de 16’’ se puede apreciar que realizan el viaje de calibración por las 45 horas de perforación una buena práctica operativa, además en la misma sección tiene problemas por falla del MWD, en la sección de 12 ¼’’ realizan el control de parámetros en ambos conglomerados de forma correcta pero tienen inconvenientes realizan 2 viajes no planeados, el primer viaje bajan BHA convencional para acondicionar el hoyo, luego el segundo viaje no planeado se da por altos valores de torque, en la sección de 8 ½’’ no tuvieron inconvenientes con la corrida de registros.

Figura 32: Curva de tiempo pozo Auca 4 Fuente: (EP. Petroamazonas, 2013)

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000 10000 11000 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 P ro fu n d id a d [ p ie s ] Tiempo [Dias] Tiempo vs Profundidad Tiempo Real Tiempo Planeado Tiempo Limpio 12 1/4" Hole 26" Hole 8 1/2" Hole 16" Hole 7" Liner 9-5/8" Csg 13 3/8" Csg TMD: 11015 20" Csg

Viaje por 45 horas de perforacion

Viaje corto por 45 hrs perforacion Hoyo de 26'

Corrida REGISTROS LWD Viaje a Superficie

Viaje de Superficie Congl. Sup. parámetros controlados

Basal Tena. parámetros controlados Congl. Inf. parámetros controlados

Setting Tool Fuera fin evento perforacion Falla Senal MWD. Viaje no

planeado 17 hrs. Falla Senal MWD. 1.5 hrs.

Cambia Wash pipe: 3hrs viaje no planeado: 26.5hrs