Embed Size (px)
Citation preview
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y
AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“ELABORACIÓN DE PROPUESTAS TÉCNICAS PARA DISMINUIR LOS TIEMPOS NO
PRODUCTIVOS DE PERFORACIÓN EN EL CAMPO SACHA”
Estudio Técnico presentado para optar por el Título de Ingeniero de Petróleos
AUTOR:
Marco Antonio Chacón Yépez
TUTOR:
Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
AGOSTO, 2016
QUITO – ECUADOR
i
DEDICATORIA
Dedico este trabajo a mi madrecita linda, por todo el cariño y apoyo que me ha brindado. Que
Dios me la bendiga con la salud. A mi querida y gran amiga, Stefy, a quien yo aprecio mucho, le
doy las gracias por su apoyo, la motivación y el empuje que me ha ayudado a salir adelante. Le
deseo que no se rinda ante las adversidades, y que logre cumplir sus metas. Es grato para mí el
poder contribuir por medio de este estudio tanto a la academia como a la industria petrolera de
mi país.
Marquito Chacón
ii
RECONOCIMIENTOS
Doy las gracias a Dios por bendecirme y guiarme en mi camino, venciendo las dificultades y
levantándome de los tropiezos que se me han presentado en la vida. A mi querida madrecita por
su apoyo y el haber confiado en mis capacidades para poder salir adelante.
A la FIGEMPA, por haberme dado la oportunidad de cursar mis estudios en la rama
petrolera. Al Ing. Atahualpa Mantilla, por haberme guiado y supervisado en la realización de
este proyecto. Al Ing. Marco González por su asesoría académica en este trabajo. Al personal de
la ARCH, especialmente a los ingenieros Marcelo Rosero y Einstein Barrera, quienes me
brindaron las facilidades para la realización del presente trabajo. Un agradecimiento especial a la
Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador por su soporte en la realización del presente estudio.
Marquito Chacón
iii
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL
Yo Marco Antonio Chacón Yépez, en calidad de autor del Estudio Técnico realizado sobre
“ELABORACIÓN DE PROPUESTAS TÉCNICAS PARA DISMINUIR LOS TIEMPOS NO
PRODUCTIVOS DE PERFORACIÓN EN EL CAMPO SACHA”, por la presente autorizo a la
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR, hacer uso de todos los contenidos que me
pertenecen o de parte de los que contienen esta obra, con fines estrictamente académicos o de
investigación.
Los derechos que como autor me corresponden, con excepción de la presente autorización,
seguirán vigentes a mi favor, de conformidad con lo establecido en los artículos 5, 6, 8, 19 y
demás pertinentes de la Ley de Propiedad Intelectual y su reglamento.
Quito, a 17 de agosto del 2016.
Marco Antonio Chacón Yépez
CI: 171765652-2
Telf: 0984095873
E-mail: [email protected]
iv
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TUTOR
En calidad de tutor del trabajo de titulación “PROPUESTAS TÉCNICAS PARA
DISMINUIR LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS DE PERFORACIÓN EN EL CAMPO
SACHA”, realizado y presentado por el señor Marco Antonio Chacón Yépez, dejo constancia
por medio de la presente, que se ha complementado el desarrollo del estudio con las sugerencias
realizadas por los miembros designados al tribunal. Dicho trabajo ha sido revisado y aprobado
por mi persona para que el estudiante pueda continuar con los trámites correspondientes para la
presentación de grado oral.
En la ciudad de Quito a los 11 días del mes de agosto del 2016.
Ing. Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
C.C: 1712337474 TUTOR
v
UNIVERSIDAD CENTRAL DEL ECUADOR
FACULTAD DE INGENIERÍA EN GEOLOGÍA, MINAS, PETRÓLEOS Y AMBIENTAL
CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL
El Delegado del Subdecano y los miembros, designados para la revisión del trabajo de
titulación denominado: “ELABORACIÓN DE PROPUESTAS TÉCNICAS PARA DISMINUIR
LOS TIEMPOS NO PRODUCTIVOS DE PERFORACIÓN EN EL CAMPO SACHA”,
preparado por el Señor MARCO ANTONIO CHACÓN YÉPEZ, egresado de la Carrera de
Ingeniería de Petróleos, declaran que el presente proyecto ha sido revisado, verificado y
evaluado detenida y legalmente, por lo que lo califican como original y autentico del autor.
En la ciudad de Quito DM a los 8 días del mes de agosto del 2016.
____________________
Ing. Javier Romo E.
DELEGADO DEL SUBDECANO
___________________ __________________
Ing. Marcelo Benítez G. Ing. Manuel Bolaños S.
MIEMBRO MIEMBRO
vi
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD
Yo, Marco Antonio Chacón Yépez, declaro que el presente Trabajo de Titulación para optar
al título de Ingeniero de Petróleos de la Universidad Central del Ecuador de la Facultad de
Ingeniería de Geología, Minas, Petróleos y Ambiental, es original, no ha sido realizado con
anterioridad o empleado para el otorgamiento de calificación alguna, ni de título o grado
diferente al actual. El presente trabajo es el resultado de las investigaciones del autor, excepto de
donde se indiquen las fuentes de información consultadas.
Marco Antonio Chacón Yépez Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
C.C: 1717656522 CC: 1712337474
AUTOR TUTOR
vii
ABREVIATURAS Y SIGLAS
ARCH.- Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero.
BHA.- Bottom Hole Assembly- Ensamblaje o conjunto de fondo.
Bls.- Barriles.
BOP.- Blow Out Preventer- Preventor de reventones.
BPPD.- Barriles de petróleo por día.
CGL INF.- [Formación Cuenca Oriente]- Conglomerado inferior.
CGL SUP.- [Formación Cuenca Oriente]- Conglomerado superior.
D&M. - Drilling and Measurements- Perforación y mediciones.
Ft.- Feet- Pies
GPM.- Galones por minuto.
Klbs.- [Peso, carga o tensión]- kilo-libras (miles de libras).
KOP. - Kick Off Point- Punto de desvío.
LCM. - Loss Control Material- Material de control de pérdida de fluido.
Lpb. - [Unidad de concentración de químicos en el lodo]-Libras por barril.
Lpg.- Libras por galón.
LWD.- Logging While Drilling- Registrando mientras se perfora.
MBT.- Methylene Blue Test- Prueba de azul de metileno.
MD. - Measured Depth- Profundidad medida.
MWD. - Measuring While Drilling- Midiendo mientras se perfora.
OD.- Outer Diameter.- Diámetro externo.
ORT.- [Formación Cuenca Oriente]- Orteguaza.
NPT.- Non Productive Time- Tiempo no productivo.
ROP.- Rate of Penetration- Tasa de perforación.
RPM.- Revoluciones por minuto.
RSS.- Rotary Steerable System-Sistema rotatorio dirigible.
S.f.- [Cita o fuente bibiliográfica]-Sin fecha.
SPP.- Stand Pipe Pressure- Presión en el standpipe.
TD.- Total Depth- Profundidad total o punto de casing.
TID.- [Formación Cuenca Oriente]- Terciario Indiferenciado.
TIY.- [Formación Cuenca Oriente]- Tiyuyacu.
TVD.- True Vertical Depth- Profundidad vertical verdadera.
vii
ÍNDICE DE CONTENIDOS
DEDICATORIA ..................................................................................................................... i
RECONOCIMIENTOS ......................................................................................................... ii
AUTORIZACIÓN DE AUTORÍA INTELECTUAL ............................................................ iii
APROBACIÓN DEL TUTOR .............................................................................................. iv
APROBACIÓN DEL TRABAJO DE TITULACIÓN POR PARTE DEL TRIBUNAL ..........v
DECLARATORIA DE ORIGINALIDAD ............................................................................ vi
ABREVIATURAS Y SIGLAS ............................................................................................ vii
INTRODUCCIÓN ..................................................................................................................1
CAPÍTULO I: GENERALIDADES ........................................................................................2
1.1. Planteamiento del problema .......................................................................................2
1.2. Objetivos ...................................................................................................................2
1.2.1. Objetivo general ....................................................................................................2
1.2.2. Objetivos específicos .............................................................................................2
1.3. Justificación e importancia ........................................................................................3
1.4. Entorno del estudio ....................................................................................................4
1.4.1. Marco institucional .............................................................................................4
1.4.2. Marco legal ........................................................................................................7
1.4.3. Marco ético ...................................................................................................... 10
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ..................................................................................... 11
2.1. Marco referencial .................................................................................................... 11
2.1.1. Generalidades del Campo Sacha .......................................................................... 11
2.2. Marco conceptual .................................................................................................... 15
2.2.1. Tiempo no productivo o NPT ............................................................................... 15
viii
2.2.2. Curva tiempo vs profundidad ............................................................................... 27
2.2.3. Tipos de pozos que generalmente se perforan en el Ecuador ............................. 29
2.2.4. Principales operaciones que se realizan en la perforación de pozos ................... 32
2.2.5. Principales secciones de perforación y revestimiento de un pozo petrolero ....... 35
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO ..................................................................... 38
3.1. Tipo de estudio ........................................................................................................... 38
3.2. Universo y muestra..................................................................................................... 38
3.3. Métodos y técnicas de recolección de datos ................................................................ 39
3.4. Procesamiento y análisis de la información................................................................. 39
3.4.1. Información general de los pozos...................................................................... 39
3.4.2. Identificación de eventos relacionados al tiempo no productivo ........................ 41
3.5. Presentación de los resultados .................................................................................. 47
3.5.1. Porcentaje del NPT por sección ........................................................................ 47
3.5.2. Porcentaje del NPT por tipo de causa................................................................ 48
3.5.3. Porcentaje general del NPT .............................................................................. 49
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS ............................ 51
4.1. Análisis económico ................................................................................................. 51
4.2. Propuesta técnica para disminuir los tiempos no productivos ................................... 53
4.2.1. Problemas en el colgamiento del liner............................................................... 53
4.2.2. Pega de tubería ................................................................................................. 60
4.2.3. NPT por hueco apretado ................................................................................... 74
4.2.4. Problemas con las bombas de lodo ................................................................... 86
4.2.5. Fallas en el top drive......................................................................................... 89
4.2.6. Daño del motor de fondo .................................................................................. 91
4.2.7. Alto torque y baja ROP .................................................................................. 101
ix
4.2.8. Pérdidas de circulación ................................................................................... 117
4.2.9. NPT por tubería en malas condiciones ............................................................ 126
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES .......................................... 128
5.1. Conclusiones ......................................................................................................... 128
5.2. Recomendaciones .................................................................................................. 130
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................................ 131
ANEXOS ........................................................................................................................... 135
Anexo A: Glosario de términos ....................................................................................... 135
Anexo B: Detalle de los eventos asociados al NPT identificados en la muestra ................ 142
Anexo C: Tabulación individual del NPT por pozo ......................................................... 151
Anexo D: Sistematización del tiempo planeado, tiempo real y tiempo limpio .................. 152
Anexo E: Mapas estructurales del campo Sacha .............................................................. 153
x
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 3.1. Nomenclatura de los pozos para el análisis del tiempo no productivo. ................. 38
Tabla 3.2. Información general de los pozos pertenecientes a la muestra. ............................. 40
Tabla 3.3. Tiempo no productivo causado por el taladro de perforación. .............................. 42
Tabla 3.4. Tiempo no productivo causado por las terceras compañías. ................................. 44
Tabla 3.5. Tiempo no productivo causado por el pozo. ......................................................... 46
Tabla 4.1. Impacto económico por pozo debido al NPT. ...................................................... 52
Tabla 4.2. Información de colgamiento del liner en el pozo 2013-H. .................................... 54
Tabla 4.3. Información de colgamiento del liner en el pozo 2014-B. .................................... 55
Tabla 4.4. Información de colgamiento del liner en el pozo 2014-K. .................................... 56
Tabla 4.5. Pozos donde se presentó NPT por pega de tubería. .............................................. 60
Tabla 4.6. Información de perforación del pozo 2014-A en la sección de 16 pulgadas. ......... 61
Tabla 4.7. Información de perforación del pozo 2014-D en la sección de 8 ½ pulgadas. ....... 63
Tabla 4.8. Información de perforación del pozo 2013-E en la sección de 8 ½ pulgadas. ....... 65
Tabla 4.9. Información del pozo 2014-I en la sección de 16 pulgadas. ................................. 66
Tabla 4.10. Información de perforación del pozo 2014-I en la sección de 8 1/2 pulgadas. .... 67
Tabla 4.11. Galonajes propuestos para una óptima limpieza del hoyo. ................................. 72
Tabla 4.12. Información de perforación del pozo 2013-G en la sección de 8 1/2 pulgadas. ... 82
Tabla 4.13. Tiempo no productivo causado por restricciones en el hoyo. ............................. 84
Tabla 4.14. Descripción del NPT por fallas en las bombas de lodo. ...................................... 87
Tabla 4.15. Descripción del NPT causado por fallas en el top drive. .................................... 90
Tabla 4.16. Información de los motores de fondo que causaron NPT en el pozo 2014-C. ..... 92
Tabla 4.17. Información de los motores de fondo que causaron NPT en el pozo 2013-C. ..... 93
xi
Tabla 4.18. Información del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2015-B. .................. 95
Tabla 4.19. Información del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2013-H. ................. 96
Tabla 4.20. Información del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2014-K. ................. 97
Tabla 4.21. Parámetros del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2014-I. ..................... 98
Tabla 4.22. Información de perforación del pozo 2014-K en la zona de conglomerados. .... 102
Tabla 4.23. Parámetros de perforación con que se trabajó en el pozo 2013-I. ..................... 103
Tabla 4.24. Información de la broca de 12 1/4 pulgadas, que fue usada pozo 2013-I. ......... 103
Tabla 4.25. Parámetros de perforación del pozo 2015-F en la sección de 26 plg. ................ 105
Tabla 4.26. Información operativa de la broca “A” en el pozo 2015-F. ............................... 106
Tabla 4.27. Información operativa de la broca “B” en el pozo 2015-F. ............................... 107
Tabla 4.28. Parámetros de perforación del pozo 2014-E en la zona de cantos rodados. ....... 108
Tabla 4.29. Información de perforación de la sección de 12 ¼” en el pozo 2015-E. ............ 109
Tabla 4.30. Resumen del NPT por baja ROP en la muestra analizada. ................................ 110
Tabla 4.31. Parámetros propuestos para optimizar la rata de penetración. ........................... 116
Tabla 4.32. Prueba de galonaje rutinaria realizada a 491 pies en el pozo 2014-H. ............... 117
Tabla 4.33. Información de perforación de la sección de 16 plg del pozo 2014-H............... 118
Tabla 4.34.Información de perforación de la sección de 16 plg del pozo 2013-J. ................ 120
Tabla 4.35. Información de perforación de la sección de 12 1/4 plg del pozo 2013-J. ......... 121
Tabla 4.36. Información de perforación de la fase de 16 plg del pozo 2013-A. ................... 122
Tabla 4.37. Pozos donde se presentaron pérdidas de circulación......................................... 123
xii
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 2.1. Mapa de ubicación del campo Sacha .................................................................. 11
Figura 2.2. Columna estratigráfica del campo Sacha. ........................................................... 14
Figura 2.3. Componentes del sistema rotatorio de perforación. ............................................ 16
Figura 2.4. Esquema básico del preventor de reventones (BOP). .......................................... 17
Figura 2.5: Componentes del motor de fondo PDM. ............................................................ 18
Figura 2.6. Cementación correctiva forzada. ........................................................................ 20
Figura 2.7. Pega de tubería por pobre limpieza del pozo. ..................................................... 22
Figura 2.8. Ensamblaje para pescar tubería. ........................................................................ 23
Figura 2.9. Pérdida de fluido causada por fracturas inducidas. ............................................. 25
Figura 2.10. Derrumbe en el pozo por la presencia de formaciones fracturadas. ................... 26
Figura 2.11. Perfil geométrico de un pozo direccional tipo "J". ............................................ 30
Figura 2.12. Perfil geométrico de un pozo direccional tipo "S". ........................................... 31
Figura 2.13. Perfil geométrico de un pozo horizontal. .......................................................... 32
Figura 2.14. Configuración de un pozo en 4 etapas. ............................................................. 37
Figura 4.1. Circulación del fluido y asentamiento de cortes en pozos inclinados. ................. 70
Figura 4.2. Ejemplo de la formación de patas de perro en el hoyo. ....................................... 82
Figura 4.3. Diagrama de las fuerzas que actúan en el BHA dentro de un pozo inclinado. ..... 83
xiii
ÍNDICE DE GRÁFICOS
Gráfico 2.1. Ejemplo de curva vs profundidad. .................................................................... 28
Gráfico 3.1. Porcentaje del tiempo no productivo por sección. ............................................. 48
Gráfico 3.2. Porcentaje del tiempo no productivo según el tipo de causa. ............................. 49
Gráfico 3.3 Porcentaje general del NPT por evento o problema. ........................................... 50
Gráfico 4.1. Causas principales del NPT por pega de tubería en los pozos analizados. ......... 69
Gráfico 4.2. Porcentaje de NPT por sección debido a pega de tubería................................... 69
Gráfico 4.3. Ejemplo de la presión de poro y el gradiente de fractura vs profundidad. ........ 124
xiv
ÍNDICE DE ECUACIONES
Ecuación 4.1. Costo de alquiler del taladro por hora. ............................................................ 51
Ecuación 4.2. Costo económico por hora debido al NPT. ..................................................... 51
Ecuación 4.3. Índice de transporte de cortes. ........................................................................ 70
Ecuación 4.4. Constante de ley de poder. ............................................................................. 71
Ecuación 4.5. Índice de comportamiento de flujo. ................................................................ 71
Ecuación 4.6. Caída de presión en la broca. ....................................................................... 114
Ecuación 4.7. Caballaje de poder hidráulico en la broca. .................................................... 115
Ecuación 4.8. Caballaje de poder hidráulico por pulgada cuadrada o HSI. .......................... 115
Ecuación 4.9. Velocidad a través de los jets de la broca. .................................................... 115
xv
TEMA: “Elaboración de propuestas técnicas para disminuir los tiempos no productivos de
perforación en el campo Sacha”
Autor: Marco Antonio Chacón Yépez
Tutor: Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
RESUMEN
El tiempo no productivo o NPT es conocido como un problema cotidiano en las operaciones
de perforación de pozos de petróleo y gas; el cual genera un impacto en los costos del proyecto.
El objetivo de este estudio fue elaborar propuestas técnicas para disminuir los NPT’s en la
perforación de pozos del campo Sacha, el mismo que empezó con la recopilación de la
información. Se realizó un análisis en los aspectos estadístico, técnico y económico, partiendo de
una muestra de 30 pozos direccionales. A partir de este análisis, se determinaron los porcentajes
de NPT según el problema presentado, tipo de causa, y sección perforada. Se propusieron
medidas que contribuyan a disminuir los tiempos no productivos en la perforación de pozos del
campo Sacha; las mismas que contribuirán al ahorro de dinero; beneficiando al Estado
Ecuatoriano, la compañía dueña del taladro, la operadora del campo Sacha, y demás empresas de
servicios. En este estudio se pudo conocer que la mayor parte del NPT de la muestra, estuvo
atribuido a problemas en el colgamiento del liner, pega de tubería y hueco apretado.
Palabras clave: <POZO> <COSTOS> <TALADRO> <RIESGOS> <GEOLOGÍA>
<PLANIFICACIÓN> <OPERACIONES>
xvi
TITLE: “Development of technical proposals to reduce non-productive time of drilling in the Sacha field”
Author: Marco Antonio Chacón Yépez
Tutor: Atahualpa Wladimir Mantilla Rivadeneira
ABSTRACT
Nonproductive time is considered an everyday problem in drilling oil & gas wells, which
generates an impact on project costs. The objective of this study was to develop technical
proposals to reduce NPT´s in drilling operations of Sacha field, began with the compilation of
the information. An analysis was performed in the statistical, technical and economic aspects,
from a sample of 30 directional wells. From the analysis were obtained the percentages of NPT
according to the events that occurred, the type of cause, and drilled section. In this study were
proposed technical measures to help reduce non-productive times in drilling operations of Sacha
field; which will result in a saving of money; benefiting the Ecuadorian state, rig owner, the
operator of Sacha field, and other services companies. In this study, it was possible to know that
most of NPT in the selected sample was associated with liner hanging problems, stuck pipe and
tight hole.
Keywords: <WELL> <COSTS> <DRILLING RIG> <RISKS> <GEOLOGY> < PLANNING>
<OPERATIONS>
1
INTRODUCCIÓN
El tiempo no productivo en la perforación de pozos de petróleo y gas, es un problema que
generalmente causa pérdidas económicas a las compañías involucradas en el proyecto. Esto
constituye una realidad palpable desde los inicios de la industria petrolera, tanto a nivel mundial
como en el Ecuador. Generalmente, el tiempo no productivo está vinculado principalmente a
causas como averías en los equipos del taladro de perforación, empresas de servicios y
problemas del pozo. El campo Sacha, es uno de los que poseen mayor actividad de perforación
en el Ecuador, e inclusive, no ha estado exento de problemas vinculados al NPT. Es por ello, que
nació la necesidad de realizar este estudio, el cual contribuirá a plantear soluciones que permitan
disminuir el tiempo no productivo en la perforación de pozos de este campo, teniendo como
enfoque el ahorro de costos. El presente estudio está sustentado en el análisis de los pozos que
han sido perforados en los años 2013, 2014 y 2015.
2
CAPÍTULO I: GENERALIDADES
1.1. Planteamiento del problema
El tiempo no productivo en la perforación de pozos de petróleo, es un problema muy
frecuente en el territorio Ecuatoriano, y en todas las actividades de perforación del mundo,
causando retrasos en la perforación. El problema no ha sido estudiado a profundidad en el
Campo Sacha, y por lo tanto, surge la necesidad de elaborar un estudio técnico que permita
proponer soluciones a la disminución del NPT. Actualmente este problema se asocia a varios
factores tales como daños en los equipos, pega de tubería o falta de coordinación del personal;
donde los partes afectadas generalmente son las compañías de servicios, la compañía dueña del
taladro de perforación, la operadora que administra el área de concesión y el Estado.
Por lo descrito anteriormente, se plantea la siguiente interrogante: ¿los tiempos no productivos
afectan directamente en el costo final de perforación de los pozos del campo Sacha?
1.2. Objetivos
1.2.1. Objetivo general
Proponer medidas técnicas que ayuden a disminuir los tiempos no productivos en futuras
operaciones de perforación en el Campo Sacha.
1.2.2. Objetivos específicos
Identificar los problemas que causaron más tiempo no productivo en la perforación de
los pozos pertenecientes a la muestra seleccionada.
3
Analizar los aspectos que estuvieron involucrados en los problemas que originaron
tiempo no productivo durante las operaciones de perforación.
Determinar el porcentaje de tiempo no productivo en base a la perforación de las
diferentes secciones de los pozos correspondientes a la muestra.
Realizar un análisis económico en base al tiempo no productivo en cada uno de los
pozos que hayan resultado afectados.
1.3. Justificación e importancia
La elaboración del presente estudio está enmarcado en la necesidad del ahorro de tiempo y
costos en la perforación de pozos del activo Sacha, ya que es uno de los campos que posee
mayor actividad de perforación dentro del territorio Ecuatoriano. Actualmente, el tiempo no
productivo causa grandes pérdidas económicas tanto a las empresas de servicios como a las
operadoras del área de concesión. El desarrollo de un estudio que profundice el análisis de los
eventos que conllevan a los tiempos no productivos en la perforación de pozos, permitirá
proponer mejores prácticas operacionales que contribuyan en el futuro a disminuir los impactos
negativos en este tipo de proyectos. Los beneficiarios directos de este estudio serán las
compañías de servicios, la empresa dueña del taladro y la operadora a cargo del Campo Sacha;
mientras que los beneficiarios indirectos serán los habitantes del estado Ecuatoriano, el mismo
que podría destinar los recursos ahorrados por disminución del NPT, a educación, salud,
vivienda, y otras obras de inversión pública.
La utilidad de este estudio para la operadora del campo se concentrará en el ámbito de la
gestión; donde será posible evaluar y tomar decisiones en cuanto al desempeño de las compañías
de servicios, en las distintas operaciones de perforación del pozo.
4
En cuanto a la factibilidad del estudio, se tuvieron las facilidades necesarias para la
recopilación de la información, el financiamiento para cubrir el presupuesto, y el tiempo de
ejecución para su desarrollo.
1.4. Entorno del estudio
1.4.1. Marco institucional
1.4.1.1. Universidad Central del Ecuador
Misión:
“Crear y difundir el conocimiento científico – tecnológico, arte y cultura, formar
profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior y crear espacios para el análisis
y solución de los problemas nacionales” (UCE, 2015).
Visión:
“La Universidad Central del Ecuador, liderará la gestión cultural, académica, científica y
administrativa del sistema nacional de educación superior, para contribuir al desarrollo del país y
de la humanidad, insertándose en el acelerado cambio del mundo y sus perspectivas” (UCE,
2015).
1.4.1.2. Facultad de Ingeniería en Geología, Minas, Petróleos y Ambiental
Misión:
“Formación de profesionales con conocimiento técnico - humanístico y valores éticos para el
aprovechamiento racional y sustentable de los recursos naturales renovables y no renovables en
los que se fundamenta el desarrollo de la matriz productiva del país.” (FIGEMPA, 2016).
5
Visión:
“Ser una facultad líder a nivel nacional con reconocimiento internacional en la formación de
profesionales de excelencia, en el desarrollo de la investigación y aprovechamiento de recursos
naturales renovables y no renovables de manera racional y sustentable, dentro del contexto de la
matriz productiva y desarrollo del país.” (FIGEMPA, 2016).
1.4.1.3. Carrera de Ingeniería de Petróleos
Misión
Formar integralmente a los profesionales, investigadores y técnicos críticos de nivel superior
con el conocimiento científico tecnológico para el análisis y solución de problemas y el manejo
de todas las actividades relacionadas con el aprovechamiento sustentable de los hidrocarburos,
con valores éticos, sociales y ambientales; capaces de liderar equipos multidisciplinarios y tomar
decisiones para responder a las exigencias nacionales e internacionales (Carrera de Ingeniería de
Petróleos, 2015)
Visión
“Ser líder en el aprovechamiento sustentable y sostenible de los hidrocarburos para contribuir
al desarrollo del país y de la humanidad” (Carrera de Ingeniería de Petróleos, 2015)
1.4.1.4. Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH)
Misión:
Garantizar el aprovechamiento óptimo de los recursos hidrocarburíferos, propiciar el racional
uso de los biocombustibles, velar por la eficiencia de la inversión pública y de los activos
productivos en el sector de los hidrocarburos con el fin de precautelar los intereses de la
6
sociedad, mediante la efectiva regulación y el oportuno control de las operaciones y actividades
relacionadas (ARCH, 2013).
Visión:
“La ARCH, Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífera, será reconocida como el
garante público de los intereses constitucionales del Estado en el sector hidrocarburífero, gracias
a su alto nivel técnico-profesional, a su gestión transparente y a su cultura de servicio y
mejoramiento continuo” (ARCH, 2013).
1.4.1.5. Secretaría de Hidrocarburos
Misión:
“Estudiar, cuantificar y evaluar el patrimonio hidrocarburífero, promocionarlo, captar
inversión nacional y/o extranjera; suscribir y administrar, de manera soberana, las áreas y
contratos hidrocarburíferos, con apego a la ley y a la ética, que contribuya de manera sostenida
con el buen vivir de los ecuatorianos” (Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador, 2016).
Visión:
“Ser un referente institucional con altos niveles de transparencia, credibilidad y confiabilidad,
con un talento humano probo e idóneo, que sobre la base de un desarrollo tecnológico, le permita
ampliar el horizonte hidrocarburífero, revertir su declinación y contribuir a satisfacer las
necesidades energéticas con producción nacional de hidrocarburos” (Secretaría de Hidrocarburos
del Ecuador, 2016).
7
1.4.2. Marco legal
1.4.2.1. Constitución de la República del Ecuador
El Art 350. de la Constitución de la Republica dispone que “El sistema de educación superior
tiene como finalidad la formación académica y profesional con visión científica y humanista; la
investigación científica y tecnológica; la innovación, promoción, desarrollo y difusión de los
saberes y las culturas; la construcción de soluciones para los problemas del país, en relación con
los objetivos del régimen de desarrollo”; y, en el inciso tercero del Art. 356, se garantiza a los
estudiantes la igualdad de oportunidades en el acceso, en la permanencia, en la movilidad y en el
egreso”.
1.4.2.2. Ley Orgánica de Educación Superior
Art. 123.- Reglamento sobre el Régimen Académico.- El Consejo de Educación Superior
aprobará el Reglamento de Régimen Académico que regule los títulos y grados académicos, el
tiempo de duración, número de créditos de cada opción y demás aspectos relacionados con
grados y títulos, buscando la armonización y la promoción de la movilidad estudiantil, de
profesores o profesoras e investigadores o investigadoras.
Art. 144.- Tesis Digitalizadas.- Todas las instituciones de educación superior estarán
obligadas a entregar las tesis que se elaboren para la obtención de títulos académicos de grado y
posgrado en formato digital para ser integradas al Sistema Nacional de Información de la
Educación Superior del Ecuador para su difusión pública respetando los derechos de autor.
8
1.4.2.3. Reglamento de Régimen Académico
El Art.21 inciso 3 del Reglamento de Régimen Académico, referente a la unidad de titulación
se establece que:
“Se consideran trabajos de titulación en la educación técnica y tecnológica superior, y sus
equivalentes, y en la educación superior de grado, los siguientes: examen de grado o de fin de
carrera, proyectos de investigación, proyectos integradores, ensayos o artículos académicos,
etnografías, sistematización de experiencias prácticas de investigación y/o intervención, análisis
de casos, estudios comparados, propuestas metodológicas, propuestas tecnológicas, productos o
presentaciones artísticas, dispositivos tecnológicos, modelos de negocios. Emprendimientos,
proyectos técnicos, trabajos experimentales. Entre otros de similar nivel de complejidad.”
1.4.2.4. Estatuto Universitario
Art. 212. El trabajo de graduación o titulación constituye un requisito obligatorio para la
obtención del título o grado para cualquiera de los niveles de formación. Dichos trabajos pueden
ser estructurados de manera independiente o como consecuencia de un seminario de fin de
carrera.
Para la obtención del grado académico de licenciado o del título profesional universitario de
pre o posgrado, el estudiante debe realizar y defender un proyecto de investigación conducente a
una propuesta que resolverá un problema o situación práctica, con característica de viabilidad,
rentabilidad y originalidad en los aspectos de aplicación, recursos, tiempos y resultados
esperados. Lo anterior está dispuesto en el Art. 37 del Reglamento Codificado de Régimen
Académico del Sistema Nacional de Educación Superior. (Estatuto Universitario Universidad
Central del Ecuador, 2010)
9
Documento de Unidad de Titulación Especial de la Carrera de Ingeniería de Petróleos
aprobado por el CES entre las modalidades de titulación se establece que:
Estudios Técnicos
Son trabajos que tienen como objeto la realización de estudios a equipos, procesos, etc.,
referidos a aspectos de diseño, planificación, producción, gestión, perforación, explotación y
cualquier otro campo relacionado con la Ingeniería de Petróleos con alternativas técnicas,
evaluaciones económicas y valoración de los resultados. (Carrera de Ingeniería de Petróleos,
2015)
1.4.2.5. Agencia de Regulación y Control Hidrocarburífero (ARCH)
Mediante Registro Oficial No.244 del 27 de Julio del 2010, se publica la Ley de
Hidrocarburos, según el Artículo 11 se crea la Agencia de Regulación y Control
Hidrocarburífero, como organismo técnico-administrativo, encargado de regular, controlar
y fiscalizar las actividades técnicas y operacionales en las diferentes fases de la industria
hidrocarburífera, que realicen las empresas públicas o privadas, nacionales o extranjeras que
ejecuten actividades hidrocarburíferas en el Ecuador; adscrita al Ministerio Sectorial con
personalidad jurídica, autonomía administrativa, técnica, económica, financiera, con patrimonio
propio (ARCH, 2013).
1.4.2.6. Secretaría de Hidrocarburos
El artículo 6 de la Ley Reformatoria a la Ley de Hidrocarburos y a la Ley Orgánica de
Régimen Tributario Interno, publicada en el Suplemento del Registro Oficial No. 244 del 27 de
10
julio del 2010, crea la Secretaría de Hidrocarburos (Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador,
2016).
1.4.3. Marco ético
El presente estudio se apega en el respeto a los derechos de autor de las fuentes investigadas
para su desarrollo. En este trabajo se mantiene en reserva la información considerada como
confidencial, cumpliendo los principios y protocolos dispuestos por la Universidad Central del
Ecuador, la institución patrocinadora del proyecto y compañías del ámbito petrolero.
11
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
2.1. Marco referencial
2.1.1. Generalidades del Campo Sacha
2.1.1.1. Ubicación e historia
El Campo Sacha, se encuentra ubicado en la región Amazónica del Ecuador, dentro del
Cantón Joya de los Sachas, perteneciente a la provincia de Orellana, como se observa en la
figura 2.1. Este campo forma parte de la geología de la Cuenca Oriente, y es uno de los que
aporta con lo más altos porcentajes de producción petrolera en el Ecuador.
Figura 2.1. Mapa de ubicación del campo Sacha
Fuente: (Operadora RÍO NAPO, s.f)
12
La historia de este campo comenzó en el año 1969; donde se perforó el pozo exploratorio
Sacha 01, alcanzando los 10160 pies de profundidad, y produciendo 1328 BPPD con un API de
30° de las arenas “Hollín” Inferior y “U” Inferior. El campo Sacha fue puesto en producción el 6
de julio de 1972, con un promedio estimado de 29269 barriles para aquel mes. La producción
promedio máxima registrada fue de 117591 BPPD en noviembre del año 1969. En 1994, su
producción se mantuvo en el orden de los 60000 BPPD. A partir del año 2009, la compañía
mixta Operaciones RÍO NAPO asumió la competencia de la producción del Campo Sacha, en
donde se ha logrado un incremento en la producción de petróleo del orden del 53%, alcanzando
un máximo de 75080 BPPD para agosto del año 2013. En el 2014, la producción promedio del
campo Sacha fue de 71020 BPPD (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).
2.1.1.2. Geología
a. Geología estructural. La estructura Sacha corresponde al período cretácico, la cual está
formada por un anticlinal de dirección NNE-SSO, cortado en su flanco por una falla
transpresional dextral, que corresponde al Corredor Sacha – Shushufindi. La estructura del
Campo Sacha posee un ancho de 4 km al norte y alrededor de 7 km al centro y sur, con una
longitud aproximada de 33 km, con un cierre máximo de aproximadamente 240 pies a la base de
la caliza “A”, y un área de 32167 acres (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).
b. Formaciones principales. Las formaciones de interés son las siguientes:
La formación Basal Tena es una arenisca discontinua, con un espesor de arena neta de
entre 5 y 23 pies. Su porosidad varía del 8 al 14%, mientras que la saturación de agua varía del
10 al 56% (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).
13
En el grupo “Napo” tenemos las siguientes formaciones: “T” Principal, la misma que
está formada por una arenisca casi continua tanto a nivel vertical y horizontal, con un espesor
variable de entre 20 y 90 pies, con una arena neta que oscila entre 24 y 70 pies y saturación de
agua del 25 al 50%. La formación “T” Superior está constituida por arenisca con intercalaciones
arcillosas y calcáreas. Su espesor varía entre 30 y 100 pies. La formación “U” Superior está
compuesta por una arenisca discontinua con intercalaciones arcillosas y carbonatadas. Su
mineralogía está compuesta de feldespatos y fragmentos líticos. Su porosidad promedio es del
17%, y en su arcillosidad predomina la caolinita, seguida de la glauconita. La formación “U”
Inferior está compuesta por una arenisca de mayor continuidad, con una porosidad promedio del
17%. Su mineralogía es similar a la de “U” Superior. De acuerdo a ingenieros de ORN,
actualmente la saturación de agua en esta formación es alta debido a la inyección, por lo que no
se identifica con claridad un contacto agua-petróleo (Baby, Rivadeneira, & Barragán, 2014).
La formación Hollín presenta un espesor promedio de arena neta de 270 pies, con una
porosidad que varía del 10 al 19%. El contacto agua petróleo es variable a lo largo del campo. La
formación Hollín Principal está compuesta de arenisca cuarzosa de grano medio a grueso, con
porosidad promedio del 18 % y con intercalaciones limosas y arcillosas. La formación Hollín
Superior se compone de una arenisca cuarzosa-glauconítica-calcárea, con un tamaño de grano
de fino a medio. Posee una porosidad aproximada del 14% con intercalaciones de lutita (Baby,
Rivadeneira, & Barragán, 2014). En el anexo E de este documento se pueden observar los mapas
estructurales de los horizontes “U” Inferior, arena “T” y Hollín. La estratigrafía de las
formaciones presentes en el campo Sacha se muestran en la figura 2.2.
14
Figura 2.2. Columna estratigráfica del campo Sacha.
Fuente: (Operadora RÍO NAPO, 2014)
c. Ambientes de depósito. La formación Hollín inferior estuvo influenciada por un ambiente
estuarino dominado por la marea y sedimentos fluviales. Mientras tanto, la depositación de las
15
formaciones Hollín superior, Napo T y Napo U, estuvo ligada un ambiente estuarino dominado
por la marea y sedimentos de costa (Shanmugam, Poffenberger, & Toro, 1996).
2.2. Marco conceptual
2.2.1. Tiempo no productivo o NPT
El Tiempo No Productivo o NPT (Non Productive Time), es definido como el período
temporal en el que por eventos no programados que pueden ser técnicos, de logística, geológicos,
climáticos o del pozo, no se pudo continuar con la perforación o ésta se vio retrasada (Moazzeni,
Nabaei, & Azari, 2011).
A continuación se describen los tipos de causas que inducen al tiempo no productivo en la
perforación de pozos.
2.2.1.1. NPT por el taladro de perforación
Por lo general, el NPT a causa de taladro se produce por fallas en las bombas de lodo,
generadores, mesa rotaria, top drive/ kelly, sistema de elevación, medidores, compresores, entre
otros equipos. Cabe recalcar que dentro del contrato del taladro de perforación, existe un tiempo
destinado a la reparación/mantenimiento de los equipos. Sin embargo, el tiempo no productivo a
causa del taladro se va registrando cuando se sobrepasa el tiempo estipulado para las
reparaciones (Rabia, 2002). El oportuno mantenimiento de los equipos de perforación es un
factor clave para minimizar las situaciones imprevistas. En la figura 2.3 se pueden observar los
principales equipos que se utilizan en el taladro de perforación. La circulación del fluido de
perforación depende fundamentalmente de la eficiencia de trabajo de los equipos, especialmente
16
de las bombas de lodo. Los generadores son los encargados de proporcionar la energía que los
diferentes equipos del taladro necesitan para su funcionamiento.
Figura 2.3. Componentes del sistema rotatorio de perforación.
Fuente: Tomado y modificado de “OffshoreBook Oil & Gas”, 2014. Pág.30
En lo que se refiere al preventor de reventones, una falla en el BOP permitiría que los fluidos
de la formación fluyan hacia la superficie en el caso de que suceda un reventón;
consecuentemente se puede llegar a perder el pozo como tal o inclusive el equipo. Por esta razón
los BOP’s se deben monitorear durante toda la actividad de control del pozo. Si se tiene una fuga
cuando el BOP está cerrado, puede que los empaques estén dañados. Con mucha frecuencia, al
incrementar la presión de cierre se puede subsanar la fuga, sin embargo, si el problema es severo,
se debe buscar inmediatamente un equipo de reemplazo (Well Control International, 2009). En la
17
figura 2.4 se puede observar un esquema de los componentes principales del preventor de
reventones.
Figura 2.4. Esquema básico del preventor de reventones (BOP).
Fuente: Tomado de (WCS, 2003). Pág. 11-5
2.2.1.2. NPT causado por terceras compañías de servicios
a. Servicio direccional. Para realizar este tipo de actividad, se requiere de un BHA que está
conformado por el motor de fondo, la broca y otros componentes. Los motores de fondo suelen
presentar un desgaste prematuro del estator, lo que resulta en la obstrucción de las boquillas de la
broca, siendo necesario hacer viajes a superficie para el cambio del motor. Las herramientas
MWD o LWD son otros componentes que sufren averías, como por ejemplo, problemas con la
transmisión de la señal a superficie; lo que puede dar lugar a realizar viajes adicionales para el
18
cambio de estos dispositivos (Kellow, Everage, Altizer, & Veloz, 2011). En la figura 2.5 se
muestran los componentes principales de un motor de desplazamiento positivo (PDM).
Figura 2.5. Componentes del motor de fondo PDM.
Fuente: Tomado y modificado del documento “New Frontiers in Directional Drilling”,2005. Revista Middle East & Asia Reservoir Review. Pág.27
Un inadecuado arreglo del ensamble de fondo (BHA) puede provocar colgamiento1 de la
sarta, causando que el avance de la perforación se vea disminuido, por lo que en ciertos casos se
han tenido que hacer viajes a superficie para bajar otro conjunto de fondo.
b. Problemas con el casing. La presencia de fallas en los revestidores, en conjunto con una
pobre o ausente inspección de los mismos, es una de las causas para que se presente NPT; al
tener que realizar operaciones extra para reemplazar los tubulares dañados. Por lo general, las
fallas en el casing, se deben a defectos de fabricación o maltrato durante el transporte, el
almacenaje o en el sitio de perforación. Existen otros tipos de daño que sufren los revestidores
1 El colgamiento de la sarta de perforación, es una anomalía que se presenta al momento de perforar; donde no es
posible transmitir adecuadamente el peso sobre la broca, afectando la ROP.
19
que vale la pena considerar: Según (Craft, Holden, & Graves, 1962), cuando el casing es
colocado dentro del pozo, este está sujeto a tres fuerzas significantes. Esas fuerzas son el
resultado de la presión externa, presión interna, y una carga longitudinal o axial en el casing. La
fuerza externa tiende a colapsar el casing y la presión interna tiende a provocar estallido del
casing. La carga axial puede ser la tensión debido al peso muerto o la compresión debido a la
flotabilidad.
c. Problemas con el cemento. Las operaciones de perforación pueden presentar retrasos si
se hace necesario realizar una cementación correctiva; la misma que consiste en la inyección
bajo presión de una lechada dentro de la formación (vía hueco abierto), dentro de un canal detrás
del casing, o a través de agujeros construidos en el casing. Las operaciones de cementación
forzada se desarrollan ya sea durante la perforación, la completación o en operaciones de
reacondicionamiento (Craft, Holden, & Graves, 1962).
Los principales propósitos de la cementación forzada según (Craft, Holden, & Graves, 1962)
son los siguientes:
Detener la pérdida de circulación en la perforación a hueco abierto.
Proveer un sello donde hubo una falla primaria.
Reducir la relación agua-petróleo, agua-gas, o gas-petróleo.
Abandonar zonas depletadas o no productivas.
Aislar zonas antes de realizar trabajos de cañoneo.
Reparar defectos como fugas en la tubería, casing dañado, corrosión, etc.
Complementar la cementación primaria alrededor del casing o el liner cuando la
lechada no llegó hasta la altura programada.
En la figura 2.6 se puede observar un esquema de cementación correctiva.
20
Figura 2.6. Cementación correctiva forzada.
Fuente: Tomado y modificado de la presentación “SQUEEZE CEMENTING”, Año 2013. Schlumberger.
d. Problemas con el lodo, químicos o control de sólidos. Es más fácil realizar la
preparación del lodo en base a la formulación requerida, pero es más difícil mantener las
propiedades del fluido mientras se perfora, a causa de los sólidos dispersos en el lodo. Trabajar
con un lodo bien acondicionado es responsabilidad del ingeniero de fluidos; quien debe chequear
constantemente el flujo proveniente del pozo, especialmente en el flow line. Las propiedades
reológicas del fluido juegan un rol importante en la limpieza del pozo, por lo tanto, las
mediciones de estos parámetros deben realizarse continuamente, a fin de que el ingeniero de
fluidos pueda tomar decisiones a la hora de mantener el lodo de perforación en óptimas
condiciones (Darley & Gray, 1988).
El tiempo extra para acondicionar o preparar el fluido de perforación y los cambios no
planificados de las mallas de las zarandas, pueden considerarse como operaciones vinculadas al
tiempo no productivo.
21
e. Problemas con la broca. Uno de estos problemas puede ser el desgaste acelerado de la
estructura de la barrena, lo que puede traer una baja ROP. La rata de penetración es una forma de
medir el ritmo al que se va perforando el pozo, cuya medición se toma comúnmente en pies/hora.
Este parámetro es registrado en tiempo real gracias a instrumentos de avanzada tecnología, que
permiten mostrar la información en superficie. La ROP se ve afectada por varios factores, entre
ellos la hidráulica, la concentración de cortes en el pozo, el peso sobre broca, tipo de barrena, y
rpm (COMPUTALOG, 2002). Una consecuencia de la baja ROP se ve reflejada en necesidad de
realizar viajes a superficie para bajar otra barrena. El desempeño de las brocas está determinado
en el número de corridas para perforar una sección.
f. Problemas en el colgamiento del liner. Las dificultades que se presentan al momento de
hacer el colgamiento del liner o liberar el setting tool, están asociadas generalmente a los
mecanismos de anclaje de colgadores y empacaduras, lo que causa que se tenga que trabajar la
sarta del drill pipe por varias ocasiones, o que se deban ajustar los parámetros de fijación del
colgador. Si en el peor de los casos, los equipos de anclaje no pueden ser liberados, el personal
puede verse obligado a realizar operaciones de backoff2 o pesca.
g. Malfuncionamiento de la sonda de registros. El tiempo no productivo en estas
operaciones está asociado principalmente a fallas en las herramientas que componen la sonda de
registros y equipos en superficie. En el caso de la sonda de registros, la mayoría de los casos
están vinculados a problemas para tomar registros o transmitir la señal (Darling, 2005).
2 En las operaciones de backoff, se intenta liberar la sección de la sarta que se encuentra libre por encima del
punto de pega; donde se debe aplicar el torque y la tensión adecuada.
22
Generalmente, el NPT causado por estas fallas corre bajo responsabilidad de la empresa que
presta el servicio de registros.
2.2.1.3. NPT causado por el pozo
a. Pega de tubería y restricciones del hoyo. Las señales de advertencia de pega de tubería
están asociadas al incremento del arrastre mientras la tubería es subida o bajada dentro del pozo,
el incremento del torque, la presencia de vibraciones, o el incremento de la resistencia al
movimiento de la sarta (ADITC, 2015). La pega mecánica de tubería está asociada a la presencia
de zonas no consolidadas, formaciones reactivas, geometría del hoyo, formaciones móviles,
formaciones geo presurizadas, formaciones fracturadas, presencia de fallas, hueco de bajo
calibre, una pobre limpieza del hoyo, o bloques de cemento. (Bowes & Procter, 1997). En la
figura 2.7 se muestra un ejemplo de pega de tubería debido a una pobre limpieza del hoyo.
Figura 2.7. Pega de tubería por pobre limpieza del pozo.
Fuente: Tomado del artículo “Cómo optimizar el arte de la pesca”, 2013. Revista Oilfield Review. Pág. 29
La pega diferencial de tubería está vinculada a la presencia de formaciones permeables.
Generalmente, este problema ocurre cuando la presión hidrostática es mayor a la presión de poro,
23
por la presencia de una gruesa capa del revoque en la zona de formaciones permeables debido a
un pobre control de pérdida de fluido, cuando la tubería, las varillas o el casing permanecen sin
movimiento por lapsos prolongados dentro del hoyo (ADITC, 2015).
Las consecuencias por la pega de tubería se ven reflejadas en el costo adicional por alquiler de
taladro, operaciones de pesca, y en el peor de los casos el abandono de herramientas en el fondo
del pozo, donde las pérdidas económicas pueden llegar a ser costosas. En la figura 2.8 se
muestra un esquema de las diferentes herramientas que conforman un BHA de pesca.
Figura 2.8. Ensamblaje para pescar tubería.
Fuente: Tomado y modificado de la presentación “Tecnología de pesca y Re-Intervención”. (Weatherford, 2006)
Las restricciones en el diámetro del hoyo están relacionadas con el diámetro reducido del
mismo, debido a una pobre operación del rimado o limpieza del pozo. El tiempo no productivo
por estas causas involucra principalmente dificultades para mover las herramientas dentro del
pozo, operaciones de pesca y viajes de calibración no planificados. “En cuanto a las operaciones
24
de pesca dentro del revestidor o a hueco abierto, estas se realizan con tubería de perforación o de
producción, mientras que dentro del tubing se realizan con cable de acero” (Well Control
International, 2009).
b. Surgencias y well control. “Una surgencia es una entrada no deseada de los fluidos de
una formación hacia el pozo” (WCS, 2003). “Como resultados de una surgencia durante los
intentos de recuperar el control del pozo, se pueden incluir el tiempo operativo perdido,
operaciones de riesgo con gas, petróleo a alta presión, y la posible pérdida de equipos. Si la
surgencia es reconocida y controlada a tiempo, puede ser fácilmente manipulada y expulsada del
pozo en forma segura” (WCS, 2003). Las principales causas de las arremetidas se dan por no
mantener el hueco lleno cuando se está sacando al tubería, por reducción de la presión anular por
efecto del suaveo3, pérdida de circulación, rata de penetración excesiva al perforar arenas
gasíferas, formaciones sub presionadas o sobre-presionadas. Por lo general, estos brotes se dan
en la boca del pozo, movilizándose por el espacio entre la sarta, la tubería de revestimiento o el
anular. En el caso de capas gasíferas, los brotes de gas se dan generalmente cuando estos estratos
son de gran potencia y de alta saturación (Mavliútov, y otros, 1982).
Los indicadores de advertencia de una arremetida están asociados al incremento de volumen
en los tanques de superficie, un aumento repentino de la ROP, variaciones en la presión de
bombeo, una reducción en el peso del drill pipe, indicios de la presencia de agua de formación,
gas o petróleo en el lodo. El aumento en el volumen de los tanques puede ir acompañado del
incremento en la tasa de flujo. (Grace, Cudd, Carden, & Jerald, 1994).
3 El suaveo es la disminución de la presión hidrostática, que se presenta al sacar la tubería demasiado rápido del
pozo, lo que representa un factor de riesgo para que se produzca un influjo.
25
c. Alto torque y baja ROP. La rata de penetración es afectada por varios aspectos, tales
como el peso sobre la broca (WOB), revoluciones por minuto (RPM), tipo de broca, desgaste de
la barrena, eficiencia hidráulica, grado de sobre balance, las propiedades del fluido de
perforación, la presión hidrostática y el tamaño del hoyo (Rabia, 2002). El alto torque está
asociado en algunos casos a la orientación de los cortadores de brocas PDC. (Rabia, 2002).
d. Pérdidas de circulación. Se conocen como pérdidas de circulación a las pérdidas de lodo
en las formaciones del subsuelo (MI SWACO, 1998). Es uno de los problemas que tiene alto
impacto en los costos del programa de lodos. Las circunstancias por las que se dan las pérdidas
de circulación están relacionadas a la invasión del fluido en formaciones vugulares, fracturadas,
o no consolidadas. El fracturamiento a causa de presiones inducidas excesivas es otro factor que
contribuye a las pérdidas de circulación (MI SWACO, 1998). En la figura 2.9 se observa un
ejemplo de pérdidas de circulación causadas por la presencia de fracturas.
Figura 2.9. Pérdida de fluido causada por fracturas inducidas.
Fuente: Tomado del artículo “Estabilización del pozo para prevenir pérdidas de circulación”, Año 2012. Revista Oilfield Review. Pág. 27
26
e. Derrumbes dentro del hoyo. Son causados por formaciones sobre presionadas, donde sus
efectos se manifiestan en la acumulación de cortes en el fondo del pozo, y el posible
empaquetamiento de la sarta de perforación. Otras causas de los derrumbes están relacionadas
con el hinchamiento de lutitas reactivas al agua, estratificaciones no consolidadas, formaciones
fracturadas, o la presencia de fallas (Bowes & Procter, 1997).
En cuanto al NPT, el tiempo en la perforación se ve afectado al tener que realizar operaciones
de limpieza del hoyo. La sarta se levanta unos pocos pies del fondo para comenzar con el
bombeo de píldoras por un cierto período de tiempo, y de esta manera sacar los cortes a
superficie hasta tener una cantidad mínima de los mismos en las zarandas. En la figura 2.10 se
muestra un ejemplo de derrumbes dentro del pozo causados por la presencia de formaciones
fracturadas.
Figura 2.10. Derrumbe en el pozo por la presencia de formaciones fracturadas.
Fuente: Tomado del artículo “Cómo optimizar el arte de la pesca”, Año 2013. Revista Oilfield Review. Pág. 29
f. Corrección direccional. La desviación del hoyo es causada por el comportamiento
mecánico de la sarta de perforación, citando como ejemplo el pandeo de la misma, lo que
conlleva a que el empuje resultante en la barrena cause una desviación fuera del eje del pozo.
27
Otros factores que actúan en la desviación no intencional del hoyo son la interacción de la
barrena con la roca, lo cual crea fuerzas no balanceadas en los cortadores de la broca. La
anisotropía de la roca puede jugar un rol importante en la desviación del hoyo (Karfakis & Evers,
1987). La corrección de la desviación del hoyo conlleva tiempo adicional al tener que realizar
operaciones de deslizamiento en el caso de pozos direccionales.
2.2.1.4. NPT relacionado a otros tipos de causa
Existen otros eventos que no necesariamente involucran responsables directos, pero que
tienen cierta influencia en la perforación de pozos petroleros. Como ejemplo se tienen los
siguientes casos:
a. Mal tiempo.
b. Relaciones comunitarias.
c. Aspectos técnico - administrativos de la operadora.
d. Contingencias.
e. Espera por llegada de equipos (El NPT puede correr a cargo de la operadora, el taladro o
terceras compañías).
2.2.2. Curva tiempo vs profundidad
Es una representación gráfica del avance de la perforación, respecto al plan establecido. El
diagrama tiempo vs profundidad es un buen indicador que facilita a los ingenieros involucrados
en el proyecto el desempeño de las operaciones. En el diagrama de tiempo vs profundidad el eje
“x” es representado por el tiempo en días, mientras que el eje “y” indica la profundidad
perforada en MD o TVD. Existen 3 formas de representar el tiempo de perforación en el
28
esquema: 1) El tiempo real que corresponde al tiempo en el cual se desarrollaron las
operaciones de perforación desde que se perfora el primer pie del pozo hasta cuando se saca el
setting tool a superficie. 2) El tiempo planeado corresponde al periodo programado en que se va
a perforar el pozo de acuerdo a los resultados obtenidos en pozos vecinos. 3) Tiempo plano o
limpio corresponde a la diferencia entre el tiempo total de operaciones de perforación y el
tiempo no productivo (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014). En el gráfico
2.1 se muestra un ejemplo de curva tiempo vs profundidad.
Gráfico 2.1. Ejemplo de curva vs profundidad.
Fuente: Tomado y modificado de Reportes finales de perforación (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014)
29
2.2.3. Tipos de pozos que generalmente se perforan en el Ecuador
2.2.3.1. Pozos verticales
Son aquellos pozos que son perforados en sentido perpendicular a la zona productora. Su
ventaja radica en la posibilidad de atravesar objetivos múltiples, sin embargo, el área de contacto
con el reservorio es menor en comparación a los pozos horizontales (Joshi, 1991).
2.2.3.2. Pozos direccionales
La perforación direccional es el proceso de desviar un pozo a lo largo de una trayectoria
predeterminada, hasta un objetivo cuya localización está a una distancia lateral desde un punto
de referencia vertical (Adams, 1985).
Las razones por las que en la actualidad se perforan pozos direccionales son: Locaciones
inaccesibles, perforación de múltiples pozos desde una plataforma, sidetracking, perforar pozos
de alivio, así como la perforación de objetivos múltiples (Adams, 1985).
a. Pozos direccionales tipo “J”. Esta clase de pozos se perforan en situaciones particulares
como domos de sal o desvío de pozos (sidetrack). La profundidad del KOP4 en este tipo de perfil
presenta ciertas desventajas: 1. La formación probablemente será dura y no facilitará la
deflexión5 de la sarta de perforación y el ensamble de fondo. 2. La tasa de construcción del
ángulo presenta mayores dificultades para ser controlada. 3. Mayor tiempo en el cambio de
ensamblaje de fondo mientras este se deflecta (Fernández & Romero, 2003). En el campo Sacha,
la configuración tipo “J” es la que más se está usando en las operaciones de perforación de
pozos, debido a sus amplias ventajas con respecto a los pozos verticales. No obstante, el costo de 4 El KOP (kick off point), representa el primer punto de desvío del pozo, a partir de su trayectoria vertical. 5 La deflexión, es la capacidad que posee el BHA o conjunto de fondo, para construir o ganar inclinación en el
pozo.
30
perforar un pozo direccional tipo “J” es más alto. En la figura 2.11 se muestra un ejemplo de un
pozo direccional tipo “J”.
Figura 2.11. Perfil geométrico de un pozo direccional tipo "J". Referencia: (Bourgoyne, Millheim, Chenevert, & Young, 1986)
Elaboración: Marco Chacón
b. Pozos direccionales tipo “S”. Este tipo de geometría es la más difícil de perforar, ya que
su sección de caída del ángulo debe coincidir justamente con el objetivo a alcanzar. Además, los
problemas de torque y arrastre también se incrementan, al haber mayor roce de la tubería con las
paredes del hoyo (Fernández & Romero, 2003). Un pozo tipo “S” se perfora cuando la
profundidad del objetivo es grande y el desplazamiento vertical es relativamente bajo. En estas
condiciones, el perfil tipo “S” puede producir un pequeño ángulo de inclinación, el cual puede
ser una dificultad a la hora de controlar la trayectoria. Otras aplicaciones del perfil tipo “S” se
concentran en aquellos pozos donde se desean atravesar objetivos múltiples, o la perforación de
pozos de alivio donde es necesario ir paralelo al pozo en problemas (Fernández & Romero,
2003). En la figura 2.12 se muestra el esquema de un pozo direccional tipo “S”.
31
Figura 2.12. Perfil geométrico de un pozo direccional tipo "S". Referencia: (Bourgoyne, Millheim, Chenevert, & Young, 1986)
Elaboración: Marco Chacón
2.2.3.3. Pozos horizontales
El mayor propósito de un pozo horizontal es mejorar el contacto con el reservorio,
permitiendo aumentar la productividad del pozo, lo cual es altamente deseable para aplicaciones
de recuperación mejorada de petróleo (EOR). Generalmente, un pozo horizontal posee
trayectoria paralela al plano de estratificación del reservorio (Joshi, 1991), tal como se puede
observar en la figura 2.13.
Según (Joshi, 1991), las principales aplicaciones de los pozos horizontales son:
En reservorios naturalmente fracturados en donde el pozo interseca las fracturas para
tener un drenaje más efectivo.
En reservorios con problemas de conificación de agua y gas.
En producción de gas, ya sea en reservorios de alta o baja permeabilidad.
En aplicaciones de recuperación mejorada, especialmente en EOR termal.
32
Figura 2.13. Perfil geométrico de un pozo horizontal.
Fuente: Tomado y modificado del artículo “Slide Drilling-Farther and Faster”. Revista Oilfield Review, Año 2016. Pág. 51
2.2.4. Principales operaciones que se realizan en la perforación de pozos
Antes de perforar el pozo, se realiza la preparación del terreno, la movilización y montaje del
taladro de perforación y equipos de otras compañías, el armado de paradas, las pruebas de
equipos, reuniones de seguridad, entre otras actividades.
Una vez que la perforación del pozo ha comenzado, tanto el personal del taladro como de las
compañías de servicios, cumplen con tareas específicas dentro de la locación, de acuerdo a la
experiencia en las diferentes operaciones.
2.2.4.1. Registro de surveys
Es una técnica utilizada para determinar la ubicación del pozo, mediante herramientas MWD,
herramientas single shot o herramientas multishot (Fraser, Peden, & Kenworthy, 1991).
33
2.2.4.2. Extracción de núcleos (coring)
Es una técnica cuyo objetivo principal es obtener una muestra grande de la roca reservorio,
con información detallada de la secuencia sedimentaria del sistema rocoso (Fraser, Peden, &
Kenworthy, 1991).
2.2.4.3. Registros eléctricos (logging)
Es una operación que se realiza dentro del pozo, con el fin de obtener información de la
formación productora, como por ejemplo el contenido de fluidos de las zonas de interés (Fraser,
Peden, & Kenworthy, 1991).
2.2.4.4. Revestimiento
Es una operación que consiste en revestir el hueco con tubería de acero o casing. Los
objetivos principales del casing consisten en dotar de un diámetro específico al pozo para las
subsecuentes operaciones de completación y producción, prevenir el flujo entre formaciones,
producir de una zona específica y proporcionar un medio de sujeción para las facilidades de
producción (Gatlin, 1960).
2.2.4.5. Cementación
El propósito de la cementación es proteger y soportar el casing, prevenir el movimiento del
fluido a través del espacio anular fuera del casing, prevenir el movimiento de fluido dentro de
formaciones fracturadas y sellar secciones abandonadas del pozo. Una lecha cementadora es
bombeada y colocada en el pozo mediante la mezcla de cemento en polvo y agua en superficie,
34
para luego ser bombeada por desplazamiento hidráulico hasta la zona deseada (Bourgoyne,
Millheim, Chenevert, & Young, 1986).
2.2.4.6. Circulación
Es una operación rutinaria soportada por el sistema de circulación, cuyo objetivo es remover
los cortes del hoyo a medida que la perforación va avanzando (Bourgoyne, Millheim, Chenevert,
& Young, 1986).
2.2.4.7. Rimado del hoyo (reaming) El rimado es el procedimiento para suavizar y remover irregularidades en el hoyo, de manera
que las herramientas puedan pasar libremente dentro del mismo. El rimado restaura el calibre del
hoyo, remueve ojos de llaves, y reduce o limpia la curvatura excesiva del hoyo en intervalos
cortos cerca a los extremos de largas secciones de curva (Short J. , 1993).
2.2.4.8. Pruebas del BOP
“Es un procedimiento cuyo objetivo es verificar el correcto funcionamiento de los arietes del
preventor de reventones, de manera que se pueda garantizar la seguridad en las instalaciones del
pozo ante posibles arremetidas”. El procedimiento de prueba de estos equipos se rige a la norma
API RP 53 (WCS, 2003).
2.2.4.9. Maniobras de viaje de tubería (tripping)
Es el procedimiento mediante el cual, el equipo rotatorio de fondo, incluyendo el drill pipe,
los drill collars, y otras herramientas de fondo, deben ser sacadas y bajadas de nuevo en el hoyo.
35
Algunas de las razones por las que se hacen los viajes incluyen el cambio de brocas, correr
diferentes ensamblajes de fondo, correr herramientas de prueba, reparar fugas, y realizar
operaciones de pesca (Short J. , 1983).
2.2.5. Principales secciones de perforación y revestimiento de un pozo petrolero
En nuestro país, los pozos de petróleo y gas se perforan con un diámetro de hoyo estándar
para cada etapa, por lo que vale la pena hacer la descripción correspondiente de las mismas
según el orden de secuencia en la perforación.
2.2.5.1. Sección de 26 pulgadas
En algunos pozos constituye la primera fase de perforación, por medio de brocas tricónicas de
26 plg de diámetro externo. El propósito del revestimiento en esta sección es el de aislar zonas de
pérdida de circulación, acuíferos someros y zonas no consolidadas. El revestidor en esta sección
consta de tubos conductores de 20 plg (Rahman & Chilingarian, 1995).
2.2.5.2. Sección de 16 pulgadas
Llamada también sección superficial, suele perforarse con broca de 16 pulgadas, sea esta
tricónica o PDC. En lo que se refiere al revestimiento, se corre casing de 13 3/8” de diámetro
externo, con la finalidad de proteger las zonas acuíferas, así como mantener la integridad del
hoyo (Byrom, 2007). Generalmente, el casing superficial sirve de asentamiento del preventor de
reventones, llamado también BOP.
36
2.2.5.3. Sección de 12 1/4 pulgadas
Esta sección es llamada también intermedia. Por lo general se perfora en con broca PDC de 12
¼”. El revestimiento que se baja en esta sección se llama intermedio, que se compone de
tubulares de 9 5/8”. Las razones por las que se utiliza este revestimiento están centradas en
mantener la estabilidad del hoyo, aislar zonas corrosivas, o aislar zonas donde pueden darse
pérdidas de circulación (Byrom, 2007).
2.2.5.4. Sección de 8 1/2 pulgadas
Es la última etapa en ser perforada. Generalmente a esta sección se le llama de producción, la
misma que suele perforarse con broca PDC de 8” de diámetro externo. En lo que se refiere al
revestimiento, se baja un liner de 7” de diámetro externo; cuyo propósito es permitir la
producción de hidrocarburos de manera selectiva, es decir, permitir el flujo de zonas específicas
hacia el interior del pozo, así como servir de asentamiento a la completación de fondo. La
ventaja del liner es que su longitud no llega hasta la superficie del pozo, y por consiguiente, los
costos de entubación son menores (Rahman & Chilingarian, 1995).
En pozos horizontales además de las secciones anteriormente descritas, se perfora una fase
adicional de 6 1/8”, revestida con liner de 5” o simplemente con una terminación a hueco abierto.
(Rahman & Chilingarian, 1995).
En la figura 2.14 se muestra el esquema de perforación y revestimiento de un pozo en 4
etapas. Este tipo de configuración es uno de los más aplicados en el distrito Amazónico del
Ecuador.
37
Figura 2.14. Configuración de un pozo en 4 etapas.
Referencia: (Rahman & Chilingarian, 1995) Elaboración: Marco Chacón
CASING CONDUCTOR 20"
20’’ ZAPATO GUÍA
CASING SUPERFICIAL 13 3/8"
13 3/8’’ ZAPATO GUÍA
9 5/8’’ ZAPATO GUÍA
7’’ ZAPATO GUÍA
COLLAR FLOTADOR
LINER DE PRODUCCIÓN 7"
TOPE DEL LINER
PROFUNDIDAD TOTAL(TD)
CASING INTERMEDIO 9 5/8"
38
CAPÍTULO III: DISEÑO METODOLÓGICO
3.1. Tipo de estudio
Es descriptivo porque se reseñan los problemas que ocasionaron tiempos no productivos en la
perforación, y la frecuencia con que estos ocurrieron. Es analítico porque se realiza un estudio
estadístico minucioso de la frecuencia con la que se presentó el NPT en la muestra escogida.
Esto constituye una base para la elaboración de las propuestas técnicas que contribuyan a
disminuir el tiempo no productivo en futuras operaciones de perforación del Campo Sacha.
3.2. Universo y muestra
El universo está conformado por los pozos direccionales perforados en el Campo Sacha en los
años 2013, 2014 y 2015. Actualmente, los pozos direccionales son los que se perforan con mayor
frecuencia en el campo Sacha; motivo por el cual se seleccionó una muestra de 30 pozos de esta
clasificación. Por razones de confidencialidad, los pozos pertenecientes a la muestra han sido
designados con nombres asumidos; tal como se observan en la tabla 3.1.
Tabla 3.1. Nomenclatura de los pozos para el análisis del tiempo no productivo. Pozos del año 2013
Pozos del año 2014
Pozos del año 2015
2013-A 2014-A 2015-A 2013-B 2014-B 2015-B 2013-C 2014-C 2015-C 2013-D 2014-D 2015-D 2013-E 2014-E 2015-E 2013-F 2014-F 2015-F 2013-G 2014-G 2015-G 2013-H 2014-H 2015-H 2013-I 2014-I 2013-J 2014-J 2013-K 2014-K
Elaboración: Marco Chacón
39
3.3. Métodos y técnicas de recolección de datos
La recopilación de la información de la muestra se realizó gracias a las facilidades
proporcionadas por las instituciones públicas vinculadas al sector hidrocarburífero, luego de
haber realizado los procedimientos administrativos correspondientes para la solicitud de los
datos. La información estuvo compuesta por reportes finales de perforación, relacionada a las
siguientes operaciones: Servicio direccional, fluidos de perforación, revestimiento, cementación,
colgamiento del liner, registros eléctricos y reportes diarios de perforación.
3.4. Procesamiento y análisis de la información
El procesamiento de la información empezó con la organización de los reportes finales de
perforación correspondientes a cada uno de los pozos. Posteriormente, se realizó una revisión
minuciosa de los datos que pueden ser de vital importancia para el análisis, que consistió en la
información del pozo, formaciones, parámetros de perforación, tiempo productivo, NPT, entre
otros criterios de interés. A medida que se fueron identificando los eventos relacionados con
tiempo no productivo, los mismos se fueron tabulando mediante el programa Microsoft
EXCEL™. Utilizando el mismo software se realizó el cómputo de las categorías de interés, con el
fin de obtener los resultados correspondientes.
3.4.1. Información general de los pozos
La información básica de los pozos correspondientes a la muestra está relacionada a las fases
en que fueron perforados los mismos, el tipo de pozo, la profundidad total a donde se llegó con la
perforación, y el tiempo total de operaciones. En la tabla 3.2 se detalla la información general de
los 30 pozos correspondientes a la muestra.
40
Tabla 3.2. Información general de los pozos pertenecientes a la muestra.
Muestra Pozo Configuración Secciones perforadas Profundidad
total MD (pies)
Tiempo total de
operaciones (días)
AÑO 2013
2013-A Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11263.00 22.50 2013-B Direccional tipo "S" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10640.00 20.25 2013-C Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11085.00 24.69 2013-D Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10712.00 19.46 2013-E Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11390.00 25.46 2013-F Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11010.00 20.08 2013-G Direccional tipo "S" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10390.00 19.15 2013-H Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11115.00 50.48 2013-I Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10480.00 19.15 2013-J Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11823.00 24.58 2013-K Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10880.00 18.50
AÑO 2014
2014-A Direccional tipo "S" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10130.00 29.06 2014-B Direccional tipo "S" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10421.00 25.96 2014-C Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11210.00 23.83 2014-D Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10600.00 21.69
2014-E Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10949.00 18.50
2014-F Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11463.00 22.52 2014-G Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11170.00 20.38 2014-H Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11880.00 33.77 2014-I Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10786.00 23.79 2014-J Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 11050.00 19.96 2014-K Direccional tipo "J" 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10970.00 27.77
AÑO 2015
2015-A Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10688.00 22.08
2015-B Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10780.00 19.83
2015-C Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10900.00 20.71
2015-D Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10903.00 20.17
2015-E Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10845.00 18.60
2015-F Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10527.00 18.73
2015-G Direccional tipo "J" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10837.00 19.92
2015-H Direccional tipo "S" 26", 16", 12 1/4" y 8 1/2" 10600.00 21.88
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón
41
3.4.2. Identificación de eventos relacionados al tiempo no productivo
En base a la revisión que se realizó en cada uno de los reportes finales de perforación, se
realizó la sistematización de las horas no productivas según el tipo de causa. La tabulación de las
cifras facilitará la obtención de los resultados en el estudio.
3.4.2.1. NPT causado por el taladro
En la muestra del año 2013, el NPT por el taladro se presentó en 10 pozos, donde los
problemas que se presentaron con mayor frecuencia se vincularon a daños en las bombas y el
sistema del top drive (TDS). Los NPT´s de mayor duración por pozo se produjeron por eventos
relacionados al preventor (BOP), reparaciones en el top drive y conexiones superficiales. El
tiempo no productivo causado por el taladro en la muestra del año 2014 se presentó en 10 de los
11 pozos analizados; donde los eventos que se presentaron con mayor frecuencia estuvieron
relacionados a la reparación de bombas, cellar jet y el top drive. En cuanto a la duración del NPT
en cada uno de los pozos, la reparación de las bombas de lodo condujo a los mayores retrasos en
la perforación. En la muestra del 2015, el NPT a causa del taladro de perforación afectó a siete
de los ocho pozos estudiados. Las reparaciones en las conexiones superficiales y problemas con
los preventores fueron los eventos que se presentaron con mayor frecuencia. Mientras tanto, los
eventos que causaron mayor retraso en casos individuales, fueron aquellos relacionados con las
reparaciones de la válvula kelly cock y en el sistema eléctrico.
En la tabla 3.3 se pueden observar las horas no productivas causadas por fallas de los equipos
del taladro de perforación.
42
Tabla 3.3. Tiempo no productivo causado por el taladro de perforación.
Evento o problema
NPT año 2013 (horas) NPT año 2014 (horas) NPT año 2015 (horas)
POZO
201
3-A
POZO
201
3-B
POZO
201
3-C
POZO
201
3-D
POZO
201
3-E
POZO
201
3-F
POZO
201
3-G
POZO
201
3-H
POZO
201
3-I
POZO
201
3-J
POZO
201
3-K
POZO
201
4-A
POZO
201
4-B
POZO
201
4-C
POZO
201
4-D
POZO
201
4-E
POZO
201
4-F
POZO
201
4-G
POZO
201
4-H
POZO
201
4-I
POZO
201
4-J
POZO
201
4-K
POZO
201
5-A
POZO
201
5-B
POZO
201
5-C
POZO
201
5-D
POZO
201
5-E
POZO
201
5-F
POZO
201
5-G
POZO
201
5-H
Reparación de bombas 3.5 0 1.5 0 0 1.5 0 3.5 5 6.5 0.5 12 1 4 3 0 0 6.5 0 3 0.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0
Top Drive/ wash pipe 0 0 4 0 17 0 0 1 0 3.5 0 0 1 0 3 0 0 4.5 0 0 0.5 0 0 0 0 1.5 2 0 0 0
válvula kelly cock 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 14.5 0 0 0 0 0 0 Componentes del
cellar 0 0 0 0.5 0 1.5 3 0 0 0 0 1.5 0 3.5 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Manguerote-cuello
de ganso 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 2 0 0 0 0 3 1 0
Pin de sacrificio/ saver sub 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 2.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0
Stand pipe 0 0 0 0 2.5 1 0 0 0 0 1 0 0 0.5 0 0 0 0 0 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Mal funcionamiento
del malacate 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 Flow line y accesorios 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Caídas de presión 0 0 0 2.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Preventores (BOP) 0 0 0 0 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4.5 0 0 0 0 0 0 0 0 4.5 0 0 1 2.5 Sistema eléctrico 0 0 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.5 0 0 0 0 0 0 0 9
Generadores 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.5 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Otros problemas 0 0 0 0 0 0 5 0.5 0 0 2 0 0 0 1 0 0 0 1.5 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 3.5
Total NPT (horas) 5.5 0 5.5 3 26.5 4 8.5 7 5 20.5 4.5 13.5 4.5 10 7 0 5.5 12.5 2 4.5 1 4 2 14.5 0 6 5 4 2 16 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón
43
3.4.2.2. NPT causado por terceras compañías de servicios
En la muestra del año 2013, apenas 4 pozos presentaron tiempo no productivo causado por las
terceras compañías. No obstante, existió una gran carga de horas no productivas en la
perforación de algunos pozos, como es el caso de los problemas en las operaciones de
colgamiento del liner, fallas en el casing, y daño del motor de fondo.
En la perforación de los pozos del año 2014, el NPT causado por las terceras compañías fue
más frecuente con respecto a la muestra del año 2013; presentándose en 6 de los 11 pozos
analizados. Los eventos que se presentaron con mayor frecuencia fueron aquellos relacionados al
servicio direccional, donde se suscitaron daños del motor de fondo, problemas para tomar
surveys, y espera por llegada de equipos. En cuanto a la duración del NPT en los pozos donde se
presentaron problemas, los mayores retrasos se presentaron debido a las dificultades en el
colgamiento del liner, donde se tuvieron que realizar tareas de pesca. Las fallas por el servicio
direccional también causaron serios retrasos en la perforación.
En los pozos del año 2015, el tiempo no productivo se concentró principalmente en un bajo
desempeño de las brocas y del ensamblaje de fondo, donde se tuvo una alta carga de horas no
productivas en los pozos afectados por estos problemas. No obstante, el NPT causado por un
bajo desempeño de las brocas afectó a 2 de los 8 pozos correspondientes a la muestra. En cuanto
a los demás eventos, los tiempos no productivos fueron bajos. En el año 2015, los NPT´s
causados por las terceras compañías fueron menores en comparación a los años 2013 y 2014.
En la tabla 3.4 se ilustran los valores de tiempo no productivo causado por terceras
compañías en los pozos de los años 2013, 2014 y 2015.
44
Tabla 3.4. Tiempo no productivo causado por las terceras compañías.
Evento o problema
NPT año 2013 (horas) NPT año 2014 (horas) NPT año 2015 (horas)
POZO
201
3-A
POZO
201
3-B
POZO
201
3-C
POZO
201
3-D
POZO
201
3-E
POZO
201
3-F
POZO
201
3-G
POZO
201
3-H
POZO
201
3-I
POZO
201
3-J
POZO
201
3-K
POZO
201
4-A
POZO
201
4-B
POZO
201
4-C
POZO
201
4-D
POZO
201
4-E
POZO
201
4-F
POZO
201
4-G
POZO
201
4-H
POZO
201
4-I
POZO
201
4-J
POZO
201
4-K
POZO
201
5-A
POZO
201
5-B
POZO
201
5-C
POZO
201
5-D
POZO
201
5-E
POZO
201
5-F
POZO
201
5-G
POZO
201
5-H
Acondicionamiento de lodo 0 0 0 0 0 0 0 8 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3.5 0 0 0 0 0 0 0 0
Cambio de mallas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.5 0 0 0 0 0 0 0 Problemas con los
surveys 3 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 12.5 0 0 0 0 0 2 0 0 17 0 0 0 0 0 0 0 0
Prueba de herramientas 0.5 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Daño del motor de fondo 0 0 39 0 0 0 0 25.5 0 0 0 0 0 37 0 0 0 0 0 13.5 0 21 0 16 0 0 0 0 0 0
Bajo desempeño del BHA 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 0 0 0 0 0 2
Espera por llegada de equipos 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Equipos de corrida de casing 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Tiempo extra en fraguado de cemento 0 2.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Equipos de registros eléctricos 0 2 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0
Problemas en el colgamiento del liner 0 0 0 0 0 0 0 483.5 0 0 0 0 169.5 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0 0 0 0 0 0 0 0
Problemas con la broca 0 0 0 0 0 0 0 3.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 29 33.5 0 0
Fallas en los revestidores 78 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Problemas con el cabezal 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 0 0
Otros problemas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.5 0
Total NPT (horas) 81.5 6 39 0 0 0 0 522.5 0 0 0 1 182 43 0 0 0 0 6.5 13.5 0 51.5 2.5 27 0 0 29 36 1.5 2 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón
45
3.4.2.3. NPT causado por el hoyo
En la muestra del año 2013, los eventos que se presentaron con mayor frecuencia, estuvieron
relacionados al hoyo de bajo calibre; donde existió mayor dificultad al bajar herramientas dentro
del hoyo. En algunos casos se hizo necesario realizar viajes de calibración adicionales, e incluso
retomar la operación de registros eléctricos. Los eventos que representaron retrasos prolongados
en la perforación estuvieron atribuidos a problemas de pega de tubería y operaciones no
planificadas por problemas de hueco apretado.
El tiempo no productivo en los pozos del año 2014 fue mucho más severo que la muestra del
año 2013, donde los eventos de pega de tubería se manifestaron con mayor frecuencia. En base a
la tabla 3.5, se puede deducir que los eventos que abarcaron mayor carga de NPT en los pozos
del año 2014, estuvieron relacionados a pega de tubería, pérdidas de circulación y viajes de
calibración no planificados. En la muestra del 2014, el tiempo no productivo causado por el hoyo
afectó a nueve pozos.
En los pozos del año 2015, los eventos relacionados al tiempo no productivo fueron menos
severos que en los dos años anteriores. En este conjunto de pozos predominó el NPT por viajes
de calibración no planificados y baja tasa de perforación. Estos problemas fueron los causantes
de que existan grandes retrasos en la perforación; mientras tanto, los demás eventos suscitados
en esta muestra no tuvieron mayor peso en el tiempo no productivo. Cabe indicar que el 50 % de
los pozos del año 2015 fueron afectados por el tiempo no productivo causado por el hoyo. En la
tabla 3.5 se muestran los valores correspondientes al NPT causado por el hoyo en las muestras
de los años 2013, 2014 y 2015.
46
Tabla 3.5. Tiempo no productivo causado por el pozo.
Evento o problema
NPT año 2013 (horas) NPT año 2014 (horas) NPT año 2015 (horas)
POZO
201
3-A
POZO
201
3-B
POZO
201
3-C
POZO
201
3-D
POZO
201
3-E
POZO
201
3-F
POZO
201
3-G
POZO
201
3-H
POZO
201
3-I
POZO
201
3-J
POZO
201
3-K
POZO
201
4-A
POZO
201
4-B
POZO
201
4-C
POZO
201
4-D
POZO
201
4-E
POZO
201
4-F
POZO
201
4-G
POZO
201
4-H
POZO
201
4-I
POZO
201
4-J
POZO
201
4-K
POZO
201
5-A
POZO
201
5-B
POZO
201
5-C
POZO
201
5-D
POZO
201
5-E
POZO
201
5-F
POZO
201
5-G
POZO
201
5-H
Pérdidas de circulación 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 0 0 111 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Restricción del hoyo 3 0 0 3.5 11 0 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 13.5 0 0 0 0 0 0 0 0 Pega de tubería/ sarta de registros 0 0 0 0 40.5 0 0 20 0 0 0 274.5 0 0 90.5 0 0 0 0 32 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Derrumbes dentro
del hoyo 0 0 0 0 0 0 0 5.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Influjos/Well Control 0 0 0 0 0 0 0 21 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3 0 0 0 0 0 0 Presencia de
gumbo 0 0 0 0 0 0 0 0 1.5 0 0 3 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2.5 0 0 Acondicionamiento
del hoyo 0 0 0 0 24 0 0 0 0 4 0 0 0 0 0 0 27.5 0 0 0 8.5 0 27 0 0 0 0 0 0 22 Corrección direccional 0 0 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Contaminación del lodo con anhidrita 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1.5 0 0 0 0 0 1.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Alto torque/Baja ROP 0 0 0 0 0 0 0 0 17 0 0 0 0 0 0 1.5 0 0 0 0 0 32 0 14 0 0 0 2 0 0
Registros eléctricos no planificados 0 0 0 0 81.5 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Otros problemas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0 0 0 0 0 0 0 0
Total NPT (horas) 4.5 0 1.5 3.5 157 0 7 46.5 18.5 8 0 279 0 0 90.5 1.5 27.5 2.5 111 32 8.5 46.5 27 17 0 0 0 4.5 0 22 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón
47
3.4.2.4. NPT por otros tipos de causa
En la muestra del año 2013 se presentaron operaciones no planeadas en los pozos 2013-C y
2013-J, el primero con 1 hora de NPT y el segundo pozo con 5.5 horas de NPT. En la muestra
del año 2014 el pozo 2014-E tuvo un retraso de 2 horas en la perforación por aspectos
comunitarios; mientras que el pozo 2014-K tuvo 8.5 horas de NPT por una operación no
planeada del rimado del hoyo en presencia de cemento. En la muestra del año 2015, el pozo
2015-A tuvo un NPT de 30.5 horas, debido a la toma de registros eléctricos no programados. La
perforación en el pozo 2015-F tuvo una hora de retraso por aspectos operacionales imprevistos.
3.5. Presentación de los resultados
3.5.1. Porcentaje del NPT por sección
Dentro del estudio se llegó a conocer que el porcentaje más alto del tiempo no productivo
corresponde a la fase de 8 1/2”, con un valor estimado del 46.26%. Los principales factores
causales del NPT en esta sección fueron los problemas en las operaciones de anclaje del liner,
pega de tubería y hoyo estrecho. Las sección de 16 pulgadas ocupa el segundo lugar con un
porcentaje del 32.51%, debido a los problemas de pega de tubería, daño del motor de fondo y
pérdidas de circulación. En la fase de 12 ¼” se produjo el 20.89% del NPT de la muestra, cuyos
problemas principales fueron a baja ROP, el daño del motor de fondo y problemas de hueco
apretado. Por último, en la sección de 26 pulgadas se tuvo menos del 1% del tiempo no
productivo total identificado en el estudio. Esto se debió principalmente a que en la mayoría de
los pozos analizados el tubo conductor de 20” estuvo asentado a menos de 50 pies; teniendo en
cuenta que el pilotaje del pozo es una operación independiente del tiempo de perforación. El
porcentaje del NPT por sección se puede observar en el gráfico 3.1.
48
Gráfico 3.1. Porcentaje del tiempo no productivo por sección.
Elaboración: Marco Chacón
3.5.2. Porcentaje del NPT por tipo de causa
El mayor porcentaje del tiempo no productivo corresponde a las terceras compañías, con un
valor del 47%, donde los mayores problemas estuvieron relacionados al colgamiento del liner,
herramientas direccionales, casing con defectos de fabricación y bajo performance de la broca.
El segundo mayor porcentaje del NPT corresponde al pozo, con un 42%, donde la pega de
tubería, la presencia de un hueco apretado y la baja ROP fueron los mayores problemas. El NPT
causado por el taladro de perforación ocupa un tercer lugar, con un valor del 9%, cuyos
problemas mayoritarios fueron el daño de las bombas de lodo y el top drive. El porcentaje de
NPT causado por otros factores representa el menor valor de la muestra, influenciado por
factores externos, contingencias y aspectos técnico administrativos de la operadora. En el gráfico
3.2 se puede observar el porcentaje de NPT por tipo de causa, el mismo que ha sido determinado
en base al análisis de la muestra total (30 pozos).
26 pulgadas0,34% 16 pulgadas
32,51%
12 1/4 pulgadas20,89%
8 1/2 pulgadas46,26%
Porcentaje de NPT por sección
49
Gráfico 3.2. Porcentaje del tiempo no productivo según el tipo de causa.
Elaboración: Marco Chacón
3.5.3. Porcentaje general del NPT
En base al procesamiento sistemático del tiempo no productivo de la muestra, se llegó a
conocer que los problemas que tuvieron mayor porcentaje de NPT fueron aquellos vinculados al
colgamiento del liner con el 30%, pega de tubería con el 21%, problemas de hueco apretado que
involucraron viajes de calibración y otras operaciones no planificadas con un 11% de NPT, fallas
en los equipos del taladro con un valor del 9%, daño del motor de fondo con un NPT del 7% y
baja ROP con un tiempo no productivo del 6%. Mientras tanto, el 16% restante del NPT fue
causado por otros eventos. En el gráfico 3.3 se puede observar que se han determinado los
porcentajes de NPT desde los problemas más críticos hasta los de pequeña escala, llamados
también problemas menores, los mismos que tuvieron que ser agrupados en un solo porcentaje, a
fin de no tener resultados muy dispersos en el gráfico.
Pozo 42%
Terceras Compañías
47%
Taladro9%
Otros 2%
Porcentaje de NPT por tipo de causa
50
Gráfico 3.3. Porcentaje general del NPT por evento o problema.
Elaboración: Marco Chacón
Problemas en el colgamiento del liner
30%
Pega de tubería21%
Hueco apretado11%
Falla de equipos del taladro9%
Daño del motor de fondo7%
Baja ROP6%
Pérdidas de circulación5%
Tubería en malas condiciones3%
Problemas menores terceras compañías
2%Herramientas MWD
2%
Aspectos técnico -administrativos de la
operadora1% Influjos/well control
1%
Problemas menores del hoyo1%
Otros problemas1%
Porcentaje general del NPT por evento o problema presentado
51
CAPÍTULO IV: ANÁLISIS E INTERPRETACIÓN DE RESULTADOS
4.1. Análisis económico
Para el análisis económico, se tomaron en cuenta las horas del tiempo no productivo
correspondientes a cada pozo. La forma de cálculo está basada en la tarifa diaria por renta del
taladro de perforación. El costo referencial se ha tomado en base a la información de los reportes
finales de perforación de los pozos seleccionados para este estudio. La divisa que se va a utilizar
en este análisis estará expresada en dólares Estadounidenses (US$), que es el tipo de moneda que
se maneja actualmente en el Ecuador.
La forma de cálculo del costo económico que representa el tiempo no productivo, se realizará
de la siguiente manera:
Costo diario por renta de taladro de perforación: 40.000 US$
Costo por hora del servicio del taladro de perforación: 1.666,67 US$
Ecuación 4.1. Costo de alquiler del taladro por hora.
𝑪𝒐𝒔𝒕𝒐
𝒉𝒐𝒓𝒂 =
𝑐𝑜𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑖𝑎𝑟𝑖𝑜 [𝑈𝑆𝐷𝑑í𝑎 ]
24 ℎ𝑜𝑟𝑎𝑠1 𝑑í𝑎
= 𝑈𝑆𝐷/ℎ𝑜𝑟𝑎
Ecuación 4.2. Costo económico por hora debido al NPT.
𝐂𝐨𝐬𝐭𝐨 𝐩𝐨𝐫 𝐡𝐨𝐫𝐚 [𝐔𝐒𝐃] = NPT [horas] ∗ costo servicio de taladro [USD
hora]
En la tabla 4.1 se puede observar que el pozo 2013-H, se tuvo un alto margen de pérdidas
económicas a causa del tiempo no productivo, debido a la construcción de un sidetrack, luego de
que no se pudieran recuperar algunas herramientas que quedaron como pescado dentro del pozo.
52
Tabla 4.1. Impacto económico por pozo debido al NPT.
Pozo Taladro Terceras
compañías Hoyo Otros Total
US$ US$ US$ US$ NPT (hrs) US$
2013-A 9.166,67 135.833,33 7.500,00 0,00 91.5 152.500,00
2013-B 0,00 10.000,00 0,00 0,00 6 10.000,00
2013-C 9.166,67 65.000,00 2.500,00 1.666,67 47 78.333,33
2013-D 5.000,00 0,00 5.833,33 0,00 6.5 10.833,33
2013-E 44.166,67 0,00 261.666,67 0,00 183.5 305.833,33
2013-F 6.666,67 0,00 0,00 0,00 4 6.666,67
2013-G 14.166,67 0,00 11.666,67 0,00 15.5 25.833,33
2013-H 11.666,67 870.833,33 77.500,00 0,00 576 960.000,00
2013-I 8.333,33 0,00 30.833,33 0,00 23.5 39.166,67
2013-J 34.166,67 0,00 13.333,33 9.166,67 34 56.666,67
2013-K 7.500,00 0,00 0,00 0,00 4.5 7.500,00
2014-A 22.500,00 1.666,67 465.000,00 0,00 293.5 489.166,67
2014-B 7.500,00 303.333,33 0,00 0,00 186.5 310.833,33
2014-C 16.666,67 71.666,67 0,00 0,00 53 88.333,33
2014-D 11.666,67 0,00 150.833,33 0,00 97.5 162.500,00
2014-E 0,00 0,00 2.500,00 3.333,33 3.5 5.833,33
2014-F 9.166,67 0,00 45.833,33 0,00 33 55.000,00
2014-G 20.833,33 0,00 4.166,67 0,00 15 25.000,00
2014-H 3.333,33 10.833,33 184.166,67 0,00 119 198.333,33
2014-I 7.500,00 22.500,00 53.333,33 0,00 50 83.333,33
2014-J 1.666,67 0,00 14.166,67 0,00 9.5 15.833,33
2014-K 6.666,67 85.833,33 77.500,00 14.166,67 110.5 184.166,67
2015-A 3.333,33 4.166,67 45.000,00 50.833,33 62 103.333,33
2015-B 24.166,67 45.000,00 28.333,33 0,00 58.5 97.500,00
2015-C 0,00 0,00 0,00 0,00 0 0,00
2015-D 10.000,00 0,00 0,00 0,00 6 10.000,00
2015-E 8.333,33 48.333,33 0,00 0,00 34 56.666,67
2015-F 6.666,67 60.000,00 7.500,00 1.666,67 45.5 75.833,33
2015-G 3.333,33 2.500,00 0,00 0,00 3.5 5.833,33
2015-H 26.666,67 3.333,33 36.666,67 0,00 40 66.666,67 Elaboración: Marco Chacón
53
4.2. Propuesta técnica para disminuir los tiempos no productivos
El planteamiento de las propuestas alternativas para disminuir los NPT’S está enfocado en los
casos más críticos a nivel de la muestra, tales como dificultades en el colgamiento del liner, pega
de tubería, hueco apretado, daño de bombas de lodo, daño del TDS, falla del motor de fondo,
baja ROP, pérdidas de circulación, y por tubería en malas condiciones. La propuesta técnica está
basada en las condiciones geológicas del campo Sacha y los aspectos operacionales de las
empresas involucradas.
4.2.1. Problemas en el colgamiento del liner
4.2.1.1. Análisis del problema
a) Pozo 2013-H
En este pozo se tuvo problemas para asentar el top packer y liberar el setting tool luego de
haber realizado el anclaje del colgador del liner. Se trabajó la herramienta por varias ocasiones
para tratar de liberar el setting tool, sin que se tenga éxito. Este problema conllevó a realizar
algunas operaciones, tales como backoff, pesca, taponamiento del pozo en la sección de 8 ½”,
viajes de limpieza dentro del pozo, registros especiales de tubería, asentamiento de whipstock,
apertura de ventana, y construcción de un sidetrack. Este conjunto de operaciones conllevó a un
tiempo no productivo de 483.5 horas. Los problemas que se tuvieron para liberar el setting tool
estuvieron atribuidos a un colgador hidráulico. Las posibles hipótesis que se manejan para la
causa del problema son: Pega del setting tool con cemento endurecido dentro del pozo o una
avería del mecanismo de liberación de la herramienta de anclaje. En la tabla 4.2 se describe la
información complementaria de las operaciones de colgamiento del liner en el pozo 2013-H.
54
Tabla 4.2. Información de colgamiento del liner en el pozo 2013-H. DATOS DEL POZO
Tipo de pozo Direccional tipo "J" Profundidad total perforada ft MD 11579
Máxima inclinación grados 40.56 @10158 ft MD Diámetro de la broca en la última sección plg 8.5
DATOS DEL LINER Tipo de colgador Hidráulico (colgador N° 01)
Tope del liner ft MD 10703 Diámetro externo del liner plg 7.0 Diámetro interno del liner plg 6.276
Profundidad del landing collar ft MD 11498 zapato liner 7" ft MD 11574
Zapato casing 9 5/8" ft MD 10870 Diámetro interno casing 9 5/8" plg 8.681
CEMENTACIÓN Lechadas Densidad (lpg) Volumen (Bls) Clase
Removedora 13 30 G Relleno (Lead) 16.8 5 G
Cola (Tail) 16.8 30 G Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
b) Pozo 2014-B
En este pozo se tuvo un NPT de 169.5 horas por una falla en el anclaje del colgador
hidráulico. Se decidió sacar a superficie el drill pipe, la herramienta de anclaje y el liner de 7”,
donde éste último quedó en el fondo debido a la liberación del setting tool. Se realizó viaje de
limpieza en el pozo, operaciones de pesca y circulación hasta retomar la corrida del liner con un
colgador expandible, el mismo que no presentó problemas al momento de su anclaje. La falla en
el primer colgador del liner estuvo asociada a la presencia de un punto de fuga en la herramienta
de anclaje, lo que no permitió que exista hermeticidad en la presión para expandir el colgador. La
manifestación de este problema estuvo relacionada a la caída súbita de la presión al intentar fijar
55
el colgador. En la tabla 4.3 se muestra la información de operación de anclaje del liner de 7” en
el pozo 2014-B.
Tabla 4.3. Información de colgamiento del liner en el pozo 2014-B. DATOS DEL POZO
Tipo de pozo Direccional tipo "S" Profundidad total perforada ft MD 10421
Máxima inclinación grados 30.4 @3365 ft MD Diámetro de la broca en la última sección plg 8.5
DATOS DEL LINER Tipo de colgador Hidráulico (colgador N° 01)
Tope del liner ft MD No se pudo anclar Diámetro externo del liner plg 7.0 Diámetro interno del liner plg 6.276
Profundidad del landing collar ft MD 10378 zapato liner 7" ft MD 10416
Zapato casing 9 5/8" ft MD 8971 Diámetro interno casing 9 5/8" plg 8.681
CEMENTACIÓN
No se realizó cementación con el primer colgador, debido a que este tuvo que ser sacado a superficie por problemas en el anclaje.
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
c) Pozo 2014-K
El NPT en este pozo estuvo asociado a una falla en el sello del colgador, la misma que
contribuyó a la migración de fluidos dentro del pozo, obligando al personal a realizar tareas de
control del influjo. El tiempo no productivo por este problema fue de 10 horas. Posteriormente se
tuvieron que realizar operaciones de remediación en el tope del liner para mejorar el sello con las
paredes del pozo, a fin de prevenir la invasión de fluidos de la formación dentro del hueco
entubado. No se detectaron anomalías al momento de realizar el anclaje del liner, sin embargo,
estas se hicieron presentes al realizar la operación de circulación antes de extraer el setting tool a
56
superficie. En la tabla 4.4 se indica la información complementaria del colgamiento del liner de
7 pulgadas en el pozo 2014-K.
Tabla 4.4. Información de colgamiento del liner en el pozo 2014-K. DATOS DEL POZO
Tipo de pozo Direccional tipo "J" Profundidad total perforada ft MD 10970
Máxima inclinación grados 29.12 @8055 ft MD Diámetro de la broca en la última
sección plg 8.5
DATOS DEL LINER Tipo de colgador Expandible
Tope del liner ft MD 7991 Diámetro externo del liner plg 7.0 Diámetro interno del liner plg 6.276
Profundidad del landing collar ft MD 10893 zapato liner 7" ft MD 10967
Zapato casing 9 5/8" ft MD 8160 Diámetro interno casing 9 5/8" plg 8.681
CEMENTACIÓN Lechadas Densidad (lpg) Volumen (Bls) Clase
Removedora 13 40 Sin información Relleno (Lead) 16.2 155 Sin información
Cola (Tail) 16.2 66 Sin información Retornos: 220 bls con espaciadores contaminados
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
En el análisis de cementación del liner, se pudo observar que el cemento rellenó el espacio
anular planificado, e incluso sobrepasó el tope del liner, por lo que se tuvo retornos en superficie.
Por problemas de hueco apretado, el casing de 9 5/8” no pudo ser asentado a la profundidad
planificada de 9453 pies, por lo que se tuvo que dejar a 8160 ft MD, frente al conglomerado
inferior de Tiyuyacu. No se conoce con exactitud la formación de donde pudo haber surgido el
gas, sin embargo, surge la hipótesis sobre la presencia de canales en el espacio anular o una mala
centralización del liner, factores que por lo general contribuyen a que se tengan espacios vacíos
sin cementar dentro del hoyo, permitiendo la migración de los fluidos de formación.
57
4.2.1.2. Aspectos a mejorar
Las presentes recomendaciones están basadas los problemas presentados en los pozos
correspondientes a la muestra.
Después de que se hayan corrido registros eléctricos, tanto el colgador del liner como el
equipo de flotación, deberán ser inspeccionados y probados antes de ser bajados al pozo. Los
parámetros de prueba del colgador del liner al momento de ser corrido en el pozo dependen de
las especificaciones del fabricante para cada equipo. Se debe verificar la hermeticidad,
condiciones físicas de los sellos, y funcionamiento de los equipos antes de ser bajados al pozo.
Verificar que no existan pines o cuñas cizallados.
El mecanismo de anclaje del colgador del liner está basado en los parámetros técnicos de
cada fabricante. No obstante de acuerdo al presente estudio, el anclaje de colgadores expandible
ha tenido menos dificultades que los hidráulicos, debido a la complejidad operativa de estos
últimos. Por tal motivo, es preferible utilizar únicamente colgadores expandibles para futuros
pozos. La ventaja de estos equipos es que pueden comportarse como packer y colgador al mismo
tiempo, permiten el libre flujo del cemento y espaciadores por el espacio anular antes de ser
fijados al casing, tienen mejor área de adherencia que los colgadores hidráulicos, lo que
contribuye a una mejor transferencia del peso del liner a las paredes del casing.
En lo que se refiere a la liberación del setting tool luego de haber anclado al colgador, se
sugiere que existan mecanismos alternos para liberar el drill pipe en caso de presentarse averías.
Existen colgadores que permiten la liberación del setting tool tanto por compresión como por
rotación, lo cual minimiza el riesgo de tener sarta atrapada en el pozo.
58
A fin de prevenir que las herramientas como el setting tool queden pegadas al cemento y
no puedan ser liberadas, se sugiere que exista distancia mínima de 200 pies entre el zapato de 9
5/8” y el tope del liner. Esto ayudará minimizar el rebose de cemento por encima del colgador.
Durante la cementación es recomendable reciprocar y mantener el liner en rotación, de
manera que se minimice la probabilidad de que la sarta que contiene el setting tool quede pegada
al cemento, y que las lechadas ocupen uniformemente el espacio anular. En este último aspecto
se debe tener en cuenta el arreglo de centralizadores en el liner.
En lo que se refiere a los parámetros de anclaje del colgador, se sugiere utilizar equipos
que puedan activarse a presiones de 4000 a 5000 psi. Trabajar con valores más bajos puede dar
lugar a que el colgador se active prematuramente antes de llegar a la profundidad programada.
La presión de la prueba de hermeticidad del colgador y top packer dependen de las
especificaciones del fabricante; no obstante, se recomienda realizar el test por 10 minutos, luego
de haber anclado estos elementos, a fin de tener una mejor certidumbre sobre la presencia de
fugas. Posteriormente se debe comprobar que el fluido del pozo se mantenga en modo estático.
Optimizar el volumen de cemento a bombear en el anular entre el hoyo abierto y el liner.
Se debe mantener una comunicación constante entre el personal de cementación y aquel
encargado de las operaciones de colgamiento del liner.
Si bien el personal de cementación posee cierta confianza en el contador de strokes6 de
las bombas de lodo para el desplazamiento de espaciadores y lechadas, no hay que descuidarse
en monitorear la variación del volumen de los químicos en los tanques. Estas consideraciones
ayudan a tener un mayor margen de seguridad para la liberación de los dardos o tapones.
6 El número de strokes estará planificado de acuerdo a la capacidad de desplazamiento de las bombas del taladro,
teniendo como información previa las dimensiones de la camisa de las mismas. Actualmente las bombas tríplex son una buena opción en cuanto a la eficiencia de desplazamiento de fluidos.
59
Planificar los volúmenes de las lechadas cementantes a partir del registro de caliper. Si
dicho registro ha sido corrido en sección repetida se deben identificar posibles desfases en la
escala (pistas o tracks) de los registros.
Controlar la dosificación de los aditivos en el cemento, de manera que puedan mantenerse
en las concentraciones adecuadas. Manejar herramientas en un cemento endurecido causará
problemas de movilidad de las mismas dentro del pozo. La densidad de las lechadas de relleno
(lead) y de cola (tail) juega un papel crucial para el fraguado del cemento. Utilizar un cemento
con un buen control de pérdida de fluido. Una lechada que se deshidrata rápidamente dará lugar
a que el fraguado sea más acelerado de lo planificado.
Los viajes de calibración antes de sacar el BHA a superficie, así como una buena
limpieza del pozo luego de correr registros eléctricos, ayudarán a tener un hoyo bien
acondicionado durante la corrida del liner.
Realizar drift7 a las juntas del drill pipe, a fin de permitir el libre pasaje de la bola de
asentamiento y tapones de cementación.
Verificar que las condiciones del lodo sean óptimas antes de iniciar la cementación.
El llenado del liner, la sarta del drill pipe y los HWDP se hará cada 10 tubos, a medida
que estos sean corridos dentro del pozo.
Mientras se esté corriendo el liner en hueco entubado se sugiere circular cada 1000 pies.
En hueco abierto se recomienda bajar circulando cada 5 paradas.
Para probar las líneas de cementación se sugiere trabajar con valores de 6500 a 7000 psi
por un lapso de 10 minutos, siempre y cuando la capacidad de los equipos lo permita.
7 Drift: Operación que consiste en verificar el pasaje de una herramienta a través del diámetro interno de la
tubería.
60
4.2.2. Pega de tubería
4.2.2.1. Análisis del problema
Los casos en los que hubo pega de tubería se indican en la tabla 4.5.
Tabla 4.5. Pozos donde se presentó NPT por pega de tubería. CASOS PRESENTADOS DE PEGA DE TUBERÍA
Pozo NPT
Problema Sección Profundidad
MD Formación horas plg pies
2014-A 274.5 Empaquetamiento 16 276 Terciario Indiferenciado
2014-D 90.5 Pega diferencial de la sarta 8 1/2 10270 “T” inferior
2013-E 40.5 Pega diferencial de BHA con LWD 8 1/2
11042 “T” inferior
10824 “U” inferior
2014-I 26 Empaquetamiento 16 186 Terciario Indiferenciado
6 Pega diferencial de la sonda de registros 8 1/2 10226 “U” Superior
2013-H 20 Empaquetamiento 8 1/2 8843 Conglomerado inferior de Tiyuyacu
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014). Elaboración: Marco Chacón
a) Pozo 2014-A
Este pozo fue construido con una configuración direccional tipo “S”. Mientras se perforaba la
sección de 16 pulgadas a 276 ft MD se presentó empaquetamiento de la sarta, presumiblemente
por una pobre limpieza del pozo. Se trabajó por varias ocasiones el conjunto de fondo con la
finalidad de que sea liberado, conllevando un NPT de 10.5 horas. Posteriormente se tuvieron que
realizar operaciones de backoff, pesca y viajes de calibración que en conjunto sumaron un NPT
de 70 horas. Se agotaron todos los recursos para recuperar el pescado sin tener mayor éxito, hasta
que se decidió taponar el pozo con cemento y retomar la perforación desde otro cellar. El tope
del pescado8 quedó a 150 pies. En base a la información de la tabla 4.6 es posible describir las
8 Pescado: conjunto de tubería, herramientas o equipos que quedan atrapados en el pozo, cuya recuperación se
hace complicada.
61
posibles causas de la pega de tubería en el pozo 2014-A. La inclusión de estabilizadores pudo
haber complicado la limpieza del pozo a partir de los 125 pies, especialmente por la presencia de
cantos rodados y arena no consolidada.
Tabla 4.6. Información de perforación del pozo 2014-A en la sección de 16 pulgadas. CONJUNTO DE FONDO
De 37 a 125 ft De 125 a 276 ft Broca tricónica de 16" (TFA: 0.994 plg2) + bit
sub con válvula check + 1 x8" DC + 3 x 5" HWDP
Broca tricónica de 16" (TFA: 0.994 plg2) + bit sub con válvula check + 1 x8" DC + estabilizador 15 1/2" + 1x 8" DC + estabilizador 15 3/4" + 1 x 8"DC + crossover + HWDP
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo ROP promedio GPM
Presión SPP RPM
WOB Torque
ft MD ft/hora psi klbs klbs-ft 37-125 58 60 De 10 a 20 50 De 2 a 5 1
125-265 35 De 60 a 130 De 10 a 30 De 50 a 60 De 2 a 12 De 1 a 10 265-276 11 150 30 65 De 10 a 18 De 5 a 10
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP Geles MBT
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 10s/10m/30m lb/bbl
De 37 a 265 ft De 8.4 a 8.5 34 10/14 3/5/8 17.5
De 265 a 276 ft 8.5 37 12/24 2/5/8 20
MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
276 50% conglomerado, 40% arenisca y 10% arcilla TID Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
Otro aspecto a tomar en cuenta en este pozo es el diámetro disminuido del hoyo, el mismo
que pudo haber limitado la movilidad de la sarta, debido a se empezó a perforar con una broca de
16 pulgadas a partir de los 37 pies. Otro factor que pudo haber contribuido al empaquetamiento
de la sarta es la ROP, donde se tuvieron valores elevados desde 37 hasta 265 pies, haciendo que
exista una acumulación excesiva de cortes dentro del pozo. Asimismo puede observarse que la
relación entre la viscosidad plástica (PV) y el punto cedente (YP) fue menor cuando se perforó
hasta los 265 pies, lo que se traduce en una baja eficiencia de limpieza del pozo en la parte
62
vertical. El cellar jet tuvo problemas para evacuar el fluido del contrapozo mientras se perforaba
a 265 pies, lo cual constituyó otro factor que afectó a la limpieza del pozo.
b) Pozo 2014-D
En este pozo se tuvo un tiempo no productivo de 90.5 horas por pega de la sonda de registros,
mientras se evaluaba la formación a 10270 pies MD. Dicha profundidad corresponde a la
Arenisca “T” inferior de acuerdo los datos del reporte del pozo. Antes de proceder a la operación
de registros se realizó la prueba de funcionamiento de brazos del caliper a la altura del zapato de
9 5/8” sin presentar problemas; se registró bajando la sarta de registros desde 9164 ft hasta 10555
ft (Profundidad total del pozo: 10600 ft) sin mayores novedades. Una vez que se repitió la
corrida de registros al ir subir la sonda desde los 10555 ft, se produjo el atascamiento de la
herramienta. Se hicieron algunos intentos para liberar la sonda sin que se tenga éxito.
Posteriormente se tuvieron que realizar operaciones de pesca y calibración del hoyo. No se pudo
recuperar el pescado en su totalidad, quedando un accesorio del brazo de la herramienta del
registro de densidad, lo que hace suponer que el atascamiento de la sonda se produjo por la
presencia de cavernas que impidieron la libre movilidad del brazo. Otra hipótesis que se maneja
es la acumulación de cortes dentro del pozo mientras se hizo la primera corrida (De 9164 ft a
10555 ft), lo que pudo haber dificultado el movimiento de la sonda.
En la tabla 4.7 se puede observar que se perforó con un galonaje excesivo de 460 GPM a
partir de las 10250 pies, es decir desde la arena “T" inferior, lo que pudo haber conllevado a la
formación de cavernas en las paredes del pozo. En el reporte de operaciones del pozo se
mencionó el bombeo de píldoras dispersas en las formaciones Napo y Hollín, lo pudo haber
contribuido a la erosión de las paredes del hoyo.
63
Tabla 4.7. Información de perforación del pozo 2014-D en la sección de 8 ½ pulgadas. GEOMETRÍA DEL POZO SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Configuración Direccional "J"
MD (ft) TVD(ft) Inclinación (grados)
Zapato de 9 5/8” 9164 8699.47 20.36
Prof. total (TD) 10600 10090 11.98
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo ROP promedio GPM
Presión SPP RPM
WOB Torque
ft MD ft/hora psi klbs klbs-ft 9176-9530 39.33 420 1700-2100 De 60 a 70 De 10 a 16 De 10 a 14
9530-10250 30 420 1800 80 De 10 a 15 De 10 a 13 10250-10600 31.8 460 2350 80 De 12 a 15 De 10 a 13
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP Geles MBT
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 10s/10m/30m lb/bbl
9176-9530 ft 9.8 29 6/10 4/7/8 17.5 9530-10250 ft 9.6 65 21/28 11/12/13 5 10250-10600 ft 9.8 68 24/33 12/14/15 5
MUESTRAS GEOLÓGICAS Profundidad MD (ft) Litología Formación
9490 40% lutita, 60% caliza Caliza “M1” 10200 20% lutita, 40% caliza, 20% caolín, 20% arenisca “T” Inferior 10600 100% arenisca Hollín Inferior
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
En la perforación de la arena Hollín se trabajó con presiones de superficie ligeramente altas,
llegando a valores de 2350 psi. En cuanto al fluido de perforación no se detectaron mayores
anomalías con el peso de lodo, el control de filtrado y la concentración de sólidos; sin embargo;
los valores reológicos como la viscosidad plástica fueron ligeramente elevados a partir de los
10250 pies. La geometría inclinada del pozo en el punto de pega pudo haber favorecido a la
acumulación de cortes en la pared inferior, lo cual tiende a ocasionar arrastre al momento de
sacar la tubería o las herramientas de registros.
64
c) Pozo 2013-E
Este pozo fue perforado con una configuración direccional tipo “J”, con una profundidad total
de 11390 ft MD. En este pozo se intentó registrar con cable sin tener mayor éxito, encontrando
apoyo a 9234 y 9456 ft MD (formación Tena), lo que no permitió seguir avanzando dentro del
pozo. Se trabajó la sarta por varias ocasiones hasta que se lograr liberar y sacar a superficie.
Posteriormente se bajó sonda de registros por segunda ocasión, donde encontró apoyo a 9976 ft,
sin que se logre avanzar dentro de la formación Napo. Se sacó la sonda a superficie y se armó un
BHA con herramienta LWD para intentar registrar por tercera vez, donde se tuvo pega
diferencial a 11042 ft (T Inferior), y a 10824 ft (U Inferior), ocasionando un NPT de 40.5 horas.
Después de realizar algunas maniobras se logró liberar la sarta. A pesar de los inconvenientes
presentados con la herramienta LWD, se logró registrar el hoyo en el intervalo planificado. Los
valores de inclinación en la tabla 4.8 indican que pudo haber existido apoyo de la herramienta
LWD en la pared del pozo, siendo un factor de riesgo para la pega diferencial en la arena “T”
inferior a 11042 ft MD (Inclinación aproximada: 19.25°). De acuerdo al análisis de los
problemas presentados en el pozo 2013-E, la presencia de cavernas pudo haber contribuido a que
la sarta no pueda pasar a las profundidades de 9234, 9456 y 9976 pies. Este problema puede
tener relación con el uso de píldoras dispersas mientras se estuvo perforando las formaciones
Tena y Napo. El casing de 9 5/8” estuvo asentado a unos 82 pies bajo el tope de Tena, factor que
no ayudó a minimizar las complicaciones presentadas en esta misma formación al construir la
sección de 8 ½”. En la tabla 4.8 se puede observar la información operacional de la construcción
de la etapa de 8.5 pulgadas en el pozo 2013-E.
65
Tabla 4.8. Información de perforación del pozo 2013-E en la sección de 8 ½ pulgadas. GEOMETRÍA DEL POZO SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Configuración Direccional "J"
MD (ft) TVD(ft) Inclinación (grados)
zapato de 9 5/8” 8955 7919.94 30.47
Prof. total (TD) 11390 10008.65 16.93
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo ROP promedio GPM
Presión SPP RPM
WOB Torque
ft MD ft/hora psi klbs klbs-ft 8965-9430 43 420 2500 55-70 De 10 a 18 De 20 a 23 9430-9907 45 420 2500 70 De 8 a 16 De 18 a 23 9907-10313 31 400-420 2200 70 De 8 a 16 De 18 a 23
10313-10551 40 400 2300 70 De 12 a 20 De 18 a 23 10551-10776 14 380 2300 70 De 12 a 20 De 14 a 20 10776-11270 20.5 380-440 2500 70-75 De 12 a 24 De 12 a 22 11270-11314 7 440 2600 75 De 12 a 20 De 18 a 23 11314-11390 10 440 2600 75 De 12 a 20 De 18 a 23
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP Geles MBT
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 10s/10m/30m lb/bbl
8965-9430 9.7 45 16/13 6/11/17 10 9430-9907 9.7 45 16/13 6/11/17 10 9907-10313 9.7 50 21/26 8/12/16 ---
10313-10551 9.7 50 21/26 8/12/16 --- 10551-10776 9.7 51 23/27 8/14/19 --- 10776-11270 9.8 52 21/28 7/14/19 --- 11270-11314 9.8 52 21/28 7/14/19 --- 11314-11390 9.9 60 25/32 8/16/22 ---
MUESTRAS GEOLÓGICAS Profundidad MD (ft) Litología Formación
8965 100% arcillolita Tena 9410 100% arcillolita Tena 10300 70% lutita, 30% caliza Napo 10660 80% caliza, 20% lutita Caliza “M2” 11245 20% arenisca, 50% lutita, 30% caliza Hollín Superior 11390 90% arenisca, 10% lutita Hollín Inferior
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
d) Pozo 2014-I
En este pozo se produjeron dos eventos de pega de tubería. El primero estuvo relacionado al
empaquetamiento de la sarta a 186 pies, por falta de caudal al detectarse taponamiento de las
66
bombas, sumado a la presencia de conglomerados y arena no consolidada dentro del intervalo de
perforación según lo que se indicó en el reporte del pozo. Este problema tuvo como consecuencia
un retraso de 26 horas en las operaciones de perforación, debido a tareas de pesca, viajes y
operación de backoff. El segundo evento estuvo asociado a una pega diferencial de la sonda de
registros, con un NPT de 6 horas. En lo que se refiere al empaquetamiento de la sarta en la
sección de 16 pulgadas, se puede observar que los valores de la tabla 4.9 no indican mayores
anomalías con la perforación; no obstante; el valor de la viscosidad de embudo fue ligeramente
elevado, factor que pudo haber inducido al incremento de la presión, y por ende a la formación
de fracturas en la pared del hoyo.
Tabla 4.9. Información del pozo 2014-I en la sección de 16 pulgadas. GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J" CONJUNTO DE FONDO
De 47 a 188 ft
Broca tricónica de 16" (TFA: 0.994 plg2) + bit sub + 3x8" DC + crossover + 5" HWDP
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Intervalo ROP promedio
GPM Presión SPP
RPM WOB Torque
ft MD ft/hora psi klbs klbs-ft 47-188 21.69 100 40 De 40 a 50 De 2 a 10 De 1 a 2
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP Geles MBT
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 10s/10m/30m lb/bbl 47-188 De 8.4 a 8.5 40 2/7 2/5/7 5
MUESTRAS GEOLÓGICAS Profundidad MD (ft) Litología Formación
188 Conglomerado y arenisca Terciario Indiferenciado Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
En el segundo evento de pega de tubería se tuvo un NPT de 6 horas, debido al atascamiento
de la sonda de registro de presiones, donde se presentó overpull en el cable de suspensión.
Después de varios intentos al aplicar tensión se logró finalmente liberar la sonda, sin que se deje
67
pescado en el pozo. En la tabla 4.10 se pueden observar los parámetros utilizados en la
construcción de la sección de 8 ½” del pozo 2014-I.
Tabla 4.10. Información de perforación del pozo 2014-I en la sección de 8 1/2 pulgadas. GEOMETRÍA DEL POZO SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Configuración Direccional "J" MD (ft) TVD(ft) Inclinación
(grados)
Zapato de 9 5/8” 9355 8752 22.7
Prof. total (TD) 10786 10129.3 7 PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo ROP promedio GPM
Presión SPP RPM
WOB Torque
ft MD ft/hora psi klbs klbs-ft
9365-9434 36 420 1760-1850 De 40 a 70 De 5 a 10 De 16 a 22 9434-9452 12 420 1550 sin datos De 5 a 10 sin datos 9452-9780 54.7 420 1700-1800 De 70 a 75 De 15 a 20 De 13 a 18
9780-10150 46.3 420 1700-1800 De 70 a 75 De 15 a 20 De 13 a 18 10150-10375 37.5 420 1800-2000 De 70 a 80 De 15 a 25 De 16 a 22 10375-10734 34.2 420 1900-2100 De 70 a 80 De 15 a 20 De 16 a 22 10734-10786 34.7 450 2000-2100 80 De 10 a 15 De 16 a 22
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP Geles MBT
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2 10s/10m/30m lb/bbl 9365-10150 9.6 45 15/24 8/13/16 --- 10150-10375 9.6 54 16/26 8/13/16 --- 10375-10734 9.8 55 17/27 9/14/19 --- 10734-10786 9.8 55 17/27 9/14/19 ---
MUESTRAS GEOLÓGICAS Profundidad MD (ft) Litología Formación
9710 90% lutita, 10% caliza Napo 10295 10% arenisca, 50% lutita, 40% caliza "U" Inferior 10665 20% arenisca, 80% caolín Hollín Inferior
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
Continuando la descripción del problema, el punto de pega de la sonda se produjo a una
profundidad de 10226 pies MD, frente a la arenisca “U” Superior. La inclinación aproximada del
pozo en el punto de pega fue de 11.44°, lo cual pudo afectar el movimiento de la herramienta, al
haberse apoyado en las paredes del pozo. Otra hipótesis que se maneja es la pega diferencial,
68
debido a que el punto del contacto estuvo en una zona permeable como la arenisca “U”. Los
valores mostrados en la tabla 4.10 no indican mayores anomalías que pudieron haber
contribuido a la pega de tubería. Durante la perforación de 8 ½” se usaron materiales de sellado
de las paredes del pozo como el carbonato de calcio. Adicionalmente se usaron estabilizadores
de arcillas, controladores de filtrado, entre otros aditivos del lodo de perforación. La hipótesis
más probable para explicar la pega de la sonda de registros es el apoyo de la herramienta en el
lecho inferior del pozo frente a una formación permeable. Por tratarse de un pozo tipo “J”, el
asentamiento de la herramienta pudo haberse debido a la inclinación del hoyo. Hay que tener en
consideración que el asentamiento de cortes en el lecho inclinado del pozo actúa como un
revoque grueso que puede dar lugar a pega diferencial en formaciones permeables, es por ello
que la limpieza del hoyo es crucial en este tipo de escenarios.
e) Pozo 2013-H
En este pozo se tuvo empaquetamiento en la herramienta de molienda de casing para abrir
ventana de sidetrack, lo cual causó que parte del equipo quede atrapado en el pozo, obligando al
personal a realizar operaciones de pesca, conllevando a un NPT de 20 horas.
Los resultados globales del análisis de pega de tubería en este estudio, indican que el
empaquetamiento de las herramientas contribuyó a la mayor parte del tiempo no productivo, con
un 70% del total de los casos presentados por pega de tubería; mientras que el porcentaje de
tiempo no productivo por pega diferencial fue del 30%, tal como se puede ver en el gráfico 4.1.
69
Gráfico 4.1. Causas principales del NPT por pega de tubería en los pozos analizados.
Elaboración: Marco Chacón
En lo que se refiere al NPT causado por la pega de tubería según la sección, el análisis
permitió conocer que en la fase de 16 pulgadas se tuvo la mayor carga de horas no productivas,
tal como se observa en el gráfico 4.2.
Gráfico 4.2. Porcentaje de NPT por sección debido a pega de tubería.
Elaboración: Marco Chacón
Una insuficiente limpieza del pozo ha contribuido a que se presenten los problemas de pega
de tubería en la mayor parte de los casos, debido a la dificultad que representó la inclinación de
los mismos. En la figura 4.1 se puede observar el patrón de asentamiento de cortes en hoyos
inclinados.
empaquetamiento 70%
pega diferencial30%
Porcentaje de NPT por pega de tubería
8 1/2 pulgadas 34%
16 pulgadas 66%
NPT por pega de tubería de acuerdo a la sección
70
Figura 4.1. Circulación del fluido y asentamiento de cortes en pozos inclinados.
Fuente: Tomado y modificado de (Azar & Samuel, 2007). Pág.183
La limpieza del hoyo en pozos direccionales es más complicada que en pozos verticales. Los
requerimientos de la velocidad anular, el patrón de flujo (anular o turbulento), así como el perfil
de velocidad, presentan grandes desafíos en los pozos inclinados, debido a que la sarta de
perforación tiende a asentarse en el lecho inferior del hoyo, contribuyendo a la excentricidad del
espacio anular (Azar & Samuel, 2007).
4.2.2.2. Aspectos a mejorar
Una herramienta que puede ser utilizada para mejorar la efectividad de la limpieza del
pozo es la ecuación del índice de transporte de cortes (ASME, 2005).
Ecuación 4.3. Índice de transporte de cortes.
𝐶𝐶𝐼 =𝐾 ∗ 𝐴𝑉 ∗ 𝑀𝑊
400000
Donde:
CCI= (Cutting Carrying Index).-Índice de transporte de cortes.
71
K= Constante de ley de poder.
AV= (Annular velocity).- Velocidad anular en ft/min.
MW= (Mud weight).- Peso del lodo en lbs/gal.
La constante K se obtiene por medio de la siguiente ecuación:
Ecuación 4.4. Constante de ley de poder.
𝐾 = (511)1−𝑛(𝑃𝑉 + 𝑌𝑃)
Donde:
n= Índice de comportamiento de flujo.
PV= Viscosidad plástica en cp.
YP= Punto de cedencia en lbf/100 ft2.
El índice de comportamiento de flujo (n) puede ser obtenido por medio de la siguiente ecuación:
Ecuación 4.5. Índice de comportamiento de flujo.
𝑛 = 3.332𝑙𝑜𝑔(2𝑃𝑉 + 𝑌𝑃)
(𝑃𝑉 + 𝑌𝑃)
Donde:
PV= Viscosidad plástica en centipoises (cp).
YP= Punto de cedencia en lbf/100 ft2.
La condición para una buena limpieza del pozos es que el índice de transporte de cortes sea igual
o mayor a 1. La ecuación 4.3 es un modelo que funciona bien en pozos con una inclinación de
hasta 45 grados (ASME, 2005).9
Es recomendable que en las secciones inclinadas del pozo se circule con la máxima tasa
de flujo permitida. Si por limitaciones técnicas o del pozo no se logre trabajar con el galonaje
necesario para remover los cortes del pozo, este debe ser compensado con la rotación de la
9 Referencia de las ecuaciones 4.3, 4.4 y 4.5: (ASME, 2005).
72
tubería. En la tabla 4.11 se proponen los límites permisibles para las operaciones de circulación
y limpieza del pozo según las formaciones presentes en el campo Sacha.
Tabla 4.11. Galonajes propuestos para una óptima limpieza del hoyo.
Formaciones Caudal de limpieza del hoyo
GPM
Zona de cantos rodados del Terciario Indiferenciado De 50 a 450
Zonas arcillosas del Terciario Indiferenciado De 450 a 1000
Orteguaza De 600 a 1000 Arcillas de Tiyuyacu De 600 a 750
Conglomerado Sup de Tiyuyacu De 600 a 650
Conglomerado Inf de Tiyuyacu De 600 a 650
Tena De 700 a 850 Basal Tena 400
Napo De 380 a 400 Hollín De 380 a 400
Elaboración: Marco Chacón
Las presiones de trabajo dentro del pozo deben ser monitoreadas en todo momento. Es
importante que para una óptima limpieza del pozo se haga un monitoreo la densidad equivalente
de circulación (ECD) mientras se perfora. Generalmente, el aumento momentáneo de la ECD al
realizar la circulación del pozo es un indicador de que los recortes están siendo removidos del
fondo del pozo.
La circulación del pozo al momento de hacer viajes es otra alternativa que ayuda a
remover los cortes en zonas inclinadas.
Es importante que en pozos inclinados se controle el punto cedente, la viscosidad plástica
y el peso de lodo. Los fluidos con alta viscosidad ayudan a retrasar la velocidad de asentamiento
de los cortes, sin embargo, se compromete la velocidad anular requerida para la limpieza del
73
pozo, por lo que se debe trabajar con una reología intermedia para el fluido. En zonas inclinadas
del hoyo es aconsejable combinar el bombeo de píldoras de baja y alta viscosidad.
Para evitar el atascamiento de la herramienta de registros, como en el pozo 2014-D, se
recomienda no sobrepasar de 400 GPM mientras se perfora en Napo y Hollín, a fin de evitar la
formación de washouts (cavernas), que puedan dificultar las herramientas de registros que
trabajen con patines o brazos. Otro aspecto a tomar en cuenta es el evitar bombear píldoras
dispersas, especialmente en las formaciones Napo y Hollín, a fin de minimizar el lavado de las
paredes del pozo.
En base al atascamiento de la sarta de registros en la formación Tena, tal como sucedió en
el pozo 2014-A, se sugiere dejar el punto de casing de 9 5/8” a unos 50 pies sobre la base de esta
formación, a fin de minimizar futuras complicaciones vinculadas a la geometría del hoyo en la
sección de 8 ½ pulgadas.
En pozos que posean alta inclinación en la sección de 8 ½ pulgadas, como aquellos que
poseen configuración tipo “J”, se recomienda correr registros solo con herramientas LWD. Se
debe tomar en consideración que a medida que la inclinación del pozo aumenta, se dificulta la
bajada de herramientas por cable debido al efecto de la gravedad, sumado a la existencia de una
recama de cortes en la parte inferior del hoyo.
Para evitar problemas de pega diferencial, como lo sucedido en los pozos 2013-E, 2014-
D y 2014-I, se recomienda optimizar el uso de material de puenteo como carbonato de calcio
mientras se perforan las formaciones permeables.
Se debe controlar la ROP en los primeros 500 pies de la zona del Terciario Indiferenciado
debido a que en este intervalo se han reportado los casos de empaquetamiento del pozo por una
74
acumulación excesiva de cortes. Adicionalmente, en esta zona se deben bombear píldoras
dispersas para evitar el embolamiento de la broca.
Se recomienda continuar dejar en el hoyo, píldoras con una lubricidad del 5% antes de
correr registros eléctricos, a fin de que no se afecte la libre movilidad de las herramientas de
registros, así como la corrida del liner de 7 plg. La lubricidad en el hoyo ayuda a contrarrestar el
torque y el arrastre en pozos desviados.
4.2.3. NPT por hueco apretado
4.2.3.1. Análisis del problema
a) Pozo 2013-A
En este pozo se tuvo un NPT de 3 horas debido a una restricción del hoyo en la sección de 8
½ pulgadas a 9678 ft MD, mientras se bajaba la sonda de registros de presión. Los operadores
tuvieron que sacar la herramienta a superficie y reemplazar algunos accesorios para reiniciar la
evaluación del pozo. La inclinación del pozo en el punto del problema (31.27°), la posible
presencia de cavernas bajo el zapato de 9 5/8”, un pobre rimado del hoyo en la sección de rat hole,
sumado al sobredimensionamiento de los rodillos de la sonda de registros, son factores que
pudieron haber contribuido al que la herramienta no pueda pasar con facilidad a través del hoyo.
En la perforación del tramo donde se presentó el problema no se identificaron tareas de corrección
direccional, por lo que la formación de micro patas de perro pudo haber sido mínima. Asimismo,
no se reportó colgamiento de la sarta durante la perforación. El sistema rotatorio dirigible utilizado
para perforar la sección de 8 ½ pulgadas se compuso de un motor con camisa estabilizadora de 8
¼”, un bent housing de 1.5°, así como un estabilizador superior de 7 ½”.
75
b) Pozo 2014-K
En este pozo se presentó un NPT de 13.5 horas al tener una restricción del hoyo a 8161 ft
MD, en el conglomerado inferior de Tiyuyacu, lo que no permitió bajar el casing de 9 5/8” hasta
la profundidad planificada (9453 ft). Los problemas que antecedieron a este evento estuvieron
asociados al alto torque presentado durante la perforación del conglomerado inferior y el
repasado del hoyo previo a la corrida del casing. La broca con que se perforó el conglomerado
inferior de Tiyuyacu presentó anillamiento en su estructura, un marcado desgaste en los insertos
de corte, así como una aleta partida; mientras que el calibre solo tuvo un desgaste de 1/16 de
pulgada. Un desequilibrio en el peso aplicado sobre la broca pudo haber contribuido a que se
perfore el hoyo con una tortuosidad considerable, donde la sarta tiende a fatigarse y producir alto
torque. En el conglomerado inferior de Tiyuyacu se utilizó un sistema rotatorio dirigible que
estuvo compuesto de un motor con camisa estabilizadora de 12 pulgadas, un bent housing de
1.5° y un estabilizador superior de 11 ½ pulgadas. El pozo 2014-K fue perforado con una
configuración direccional tipo “J”. La inclinación donde se presentó la restricción del hoyo fue
de 28.85 grados al momento de bajar el casing.
c) Pozo 2013-E
El NPT en este pozo fue de 7 horas debido al atascamiento de la sonda de registros a 9135
pies MD (incl. 30.69°) y a 9456 pies MD (incl. 32.24°), dentro de la formación Tena.
Posteriormente se logró liberar la sonda, sin haber completado la tarea de registros; la misma que
tuvo ser sacada a superficie, y realizar un rimado no planificado del hueco. Este conjunto de
operaciones conllevaron a un NPT fue de 24 horas. Luego del repasar el hoyo, se volvió a bajar
sarta de registros con cable, donde se encontró apoyo dentro de la formación Napo a 9976 ft MD
76
(incl. 35.32°). Posteriormente se logró liberar la sonda, donde tuvo que ser sacada a superficie
sin haber completado la operación de registros. El NPT en la segunda corrida fallida de registros
fue de 4 horas. En vista de las dificultades presentadas al correr registros con cable, se decidió
evaluar las formaciones con herramienta LWD, donde el NPT fue de 81.5 horas. No obstante,
con la herramienta LWD se logró registrar el pozo en el intervalo planificado.
En la perforación de la sección de 8 ½ pulgadas se utilizó un sistema dirigible que constó de
un motor con camisa estabilizadora de 8 3/8”, un bent housing de 1.2° y un estabilizador superior
de 7 ¾”. En esta sección no se realizaron tareas mayores de corrección direccional. Sin embargo,
la inclinación del pozo tuvo una tendencia fuerte a incrementarse. Mientras se estuvo perforando
la formación Tena se tuvieron problemas de arrastre y colgamiento de la sarta. La broca y la
camisa del motor no mostraron mayor desgaste luego de salir a superficie. Los principales
factores causales en la presencia de hueco apretado en este pozo, se pudieron haber atribuido a
un desbalance en las cargas sobre la broca y la presencia de cortes en la sección inclinada del
hoyo, limitando la movilidad de la sonda de registros.
d) Pozo 2013-D
En este pozo se perforó con una configuración direccional tipo “J”. Se realizó una primera
corrida de registros con cable, encontrando apoyo a 10380 ft MD (incl. 12.90°), dentro de la
arenisca “T” inferior; sin embargo; el NPT atribuido a este problema fue menor. Posteriormente
se realizó una segunda corrida de registros, encontrando apoyo a 10025 ft MD (incl. 17.80°),
dentro de la caliza “A”, conllevando a un NPT de 3.5 horas. Las posibles causas de diámetro
disminuido del hoyo radican en la falta de potencia hidráulica en la broca, especialmente en el
HSI necesario para perforar las calizas. En el pozo 2013-D, trabajando con 380 GPM, un TFA de
77
0.557 plg2, y un lodo de 9.8 lpg, se tuvo un HSI de 1.64 hp/plg2. Si se hubiese aumentado
únicamente el galonaje a 400 GPM el HSI sería mayor, mejorando considerablemente la potencia
hidráulica al perforar formaciones como la caliza “A” y las arcillolitas de la formación Tena.
Otro factor que pudo haber influido en la presencia de hueco apretado es la manifestación de alto
torque, vibraciones stick & slip y vibraciones laterales. Generalmente, estos fenómenos se
presentan debido a un desbalance en las cargas aplicadas a la broca. En la perforación de la
sección de 8 ½” se tuvo un buen control direccional, donde el sistema dirigible estuvo compuesto
por un motor con camisa de 8 1/8”, un bent housing de 1.2° y un estabilizador superior de 7 ¾”.
e) Pozo 2014-F
El tiempo no productivo en este pozo a causa de la restricción del hoyo fue de 27.5 horas, las
mismas que comprendieron las tareas para sacar el revestimiento a superficie y realizar un viaje
de calibración no programado. Mientras se corría el casing de 13 3/8” se tuvo apoyo a 144 ft
MD, el cual no permitió seguir bajando hasta la profundidad planificada. En este estudio se
analizaron los parámetros de perforación, hidráulicas, brocas y fluidos; sin que se encuentren
anomalías considerables. No obstante, al ser una zona somera con una litología donde
predominan los cantos rodados, tiende a afectarse el libre pasaje de la tubería. Un rimado
minucioso en estas litologías es crucial para mantener el hoyo en calibre.
f) Pozo 2015-A
En este pozo se tuvo un NPT de 27 horas por viajes de calibración no programados, debido a
que se detectó restricción en el hoyo a 7580 ft MD (inc. 27.2°) mientras se bajaba la sonda de
registros en el pozo. Este problema obligó al personal técnico a bajar una sonda de registros con
78
drill pipe, a fin de facilitar la evaluación del pozo hasta la profundidad planificada. En el análisis
de la perforación 12 ¼ pulgadas se encontró que hubo alto torque en la construcción del agujero
desde Tena hasta la caliza “M1”. En los viajes de calibración se encontraron puntos apretados en
las formaciones Orteguaza, los conglomerados de Tiyuyacu, la formación Tena, y las lutitas de
Napo. Mientras tanto, el punto donde no pudo pasar la sarta de registros (7580 ft MD), se
compone de una litología arcillosa entre los conglomerados superior e inferior de Tiyuyacu. En
la formación Tena se hicieron algunas correcciones de la trayectoria del pozo, lo que pudo haber
contribuido a causar tortuosidad en el hoyo durante la perforación. El sistema dirigible rotatorio
para perforar las formaciones anteriormente mencionadas, estuvo compuesto de un motor con
camisa estabilizadora de 12 1/8”, un bent housing de 1.3° y un estabilizador de 11 ¾”. La
calificación de la broca al salir a superficie fue 0-1-WT-N-X-I-BT-BHA, la misma que no
presentó mayores daños. No obstante, se tuvo un desgaste prematuro de la camisa del motor.
g) Pozo 2015-H
Este pozo fue perforado con una configuración direccional tipo “S” y una profundidad total de
10600 ft MD. El NPT debido a restricciones en el hoyo fue de 22 horas, correspondientes a
viajes de calibración. Luego de perforar la sección de 16 pulgadas hasta el punto de casing, se
decidió sacar el BHA a superficie, sin embargo, mientras se estuvo realizando esta operación, se
tuvo restricción en el hoyo a 4980 ft (incl. 18.57°), la cual ameritó realizar un viaje de
calibración del hoyo para no tener problemas al bajar el revestidor de 13 3/8 plg. En la
perforación de esta sección se realizaron 2 corridas del ensamble de fondo, donde los viajes de
calibración se hicieron solo en un sentido (fondo-zapato de 20”), sin que se regrese al fondo
antes de sacar el BHA a superficie, lo cual resultó insuficiente para mantener el hueco en calibre.
79
En cuanto a la hidráulica, esta tuvo un buen desempeño. Los parámetros de perforación y el
programa de fluidos estuvieron dentro de los rangos normales.
h) Pozo 2014-J
En este pozo se presentó un NPT de 8.5 horas por viajes de calibración, debido a que se
detectaron puntos apretados a 8442, 8441 y 8418 ft MD, con una inclinación estimada de 29°.
Estas profundidades corresponden a la formación Tena. No obstante al haberse presentado
arrastres en el primer viaje de calibración luego de haber perforado hasta el punto de casing de la
fase de 12 ¼”, se decidió por precaución repasar el hoyo desde el conglomerado superior de
Tiyuyacu hasta la formación Tena. Los problemas de hueco apretado en la formación Tena
pudieron haberse originado por las correcciones que se realizaron para mantener la inclinación,
lo que constituyó un factor causal para la formación de patas de perro en el pozo, incrementando
la tortuosidad del mismo, así como la formación de una cama de recortes en la zona inclinada del
pozo. El sistema dirigible usado para perforar las formaciones Tena y Tiyuyacu estuvo
compuesto de un motor con camisa estabilizadora de 12”, un bent housing de 1.2° y un
estabilizador superior de 11 ½”. La broca no presentó mayor desgaste luego de salir a superficie.
i) Pozo 2013-J
En el pozo 2013-J se tuvieron 4 horas de tiempo no productivo por viaje corto de calibración,
debido a que se detectaron puntos apretados a 7170, 8570, 8670, y 8777 ft MD, los mismos que
no permitieron que la sarta transmita el peso efectivo a la broca durante la perforación. El pozo
2013-J fue construido con una geometría direccional tipo “J”, cuyas inclinaciones en las
profundidades de hueco apretado oscilaron entre los 40 y 42 grados, los mismos que
80
corresponden a los conglomerados e intercalaciones arcillosas de Tiyuyacu. Una posible
acumulación de cortes en la parte inclinada del pozo, sumado a un desgaste de 1/16 pulgadas en
el calibre de la barrena, pudieron haber influenciado en el diámetro reducido del hoyo. En el
conglomerado superior se trabajó con parámetros normales, mientras que en el conglomerado
inferior de Tiyuyacu se perforó con parámetros controlados. La sección de 12 ¼ pulgadas fue
perforada con dos corridas de la broca.
j) Pozo 2013-H
En este pozo se decidió realizar un viaje de calibración no planificado mientras se bajaba el
BHA N° 07 direccional para continuar la perforación de 12 ¼ pulgadas. El repasado del hoyo se
realizó desde 9973 hasta 10311 pies MD, debido a que la broca con que se perforó en el BHA
N°06 direccional salió con un desgaste de 4/16” en su calibre, lo cual afectó a la geometría del
hoyo. El tiempo no productivo vinculado a este problema fue de 3.5 horas.
La broca que presentó desgaste severo en su calibre perforó desde los 9038 hasta los 10311
pies, en las formaciones Tena, Basal Tena y parte de Napo. El tipo de barrena fue una PDC de 5
aletas, con un arreglo de boquillas 3x14 + 4x15. La calificación de la broca al salir a superficie
fue 0-2-CT-G-X-4-WT/PN-PP, donde la estructura de corte de las hileras interna y externa no
fue mayormente afectada. Se observaron cortadores astillados en la región el calibre. Otras
observaciones hechas en la broca fueron el desgaste de algunos cortadores y la presencia de
boquillas tapadas con cauchos del motor de fondo. Un exceso en el peso aplicado sobre la broca,
cuyo valor máximo fue de 25 klbs, las rpm que llegaron hasta un valor de 90, y una elevada
presión diferencial, pudieron haber sido la causa de que el calibre de la broca se vea afectado. No
obstante, hay que hacer hincapié en la importancia de seleccionar la broca adecuada según la
81
litología a perforar, así como los aspectos de fabricación de la barrena. La corrección del ángulo
del pozo antes de ingresar a perforar a Basal Tena pudo haber sido otro factor causal de las
restricciones en el hoyo, ya que por lo general esto hace incrementar la tortuosidad del hoyo. El
sistema dirigible para perforar la formación Basal Tena se compuso de un motor con camisa
estabilizadora de 12 1/8 plg, un bent housing de 1.5° y un estabilizador superior de 11 plg.
k) Pozo 2013-G
Los problemas de hueco apretado en este pozo se manifestaron mientras se estaba corriendo el
liner de 7 pulgadas a 10370 pies MD (hueco abierto de 8.5 pulgadas); donde se tuvo incremento
de presión y restricción de la circulación. Una vez que se detectó el problema, se procedió a
trabajar el liner por varias ocasiones, hasta que se pudo reestablecer la circulación en una
pequeña proporción. La operación de circulación tuvo que extenderse por un tiempo prolongado
hasta observar retornos limpios en las zarandas. Todo este conjunto de operaciones conllevaron a
un NPT de 7 horas. En algunos intervalos de las formaciones Tena y Napo se perforó con un
galonaje que llegó hasta los 500 GPM. Dichos valores pudieron haber sido determinantes para la
formación de cavernas en el hoyo. La acumulación de cortes en el fondo del pozo luego de haber
corrido registros, pudo haber contribuido al incremento de la presión cuando el liner se
encontraba a solo 20 pies del fondo. El sistema dirigible con que se perforó la sección de 8 ½
pulgadas estuvo compuesto de un motor con camisa estabilizadora de 8 ¼”, un bent housing de
1.5° y un estabilizador superior de 8 ¼”. En la tabla 4.12 se muestran los parámetros con que se
perforó la sección de 8.5 pulgadas del pozo 2013-G.
82
Tabla 4.12. Información de perforación del pozo 2013-G en la sección de 8 1/2 pulgadas. PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo GPM
Presión SPP RPM
WOB Torque ft MD psi klbs klbs-ft
8224-10390 De 400 a 500 1250-2250 De 40 a 80 De 8 a 24 De 18 a 26
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo MD Densidad lodo Viscosidad de embudo PV YP
ft lpg seg/qt cp lbf/100 ft^2 8224-10390 De 9.6 a 9.9 De 44 a 49 De 13 a 16 De 9 a 25
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013). Elaboración: Marco Chacón
Como resumen del NPT causado por hueco apretado, se puede decir que la mayoría de los
problemas presentados conllevó a realizar viajes de calibración no planificados. En la zona del
Terciario Indiferenciado y Tena, los problemas de hueco apretado pudieron haberse debido a una
insuficiente inhibición de las litologías arcillosas, lo que causó que haya un hinchamiento de la
roca, acortando el diámetro del hoyo. En base a la información direccional de algunos pozos, se
pudo conocer que se hicieron varias correcciones a la inclinación, en pequeños tramos del hoyo,
lo que constituyó un factor agravante para la formación de patas de perro. En la figura 4.2 se
puede observar un ejemplo de la formación de patas de perro o dog legs.
Figura 4.2. Ejemplo de la formación de patas de perro en el hoyo.
Fuente: Tomado y modificado del artículo “Modeling the Energy-Savings Regimes of Curvilinear Bore Hole Drivage”, Año 2015. Journal of Offshore Mechanics and Artic Engineering.
83
La formación de patas de perro contribuye a la tortuosidad del hoyo. Otro factor que hay que
considerar son las fuerzas que intervienen en el ensamblaje de fondo dentro de un pozo
inclinado, como se puede observar en la figura 4.3. Si no existe un balance en las cargas
aplicadas sobre la broca, esta tenderá a formar cavernas en las paredes del hoyo.
Figura 4.3. Diagrama de las fuerzas que actúan en el BHA dentro de un pozo inclinado.
Fuente: Tomado y modificado de (Mitchell & Miska, 2011). Pág. 482
En la formación Hollín, una insuficiente limpieza del pozo, la formación de cavernas o
esfuerzos tectónicos actuando sobre la litología, son factores que pudieron haber contribuido a
limitar el pasaje de las herramientas dentro del hoyo.
En la tabla 4.13 se muestran los pozos que resultaron afectados por el tiempo no productivo
causado por la presencia de hoyo apretado.
84
Tabla 4.13. Tiempo no productivo causado por restricciones en el hoyo.
Pozo Configuración Problema presentado Formación NPT Sección (plg)
2013-A Direccional tipo "J"
No pasaron rollers de la herramienta de registros de presión a 9678 ft. Tena 3 horas en sacar sonda de
registros a superficie. 8 1/2
2014-K Direccional tipo "J"
Restricción del hoyo a 8161 ft mientras se bajaba casing de 9 5/8".
Conglomerado inferior de Tiyuyacu
13.5 horas en trabajar revestidor sin lograr avance. 12 1/4
2013-E Direccional tipo "J"
Restricciones a 9135, 9456' (Tena) y 9976´ (Napo). Tena y Napo
11 hrs en trabajar y liberar sarta de registros + 24 hrs en viajes de calibración + 81.5
hrs en registros LWD no planificados.
8 1/2
2013-D Direccional tipo "J"
Restricción del hoyo al bajar sarta de registros a 10380 ft ("T" inferior) y 10025 ft (Caliza "A"). Caliza “A" 3.5 horas en corrida fallida de
registros. 8 1/2
2014-F Direccional tipo "J"
Restricción del hoyo a 100 y 144 ft al bajar casing de 13 3/8". Terciario Indiferenciado 27.5 horas en viaje de
calibración. 16
2015-A Direccional tipo "J"
Restricción en el hoyo a 7580 ft mientras se corría sonda de registros con cable.
Posteriormente se tuvo que evaluar el pozo con herramientas bajadas a través de drill pipe.
Conglomerado superior de Tiyuyacu
27 horas en viaje de calibración. 12 1/4
2015-H Direccional tipo "S"
Restricción del hoyo a 4980 ft mientras se sacaba BHA a superficie. Terciario Indiferenciado 22 horas en viaje de
calibración 16
2014-J Direccional tipo "J"
Restricciones del hoyo a 8441, 8442 y 8418 ft MD mientras se sacaba BHA a superficie. Tena 8.5 horas en viaje corto de
calibración 12 1/4
2013-J Direccional tipo "J"
Se detectó apoyo a 7170 ft mientras se bajaba a perforar con BHA direccional # 4.
Conglomerados e intercalaciones
arcillosas de Tiyuyacu
4 hrs en viaje corto de calibración 12 1/4
2013-H Direccional tipo "J"
Se detectaron puntos apretados al bajar BHA # 7 direccional. Se decidió realizar calibración del
hoyo. Basal Tena 3.5 horas en repasado no
planificado del hoyo. 12 1/4
2013-G Direccional tipo “S”
Se detectaron puntos apretados al bajar liner de 7 " a 10370 pies MD. Se tuvo incremento de
presión y dificultad al circular. Napo y Hollín 7 horas en trabajar liner y
reestablecer circulación. 8 1/2
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón
85
4.2.3.2. Aspectos a mejorar
De acuerdo al análisis realizado en la muestra se recomiendan las siguientes medidas:
Evitar correr registros con sondas que posean patines, rodillos o brazos en pozos de alta
inclinación, debido a que estos accesorios tienden a atascarse en hoyo de diámetro irregular.
El rimado del hoyo juega un papel importante en lo que se refiere a mantener la
homogeneidad del diámetro. Como reglas generales se recomienda bajar repasando las dos
últimas paradas del hoyo antes de retomar la perforación. Es de vital importancia que a medida
que se va construyendo el pozo se realice el rimado por cada parada perforada.
En lo que se refiere a las zonas más problemáticas como los conglomerados de Tiyuyacu
y del Terciario Indiferenciado es preferible realizar viajes cortos de calibración cuando se tenga
señales de alto torque o cuando se hayan terminado de perforar estas litologías,
independientemente de las horas empleadas para su perforación.
Se recomienda trabajar con una lubricidad inicial del 1.5 % en la perforación de los
conglomerados, e ir aumentando en intervalos del 0.5% en caso de presentarse alto torque.
Perforar con parámetros controlados en las zonas de conglomerados y calizas, a fin evitar
el desgaste prematuro de la broca, el mismo que conlleva a un diámetro de bajo calibre.
Controlar el filtrado del lodo en las arenas permeables, de forma que el hoyo no presente
estrechez a causa de una costra de lodo consistente.
Para mantener un hoyo en calibre en las formaciones Basal Tena, Napo y Hollín, es
preferible que no se superen los 400 GPM durante la perforación, lo que ayudará a evitar la
erosión de las paredes del pozo, y por consiguiente la formación de cavernas o patas de perro
(doglegs). El uso de químicos estabilizadores de arcillas es fundamental en la perforación de
estas formaciones.
86
En las formaciones Orteguaza, Tiyuyacu, Tena y Napo se debe complementar la limpieza
del hoyo con el uso de píldoras dispersas y surfactantes. Se recomienda que el intervalo de
bombeo de estas píldoras sea por cada parada perforada.
Mantener una concentración de los inhibidores de arcillas para evitar el hinchamiento de
las paredes del pozo. Para perforar la zona del Terciario Indiferenciado se puede usar lodo a base
de nitrato de calcio o KCl-polímero.
Es importante trabajar con un BHA bien estabilizado, el mismo que debe tener la rigidez
necesaria para evitar el pandeo de la sarta y el desequilibrio de las fuerzas laterales en la broca, a
fin de minimizar la tortuosidad del hoyo.
Minimizar las correcciones direccionales en intervalos cortos del hoyo, optimizando el
arreglo de los sistemas rotatorios dirigibles (RSS). Esto permitirá disminuir la severidad de las
patas de perro, obteniendo un hoyo con un perfil más suavizado.
4.2.4. Problemas con las bombas de lodo
4.2.4.1. Análisis del problema
Los problemas con las bombas de lodo afectaron a 15 de los 30 pozos analizados en este
estudio. Si bien el NPT por esta causa no causó retrasos individuales en los pozos afectados, este
problema se convirtió en uno de los más frecuentes. La mayor parte del NPT por daño de
bombas se debió al reemplazo y mantenimiento no programado de válvulas, las mismas que por
estar sujetas a duras condiciones de trabajo tienden a fallar con más frecuencia. Otros elementos
de las bombas que también fallaron durante la perforación fueron los pistones, debido a que son
piezas móviles que entran en rozamiento con la camisa al desplazar el fluido. El desgaste de los
asientos fue otro factor clave para que se produzca NPT. Aunque los problemas con los asientos
87
no se presentaron con mucha frecuencia, la reparación y el reemplazo de estas piezas demandan
de mucho tiempo, tomando en consideración que las tareas de montaje y desmontaje son
minuciosas. Otro problema que se presentó con las bombas fue del sistema eléctrico, donde los
NPT fueron bajos. A pesar de que en algunos pozos se reportaron fallas en las bombas, no se
especificó el tipo de daño en todos los casos. En la tabla 4.14 se reseñan los tipos de daño que
presentaron las bombas de lodo en los pozos analizados.
Tabla 4.14. Descripción del NPT por fallas en las bombas de lodo.
Pozo Evento/problema NPT (horas) Sección (plg)
2013-A No estuvo especificado en el reporte del pozo 3.5 12 1/4
2013-C No estuvo especificado en el reporte del pozo 1 16 No estuvo especificado en el reporte del pozo 0.5 12 1/4
2013-F No estuvo especificado en el reporte del pozo 1 16 Falla en el sistema eléctrico 0.5 12 1/4
2013-H Cambio de válvulas 1
16 Cambio de pistones, válvulas y camisa 0.5 Cambio de camisas y pistones 2
2013-I Cambio de asiento en el módulo 2 16
Reparación de la válvula de baja presión 2 12 1/4 Reemplazo de brida de la línea de descarga No estuvo especificado en el reporte del pozo 1
2013-J
Reemplazo de la válvula de la línea de succión 1.5
16 Cambio de asientos, válvulas y empaques 1
Reparación del sistema eléctrico 0.5 Reparación de válvula de seguridad y sistema
eléctrico 3.5
2013-K Reemplazo de la válvula de descarga 0.5 16
2014-A Cambio de empaques 1 16
Mantenimiento de módulos 8.5 12 1/4 Cambio de pistones y camisas de los módulos 2.5 2014-B Cambio de válvulas 1 16
2014-C
Mantenimiento de válvulas 0.5 16 Cambio de pistones 0.5
Cambio de válvulas y asientos de succión 0.5 Cambio de pistones y válvula de seguridad 0.5 12 1/4
Falta de aporte de caudal 2 12 1/4 2014-D Reemplazo de válvulas en el manifold 3 16 2014-G No estuvo especificado en el reporte del pozo 6.5 16
2014-I Cambio de válvulas 1.5
16 Cambio de pistón 1.5 Mantenimiento de la válvula de seguridad 2014-J No estuvo especificado en el reporte del pozo 0.5 8 1/2 2014-K Cambio de válvulas y asientos 1.5 16
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014) Elaboración: Marco Chacón
88
4.2.4.2. Aspectos a mejorar
Las acciones para disminuir el NPT por daño de las bombas de lodo son las siguientes:
Disponer de al menos una bomba de emergencia o backup mientras se realizan las
operaciones de perforación, en caso de que alguna de las unidades en funcionamiento sufra algún
daño o avería.
Disponer del suficiente stock de válvulas, asientos, liners, filtros y módulos en el sitio de
perforación, a fin de dar continuidad a las operaciones. A través del presente estudio, se conoció
que los retrasos por cambio de módulos tienden a ser mayores en comparación a otros
componentes de las bombas.
Se recomienda que en el plan de mantenimiento programado, se verifique y el estado de
pistones, módulos, liners y válvulas antes de perforar un nuevo pozo. Adicionalmente, deberá
inspeccionarse el sistema eléctrico de los equipos.
Mientras se realizan las operaciones de perforación, se deben monitorear constantemente
los niveles de fluido como el aceite y el refrigerante.
Los pistones deben ser inspeccionados y reemplazados al notarse la primera señal de fuga
a través de las camisas. Prestar atención al desgaste de los retenedores ubicados en los pistones.
Este problema trae como consecuencia que el aceite lubricante contamine el fluido que está
siendo bombeado.
Inspeccionar los módulos, verificando que no existan fugas. En caso de detectarse
problemas de este tipo durante la perforación, estos deben ser corregidos inmediatamente.
Realizar un chequeo constante del sistema eléctrico de los equipos, verificando la
condición en que se encuentran las conexiones, cables, y otros accesorios.
89
En caso de presentarse pulsaciones, vibraciones o ruidos anormales, se recomienda
realizar una inspección inmediata al equipo e identificar la fuente del problema. Estos fenómenos
afectan de alguna manera a la eficiencia volumétrica de la bomba. Cuando estas anomalías son
ignoradas, generalmente se pueden llegar a producir graves daños en algunas piezas del equipo,
con la posibilidad de incurrir en reparaciones costosas y de larga duración.
Se debe verificar que el sistema de succión esté acorde al dimensionamiento de las
cañerías superficiales y caudal de fluido. Una insuficiente presión de succión en la bomba puede
traer como consecuencia una menor vida útil de las válvulas, pistones, camisas y otros
componentes motrices.
Se debe poner énfasis en el adecuado tratamiento del lodo que sale del pozo, a fin de
eliminar eficientemente las partículas que puedan causar taponamiento de los filtros y abrasión
de las camisas de la bomba.
4.2.5. Fallas en el top drive
4.2.5.1. Análisis del problema
El tiempo no productivo causado por fallas en el top drive afectó a 10 de los 30 pozos
correspondientes a la muestra. Entre los eventos más frecuentes estuvieron los cambios no
programados del wash pipe, así como daños en el sistema eléctrico y electrónico del sistema
TDS. En el caso del wash pipe, este accesorio suele fallar con mucha frecuencia debido a las
condiciones de abrasión y presión causadas por la circulación del fluido de perforación. Los
componentes del sistema eléctrico y electrónico son susceptibles al aumento de temperatura y el
tiempo de uso. Dichos factores tienen gran influencia en el daño de estos accesorios.
En la tabla 4.15 se pueden observar los problemas asociados al sistema del top drive (TDS).
90
Tabla 4.15. Descripción del NPT causado por fallas en el top drive.
Pozo Evento/Problema presentado NPT (horas) Sección (plg)
2013-C Daño en la bomba de transmisión 4 12 1/4 2013-E Falla en la tarjeta de control de disparo 17 12 1/4 2013-H Cambio de mordazas del pipe hanger 1 12 1/4
2013-J Falla en la tarjeta de control de disparo 2.5 16 Falla en el sistema electrónico 1 12 1/4
2014-B Cambio de wash pipe 1 12 1/4
2014-D Bloqueo del sistema TDS 1 12 1/4
Cambio de wash pipe 2 12 1/4
2014-G Cambio de wash pipe 2 12 1/4 Daño en el gato hidráulico 2.5 8 1/2
2014-J Falla en el sistema eléctrico: Problemas para proporcionar torque 0.5 12 1/4
2015-D Cambio de wash pipe 1.5 16
2015-E No estuvo especificado en el reporte del pozo 1 26 No estuvo especificado en el reporte del pozo 1 16
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón
4.2.5.2. Aspectos a mejorar
A continuación se indican algunas sugerencias para minimizar los problemas asociados al
funcionamiento del top drive:
Dentro del presente estudio se conoció que las fallas del sistema electrónico y eléctrico
del TDS conllevaron a retrasos prolongados en la perforación; por lo que se sugiere realizar
chequeos y mantenimientos preventivos en la unidad de control, tales como el inversor de
frecuencia variable. Se debe verificar periódicamente la condición física de las conexiones
eléctricas en la consola del perforador.
Mientras el equipo se encuentre en el sitio de perforación se debe hacer un chequeo diario
de los medidores de presión, temperatura y nivel de fluidos. Inspeccionar el nivel de aceite en el
swivel, el fluido de refrigeración, verificando que no existan fugas.
El sistema del contrapeso, así como pernos, grapas o agarraderas, deben ser
inspeccionados semanalmente. Cuando se requiera hacer ajustes con estas piezas se deberá
91
trabajar dentro de los rangos de torque establecidos por el fabricante. Monitorear constantemente
el desgaste de las piezas en general.
Verificar el correcto funcionamiento de las válvulas de seguridad y actuadores.
Antes de perforar el pozo, se debe realizar un mantenimiento de los componentes como la
caja de cambios, sistema hidráulico, pines, elevadores, actuadores, válvulas, sensores, roscas de
conexión, sistema eléctrico, contrapesos. La hoja de mantenimiento programado debe estar
clasificada de acuerdo al periodo establecido para cada componente.
Las inspecciones deben ser registradas continuamente, a fin de poder planificar sin mayor
dificultad el mantenimiento del equipo. Las piezas pueden ser registradas de acuerdo a una serie
o código predeterminado. Los principales aspectos que hay que tomar en las inspecciones del top
drive son: Corrosión, desgaste prematuro de piezas, presencia de rajaduras y deformaciones.
En el lapso destinado al servicio al equipo (rig services), se deben inspeccionar las
conexiones y sistemas de mangueras. Verificar que no existan fugas en estos componentes.
Es preferible que la operadora cuente con el soporte técnico permanente por parte del
fabricante del equipo, donde se garantice un stock de repuestos y talleres dentro del Ecuador.
4.2.6. Daño del motor de fondo
Dentro de este estudio se pudo conocer la existencia del NPT por daño del motor de fondo en
9 pozos del total de la muestra. Al ser un elemento que trabaja bajo condiciones de flujo dentro
del BHA direccional, este tiende a presentar problemas de torque, estoleamiento y desgaste
prematuro del estator.
92
4.2.6.1. Análisis del problema
a) Pozo 2014-C
El NPT por daño del motor de fondo en este pozo se suscitó en dos ocasiones, cuyo NPT total
fue de 37 horas. En la tabla 4.16 se muestra la información de operación de los motores de fondo
que presentaron problemas.
Tabla 4.16. Información de los motores de fondo que causaron NPT en el pozo 2014-C. INFORMACIÓN DEL POZO
Sección/ motor Sección de 16 pulgadas (motor A)
Sección de 12 1/4 pulgadas (motor B)
Intervalo perforado (ft MD) 4104-5312 8073-8819
Formaciones atravesadas Terciario Indiferenciado Cgl. Sup de Tiyuyacu y Tena Inclinación (°) entrada /salida 29.31/30.69 29.91/28.93
INFORMACIÓN DEL MOTOR Diámetro externo (plg) 9 5/8 8
Factor de rotación (rev/gal) 0.22 0.17 Bent housing (°) 1.5 1.5
Camisa estabilizadora (plg) 15 3/4 12
Geometría rotor/ estator (lóbulos) 3/4 6/7 Etapas 6 4
Presión diferencial de trabajo (psi) 350 200 (CGL INF), 200-300 (TENA) PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Máxima presión del stand pipe (psi) 3600 2400 (CGLS INF), 3600 (TENA)
Galonaje (GPM) 1000 700 (CGL INF), 880 (TENA) Peso sobre broca (klbs) 20-35 20 (CGL INF), 20 (TENA)
RPM 60-80 40 (CGL INF), 80 (TENA) Torque (klbs-ft) De 8 a 12 12-16 (CGL INF), 15-20 (TENA)
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón. El primer daño del motor de fondo en el pozo 2014-C se produjo en la sección de 16
pulgadas, cuando se observó la presencia de cauchos en las zarandas y el incremento de presión
en el stand pipe, por lo que se decidió sacar el equipo a superficie, colocar otro motor en el BHA,
y bajar nuevamente a perforar, lo que conllevó a un NPT de 15 horas. El segundo evento se
produjo en la sección de 12 ¼ pulgadas, mientras se perforaba en la formación Tena, donde
también se produjo desprendimiento de cauchos del motor luego de observar un incremento
93
anormal de la presión y presencia de elastómeros en las zarandas. Se tuvo que sacar el BHA a
superficie, realizar el cambio del motor y bajar al pozo para continuar con la perforación. Estas
operaciones conllevaron a un tiempo no productivo de 22 horas.
b) Pozo 2013-C
En la sección de 12 ¼ pulgadas se presentaron 2 eventos del daño del motor, con un NPT total
de 39 horas. En la tabla 4.17 se muestra la información operacional de los motores involucrados
en el pozo 2013-C.
Tabla 4.17. Información de los motores de fondo que causaron NPT en el pozo 2013-C. INFORMACIÓN DEL POZO
Sección/ motor Sección de 12 1/4 pulgadas [motor A]
Sección de 12 1/4 pulgadas [motor B]
Intervalo perforado (ft MD) 3993-6845 6845-7609
Formaciones atravesadas TID y Orteguaza Arcillas y Cgl. Sup de Tiyuyacu
Inclinación (°) entrada /salida 28.95/29.02 29.02/27.58
INFORMACIÓN DEL MOTOR Diámetro externo (plg) 8 1/4 8 1/4
Factor de rotación (rev/gal) 0.16 0.16
Bent housing (°) 1.5 1.5
Camisa estabilizadora (plg) 12 1/8 12 1/8
Geometría rotor/ estator (lóbulos) 7/8 7/8
Etapas 4 4
Presión diferencial de trabajo (psi) 100-410(TID), 10-400(ORT) 100-400(TIY), 140(CGL SUP)
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Máxima presión del stand pipe (psi) 3750 (TID), 3550 (ORT) 3800(TIY), 2090(CGL SUP)
Galonaje (GPM) 600-880 (TID), 880(ORT) 880 (TIY), 650(CGL SUP)
Peso sobre broca (klbs) 8-20 (TID), 8-20 (ORT) 10-22 (TIY), 5-18(CGL SUP)
RPM 40-80 (TID), 40-80 (ORT) 40-80(TIY), 40 (CGL SUP)
Torque (klbs-ft) 9-17(TID), 12-13(ORT) 13-18(TIY), 12 (CGL SUP) Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón.
94
El primer evento del daño del motor de fondo estuvo asociado al desprendimiento de cauchos
del estator, y al notarse incremento de presión en la sarta durante la perforación, por lo que se
tuvo que sacar el motor dañado a superficie, hacer el respectivo cambio del mismo y volver a
bajar al pozo para continuar perforando, conllevando a un NPT de 18 horas. En el segundo caso
de la misma sección, también existió un desprendimiento de los cauchos del estator, al haberse
observado incremento repentino de presión y elastómeros en las zarandas. A 7543 pies se
produjo estoleamiento del motor, fenómeno que tiende a causar daño prematuro del estator
cuando los valores del torque no son los adecuados. Se tuvo que hacer viaje a superficie para
bajar cambiar de motor y continuar la perforación, conllevando a un NPT de 21 horas.
c) Pozo 2015-B
El daño del motor de fondo en este pozo se produjo por el desprendimiento de elastómeros del
estator, luego de haberse observado incremento de presión y cauchos en las zarandas mientras se
perforaba la sección de 12 ¼ pulgadas en el conglomerado superior de Tiyuyacu. Después de que
se detectó incremento de presión en el stand pipe mientras se perforaba a 6741 pies se procedió a
sacar el BHA a superficie para evaluar el estado del motor, donde se reemplazó el mismo para
bajar nuevamente al pozo y continuar con la perforación. Estas operaciones no planificadas
conllevaron a un NPT de 16 horas. Mientras se perforaba el pozo desde 6240 hasta 6257 pies
MD, se observó colgamiento de la sarta.
En la tabla 4.18 se puede observar la información de operación del motor de fondo que
presentó daño en la sección de 12 ¼ pulgadas.
95
Tabla 4.18. Información del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2015-B. INFORMACIÓN DEL POZO
Sección/motor Sección de 12 1/4 pulgadas/[motor A]
Intervalo perforado (ft MD) 5756-6838
Formaciones atravesadas Orteguaza, Tiyuyacu, Conglomerado superior
Inclinación (°) entrada /salida 21.67/23.47
INFORMACIÓN DEL MOTOR
Diámetro externo (plg) 8
Factor de rotación (rev/gal) 0.16
Bent housing (°) 1.5
Camisa estabilizadora (plg) 12
Geometría rotor/ estator (lóbulos) 7/8
Etapas 4
Presión diferencial de trabajo (psi) 100 - 500 (ORT), 100-500 (TIY), 200 (CGL SUP)
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Máxima presión del stand pipe (psi) 3250(ORT), 3600(TIY), 2600(CGL SUP)
Galonaje (GPM) 450-900(ORT), 820-900(TIY), 600(CGL SUP)
Peso sobre broca (klbs) 8-16(ORT), 12-16(TIY), 8-10(CGL SUP)
RPM 30-70(ORT), 70(TIY), 40(CGL SUP)
Torque (klbs-ft) 8-14(ORT), 8-11(TIY), 8-10(CGL SUP) Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2015) Elaboración: Marco Chacón.
d) Pozo 2013-H
Mientras se perforaba la sección de 12 ¼” se produjo el daño del motor por el
desprendimiento de cauchos del estator, los mismos que obstruyeron las boquillas de la broca,
causando un aumento de presión en la sarta. Durante la perforación del pozo se detectaron
señales de alto torque, colgamiento de la sarta y aumento de presión a partir de 9746 pies MD
(Formación Tena). El NPT por este evento fue de 25.5 horas, donde se tuvo que realizar viaje a
superficie para reemplazar el motor y bajar nuevamente al pozo para perforar. En la tabla 4.19 se
muestra la información operacional del motor de fondo que presentó daño en el pozo 2013-H.
96
Tabla 4.19. Información del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2013-H. INFORMACIÓN DEL POZO
Sección/ motor Sección de 12 1/4 pulgadas [motor A]
Intervalo perforado (ft MD) 9038-10311
Formaciones atravesadas Tena, Basal Tena y parte de Napo
Inclinación (°) entrada /salida 34/40.56
INFORMACIÓN DEL MOTOR
Diámetro externo (plg) 8
Factor de rotación (rev/gal) 0.237
Bent housing (°) 1.5
Camisa estabilizadora (plg) 12 1/8
Geometría rotor/ estator (lóbulos) 5/6
Etapas 5.2
Presión diferencial de trabajo (psi) De 50 a 400 (TENA, BASAL TENA y NAPO)
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Máxima presión del stand pipe (psi) 4000(TENA, BT10 y NAPO)
Galonaje (GPM) 760-800(TENA), 770-800 (BT y NAPO)
Peso sobre broca (klbs) 5-25(TENA), 10-25(BT y NAPO)
RPM 40-90(TENA), 80 (BT y NAPO)
Torque (klbs-ft) 18-25(TENA), 20-24(BT y NAPO) Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón.
e) Pozo 2014-K
En este pozo se tuvo un NPT de 21 horas por desprendimiento de elastómeros del estator del
motor de fondo, mientras se perforaba la sección de 12 ¼ pulgadas desde el Terciario
Indiferenciado hasta el conglomerado superior de Tiyuyacu. Durante la perforación se presentó
estoleamiento del motor, incremento de presión a 7582 y 7605 pies MD (Arcillas de Tiyuyacu).
Desde 7279 pies se observó presión inestable. En la tabla 4.20 se pueden observar los
parámetros operacionales del motor que presentó daño en el pozo 2014-K.
10 BT: Basal Tena
97
Tabla 4.20. Información del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2014-K. INFORMACIÓN DEL POZO
Sección/motor Sección de 12 1/4 pulgadas/ [motor A] Intervalo perforado (ft MD) 5778-7605
Formaciones atravesadas TID, Orteguaza, arcillas y conglomerado superior de Tiyuyacu
Inclinación (°) entrada /salida 25.83/26.50
INFORMACIÓN DEL MOTOR Diámetro externo (plg) 8
Factor de rotación (rev/gal) 0.17
Bent housing (°) 1.5
Camisa estabilizadora (plg) 12 Geometría rotor/ estator
(lóbulos) 6/7
Etapas 5 Presión diferencial de trabajo
(psi) 200-450 (TID), 100-450 (ORT), 100-450 (TIY), 250 (CGL SUP)
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN Máxima presión del stand pipe
(psi) 2613 (TID), 2700 (ORT), 3343(TIY), 2075(CGL SUP)
Galonaje (GPM) 753 (TID), 769-777 (ORT), 827-858 (TIY), 650 (CGL SUP)
Peso sobre broca (klbs) 8-19 (TID), 10-30 (ORT), 10-40 (TIY), 5-25 (CGL SUP) RPM 55 (TID), 45 (ORT), 53 (TIY), 40 (CGL SUP)
Torque (klbs-ft) 15-20 (TID), 15-24 (ORT), 15-25 (TIY), 15-23 (CGL SUP) Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón.
f) Pozo 2014-I
En este pozo se observó incremento de presión al perforar desde 4000 hasta 4131 ft MD.
Asimismo, se observaron trozos de cauchos en las zarandas, lo que evidenció el daño del motor
de fondo una vez que se hizo la evaluación en superficie. El NPT a causa de este problema fue de
13.5 horas. Las elevadas presiones diferenciales de trabajo en este motor conllevaron a que se
presente un desgaste prematuro del estator. El intervalo donde trabajó este motor correspondió a
una sección tangencial, donde se realizan operaciones de deslizamiento. En la tabla 4.21 se
indica la información de operación del motor de fondo que presentó daño en el pozo 2014-I.
98
Tabla 4.21. Parámetros del motor de fondo que causó NPT en el pozo 2014-I. INFORMACIÓN DEL POZO
Sección/motor Sección de 16 pulgadas/[motor A]
Intervalo perforado (ft MD) 4000-4131
Formaciones atravesadas Terciario Indiferenciado
Inclinación (°) entrada /salida 23.26/23.26
INFORMACIÓN DEL MOTOR
Diámetro externo (plg) 9 5/8
Factor de rotación (rev/gal) 0.12
Bent housing (°) 1.5
Camisa estabilizadora (plg) 15 1/2
Geometría rotor/ estator (lóbulos) 7/8
Etapas 5.7
Presión diferencial de trabajo (psi) De 400 a 500
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Máxima presión del stand pipe (psi) 3300
Galonaje (GPM) De 772 a 1000
Peso sobre broca (klbs) De 7 a 30
RPM 70
Torque (klbs-ft) De 7 a 15 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014)
Elaboración: Marco Chacón.
4.2.6.2. Aspectos a mejorar
Todos los casos del daño del motor de fondo analizados en este estudio estuvieron
relacionados al desprendimiento de elastómeros del estator.
Generalmente, este problema es causado por una excesiva presión diferencial, influenciada en
su mayor parte por el peso de la broca. Un factor que juega un rol importante en el daño del
estator, es la presión de estoleamiento o estoleo del motor, la cual es causada por un excesivo
peso sobre la broca al perforar; por consiguiente, el torque que debe proporcionar para
compensar esta carga es insuficiente. La lectura de la presión en el stand pipe cuando el motor de
fondo está rotando con la broca, levantados a unos pocos pies del fondo del pozo, se conoce
como presión on-bottom; mientras que la presión leída cuando el motor está rotando con la
99
broca apoyada en el fondo del pozo se llama presión off-bottom. A la diferencia entre las
presiones on y off bottom se le conoce como presión diferencial. Hay que tener en cuenta de
acuerdo a las leyes de la hidráulica, que la presión diferencial es directamente proporcional al
peso aplicado sobre la broca (Townsend, 2004).
El daño del motor de fondo en los pozos analizados se ha dado principalmente en las
secciones de 16 y 12 ¼ pulgadas. La mayor parte de estos casos se han dado al construir la
sección tangente del pozo, donde se requieren operaciones de deslizamiento para mantener la
inclinación del hoyo. La perforación con deslizamiento está gobernada únicamente por las
revoluciones del motor. De acuerdo al análisis de los problemas presentados en este estudio se
sugieren las siguientes prácticas:
Para evitar que exista un desgaste prematuro del elastómero del estator se sugiere como
regla general trabajar hasta dos tercios (2/3) del rango de presión diferencial especificada por el
fabricante del motor de fondo. Dentro de los pozos estudiados se ha llegado a conocer que el
estoleamiento del motor puede ser disminuido si la presión diferencial máxima al perforar con
deslizamiento es de 150 psi, y en rotación de 350 psi.
De acuerdo al análisis realizado en los pozos 2014-C, 2013-C, 2014-K y 2014-I, se
recomienda que en la perforación con deslizamiento se trabaje con un peso sobre broca de 8 a 12
klbs en el Terciario indiferenciado. En modo rotación se puede trabajar con un peso sobre broca
de hasta 20 klbs. Con estos valores se puede trabajar con un caudal máximo de 1000 GPM,
siempre y cuando no se comprometan las zonas sensibles a pérdidas de circulación.
En la formación Orteguaza se puede trabajar con un peso máximo sobre broca de 15 klbs
en tareas de deslizamiento, y de 28 klbs en modo rotación.
100
En la perforación de las arcillas de Tiyuyacu, se puede trabajar con un WOB máximo de
10 klbs, siempre y cuando el galonaje no pase de 850 GPM. En modo rotación se puede perforar
con parámetros máximos de 880 GPM y 30 klbs de peso sobre la broca.
Dentro de los conglomerados de Tiyuyacu se recomienda perforar con valores máximos
de 8 klbs de WOB y 650 GPM en modo deslizamiento. En modo rotación se sugiere perforar con
valores máximos de 12 klbs de peso sobre la broca y una tasa de flujo de 650 GPM.
En la formación Tena se recomienda que en la perforación con deslizamiento el peso
sobre la broca no pase de 8 klbs, y el galonaje máximo sea de 700 GPM. En modo rotación
trabajar con valores máximos de 30 klbs de WOB y 850 GPM de galonaje.
Para perforar la sección de 16 pulgadas se sugiere usar un motor con una configuración
de lóbulos 6/7, ya que este arreglo soporta de mejor manera los esfuerzos con altas tasas de flujo.
En el pozo 2014-C, el arreglo rotor/estator 4/5 no tuvo una buena respuesta frente a los caudales
de 1000 GPM que se manejaron al perforar el Terciario Indiferenciado.
De acuerdo al análisis realizado en la sección de 12 1/4”, se sugiere utilizar un motor con
factor de revoluciones lo más cercano a 0.17, a fin de minimizar el daño del estator por efecto del
estoleamiento en la perforación de esta etapa. Motores con un factor de 0.22 o 0.23 rev/gal han
presentado daño prematuro del estator en la formación Tena, Basal Tena y Napo.
Una hipótesis que se ha manejado en algunos pozos donde se presentó daño del motor de
fondo, es la vida útil de estos equipos con respecto al intervalo perforado. Como medida rutinaria
se recomienda llevar un registro de la vida útil de los equipos, así como los problemas
presentados con los mismos durante la perforación.
101
4.2.7. Alto torque y baja ROP
El tratamiento de este tipo de problemas es complejo, debido a que se deben tomar en cuenta
factores como la litología de las formaciones atravesadas, hidráulica, tipo de broca, arreglos de
fondo (BHA), entre otros.
4.2.7.1. Análisis del problema
a) Pozo 2014-K
El NPT originado por la baja rata de penetración en este pozo estuvo asociado a un desgaste
prematuro de la estructura de la broca mientras se perforaba el conglomerado inferior de
Tiyuyacu. Una vez que se tuvo baja ROP se decidió suspender la perforación, sacar el BHA a
superficie para cambiar la broca y bajar nuevamente al fondo del pozo, lo cual resultó en un NPT
total de 32 horas. El desgaste prematuro de la barrena se debió a que no se supieron controlar los
parámetros de perforación en los conglomerados y las intercalaciones arcillosas de Tiyuyacu. La
broca extraída del pozo presentó anillamiento en su estructura, mientras que el desgaste del
calibre fue de 1/16”. Algunos cortadores estuvieron rotos y astillados, mientras que una de las
aletas presentó fisura. La calificación de la barrena fue 3-8-RO-S/G-X-1-PN-PR.
En la tabla 4.22 se puede observar que existieron variaciones significativas en el peso
aplicado a la broca y el torque durante la perforación del conglomerado inferior, lo cual pudo
haber contribuido al prematuro desgaste de la barrena, y por ende a tener una baja ROP.
En lo que se refiere a la barrena con que se perforaron los conglomerados de Tiyuyacu, se
usó una broca PDC de 6 aletas. En la primera corrida, la broca perforó el conglomerado superior
de Tiyuyacu con un arreglo de boquillas 6x13 y un TFA de 0.7777 plg2; mientras que en la
102
segunda corrida se trabajó con la misma broca pero con un arreglo de jets 6x14 y un área total de
flujo (TFA) de 0.9020 plg2.
Tabla 4.22. Información de perforación del pozo 2014-K en la zona de conglomerados. CONGLOMERADO SUPERIOR TIYUYACU
Intervalo MD GPM
Presión WOB RPM
Torque Peso de lodo ft psi klbs klbs-ft lpg
6965-7191 650 1900 De 5 a 15 40 De 17 a 24 9.6 CONGLOMERADO INFERIOR TIYUYACU
Intervalo MD GPM
Presión WOB RPM
Torque Peso de lodo ft psi klbs klbs-ft lpg
7898-7990 650 2100 De 10 a 35 40 De 20 a 25 10 7990-8029 650 2100 De 5 a 35 40 De 22 a 25 10 8029-8110 650-700 2100-2300 De 15 a 45 De 40 a 60 De 22 a 25 10.2 8110-8190 650 2100-2200 De 5 a 15 40 De 22 a 25 10.2 8190-8467 650 2100-2200 De 5 a 15 40 De 22 a 25 10.2 8467-8495 700 2000-2200 De 5 a 20 De 40 a 60 De 20 a 24 10.4 8495-8502 650 2200 De 20 a 40 40 De 20 a 26 10.4 8502-8533 650 2080-2260 De 10 a 25 De 40 a 50 De 19 a 26 10.5
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014). Elaboración: Marco Chacón
b) Pozo 2013-I
Mientras se estuvo perforando en la base del conglomerado superior de Tiyuyacu, se
manifestaron vibraciones stick & slip, las mismas que afectaron la ROP, obligando al perforador
a variar los parámetros de perforación. Se aumentaron las RPM y se redujo el peso sobre la
broca, disminuyendo considerablemente el efecto de estas vibraciones. Sin embargo, en las
intercalaciones arcillosas de Tiyuyacu se volvió a tener baja tasa de perforación,
presumiblemente por embolamiento de la broca, lo que obligó a bombear píldoras dispersas para
mitigar el problema, el mismo que no tuvo mejoría alguna. Ante estos eventos se decidió sacar la
broca a superficie, evidenciando desgaste severo en los cortadores; mientras que en el calibre se
tuvo un desgaste de 1/16”. En la tabla 4.23 se pueden observar los parámetros con que se
perforó parte de la formación Tiyuyacu.
103
Tabla 4.23. Parámetros de perforación con que se trabajó en el pozo 2013-I. CONGLOMERADO SUPERIOR DE TIYUYACU
Intervalo MD GPM
Presión WOB RPM
Torque Peso de lodo ft psi klbs klbs-ft lpg
6530-6760 500 1500-1700 22-32 40-45 De 8 a 12 9.8 ZONA ARCILLOSA ENTRE LOS CONGLOMERADOS SUPERIOR E INFERIOR DE TIYUYACU Intervalo MD
GPM Presión WOB RPM Torque Peso de lodo
ft psi klbs klbs-ft lpg 6760-6808 850 3600-3900 De 4 a 12 80 De 8 a 12 9.9 6808-6920 850 3600-3900 De 4 a 12 80 De 8 a 12 9.9 6920-7345 760-850 3550/3900 De 18 a 34 80 De 12 a 18 10 7345-7411 800 3500/3900 De 28 a 34 80 De 8 a 12 10 7411-7510 770 3500/3900 De 30 a 35 80 De 8 a 13 10.1
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013). Elaboración: Marco Chacón
En la tabla 4.23 se puede observar que se incrementaron bruscamente los parámetros, al
entrar en las intercalaciones arcillosas de la formación Tiyuyacu, lo que pudo haber mermado en
el desgaste prematuro de la barrena. En lo que se refiere al estado de la broca, los cortadores
presentaron un desgaste redondeado en una escala de 1 tanto en las hileras internas y externas. El
desgaste se presentó principalmente en la zona del hombro. La broca presentó un desgaste
mínimo en su calibre. En la tabla 4.24 se puede observar la información de la barrena con que se
perforó la formación Tiyuyacu.
Tabla 4.24. Información de la broca de 12 1/4 pulgadas, que fue usada pozo 2013-I. ESTRUCTURA DE LA BROCA
TIPO Arreglo de boquillas TFA plg^2
PDC de 5 aletas 5x13 + 2x14 0.9488 CALIFICACIÓN DE LA BARRENA AL SALIR A SUPERFICIE
ESTRUCTURA DE CORTE Cojinete/
sello Calibre
OBSERVACIONES
Hilera interior
Hilera exterior
Características del desgaste Ubicación
Otras características del desgaste
Razón para sacar
1 1 WT S X 1 NO PR Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013). Elaboración: Marco Chacón
104
c) Pozo 2015-B
La presencia de alto torque al perforar las arcillas de Tiyuyacu, poco después de pasar por el
conglomerado superior, contribuyó a que la rata de penetración disminuya en este pozo,
obligando al personal a sacar el BHA a superficie y bajar nuevamente a perforar. Estas
operaciones causaron un NPT de 14 horas. Durante la perforación de las zonas problemáticas se
incrementó la lubricidad al 2.5%, sin que se logre atenuar el alto torque. En lo que tiene que ver
con la calificación de la broca, la misma no presentó mayor desgaste en su estructura de corte y
el calibre, no obstante, esta tuvo que ser sacada a superficie por presentarse alto torque. El poco
avance en la perforación también se manifestó en la formación Tena, debido a las altas presiones
registradas en el stand pipe y el alto torque, lo que condujo a un tiempo no productivo de 7 horas.
A pesar de que el ritmo de la perforación se vio disminuido, se logró perforar hasta la
profundidad planificada para el asentamiento del casing de 9 5/8”.
d) Pozo 2015-F
En el primer caso de baja ROP en este pozo se tuvieron dificultades a 215 ft MD, al presentar
embolamiento de la broca en la sección de 26 pulgadas. Se tuvo que sacar a superficie para
limpiar broca y retomar la perforación, lo que conllevó un retraso 2 horas. En la perforación de la
sección de 26 pulgadas se usó una broca tricónica con un arreglo de boquillas 4x13 y un TFA de
0.5185 plg2. En la tabla 4.25 se puede observar que hubo un exceso en las rpm superficiales,
factor que pudo haber contribuido a la acumulación de recortes en el fondo del pozo y complicar
su limpieza en la zona de cantos rodados.
105
Tabla 4.25. Parámetros de perforación del pozo 2015-F en la sección de 26 plg. Terciario Indiferenciado (Zona de cantos rodados)
Intervalo MD GPM
Presión WOB RPM
Torque Peso del lodo ft psi klbs klbs-ft lpg
31-100 100 De 50 a 100 De 2 a 10 De 50 a 60 De 1 a 3 8.4 100-215 200 De 100 a 120 De 10 a 12 De 80 a 90 De 3 a 4 8.4
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2015). Elaboración: Marco Chacón
El segundo evento de baja ROP estuvo asociado al desgaste prematuro de la broca en la
sección de 12 ¼ pulgadas, lo que condujo a un NPT de 19.5 horas en viajes a superficie para el
cambio de la broca, hasta retomar la perforación. La barrena logró perforar 1188 pies en las
formaciones Orteguaza, Tiyuyacu y Conglomerado superior de Tiyuyacu. En la tabla 4.26 se
puede observar que no se controló adecuadamente el peso sobre la broca en las formaciones
anteriormente mencionadas, lo que pudo haber contribuido a un desgaste severo de la estructura
de la misma. De acuerdo a la calificación que se hizo a la barrena en superficie, se tuvo daño en
la hilera interna de corte en una escala de 3, mientras que en la hilera externa de corte se tuvo
una calificación de 6. El desgaste de la estructura de corte en los conos de la broca tuvo una
evaluación de una escala de 2 tanto en la hilera externa como en la interna. El diámetro del
calibre de la broca tuvo un desgaste de 5/16”. Adicionalmente se pudo observar un desgaste de
los insertos en toda la estructura de corte. Se pudo observar que los cortadores estuvieron
astillados, insertos perdidos, y un cono fallado. La razón de la salida de la broca fue por una
pobre rata de penetración. La broca estuvo conformada por un arreglo de boquillas (3x14 +
3x16), con un área total de flujo de 1.04 plg2. En la tabla 4.26 se puede observar la información
operacional del pozo 2015-F en la zona de interés.
106
Tabla 4.26. Información operativa de la broca “A” en el pozo 2015-F. INFORMACIÓN DE LA BROCA
TIPO Arreglo de boquillas TFA plg^2
Híbrida (PDC y tricónica) 3x14 + 3x16 1.04 Intervalo perforado Piesaje
Formaciones atravesadas ft MD ft
5648-6836 1188 Orteguaza, Arcillas y conglomerado superior de Tiyuyacu
CALIFICACIÓN DE LA BARRENA LUEGO DE SALIR A SUPERFICIE ESTRUCTURA DE CORTE
Cojinete/sello Calibre
OBSERVACIONES
Hilera interior Hilera exterior
Características del desgaste Ubicación
Otras características del desgaste
Razón para sacar
3 6 BT A X 5/16 CT PR PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Formación GPM Presión WOB
RPM Torque
psi klbs klbs-ft
Orteguaza De 650 a 900
De 2100 a 3800 De 10 a 45 De 40 a
80 De 7 a 13
Tiyuyacu 900 De 3500 a 3800 De 44 a 55 80 De 8 a 12
Conglomerado superior 650 De 2100 a
2250 De 12 a 30 40 De 8 a 10
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2015). Elaboración: Marco Chacón
En lo que se refiere al tercer caso de baja ROP, el problema se evidenció en la perforación de
la sección de 8 ½ pulgadas, donde la baja tasa de perforación estuvo asociada al desgaste
prematuro de la broca. Los parámetros como el peso sobre la barrena (WOB) y las revoluciones
por minuto (RPM) no se controlaron adecuadamente en las calizas de la formación Napo.
Después de haber perforado un tramo cercano a los 1000 pies se decidió sacar la broca a
superficie, la misma que fue reemplazada luego de efectuar la respectiva evaluación de su
integridad. Estas operaciones no planificadas trajeron como consecuencia un NPT de 14 horas.
En la tabla 4.27 se puede observar la información operativa de la broca que tuvo desgaste
prematuro en la sección de 8 ½ pulgadas del pozo 2015-F.
107
Tabla 4.27. Información operativa de la broca “B” en el pozo 2015-F. ESTRUCTURA DE LA BROCA
TIPO Arreglo de boquillas TFA plg^2
PDC de 6 aletas 8 x 10 0.6136 Intervalo perforado Piesaje
Formaciones atravesadas ft MD ft
9045-10046 1001 Tena y Napo CALIFICACIÓN DE LA BARRENA AL SALIR A SUPERFICIE
ESTRUCTURA DE CORTE
Cojinete/sello Calibre
OBSERVACIONES
Hilera interior
Hilera exterior
Características del desgaste Ubicación
Otras características del desgaste
Razón para sacar
1 1 WT S X 1/16 BT PR PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Formación GPM Presión Peso sobre la broca
RPM Torque
psi klbs klbs-ft
Tena 450 2400 De 10 a 12 De 10 a 12 60 De 9 a 16 De 9 a
16
Napo De 380 a 400
De 2000 a 2300
De 20 a 28 De 20 a 28 De 40 a
85 De 10 a 17 De 10 a 17
Fuente: (Operadora RIO NAPO & Compañías de servicios, 2015). Elaboración: Marco Chacón
De acuerdo a la calificación de la broca que se muestra en la tabla 4.27, las hileras de corte
presentaron desgaste en una escala de 1. En la zona del hombro se tuvieron cortadores
desgastados. La barrena salió con un desgaste del calibre en 1/16 de pulgada. Adicionalmente se
presentaron cortadores rotos. La broca tuvo que ser sacada por una pobre rata de penetración. Por
tratarse de una broca PDC, su estructura no estuvo compuesta por cojinetes y sellos.
e) Pozo 2014-E
La causa principal para que se produjera una baja ROP en el pozo 2014-E fue el
embolamiento de la broca en la zona de cantos rodados (186 pies MD), mientras se perforaba
con broca de 26 pulgadas. Al detectarse un pobre avance en la perforación se decidió sacar la
barrena a superficie, hacerle una limpieza, y bajar la misma dentro del pozo para continuar con la
108
construcción del agujero, lo que conllevó a un NPT de 1.5 horas. La broca tricónica con la que se
construyó la sección de 26 pulgadas constó de un arreglo de boquillas 4x16 (TFA: 0.785 plg2).
En la tabla 4.28 se puede observar que se perforó con un galonaje ligeramente elevado al
principio de la sección, lo que pudo haber contribuido a una acumulación excesiva de recortes en
el fondo del pozo. Este problema suele impedir que la broca perfore con la eficiencia requerida.
Debido a la presencia de cantos rodados y arena no consolidada en las zonas someras, la barrena
tiende a sufrir embolamiento.
Tabla 4.28. Parámetros de perforación del pozo 2014-E en la zona de cantos rodados. TERCIARIO INDIFERENCIADO (ZONA DE CANTOS RODADOS)
Intervalo MD GPM
Presión WOB RPM
Torque Peso de lodo ft psi klbs klbs-ft lpg
30-186 91-300 80-200 De 2 a 15 30-50 De 0 a 3 8.6 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014).
Elaboración: Marco Chacón
f) Pozo 2015-E
En este pozo se tuvo una baja ROP mientras se perforaba la sección de 12 ¼ pulgadas en la
formación Tena, lo que conllevó a un NPT de 29 horas. Una vez que el avance en la perforación
se vio disminuido en Tena, además del alto torque presentado al perforar el conglomerado
inferior de Tiyuyacu, se decidió sacar la broca a superficie para evaluar su condición física, la
cual mostró un desgaste notable en cuanto al calibre de la misma en 12/16”. En la tabla 4.29 se
puede observar que el torque, el peso sobre la broca y las rpm fueron ligeramente altos en los
conglomerados de Tiyuyacu, lo que conllevó a un desgaste prematuro de la barrena. Otro factor
negativo que tuvo impacto en la estructura de la broca, fue la presencia de cortadores rotos.
Mientras tanto, el desgaste en la hilera interna fue leve, cuya calificación fue de 1; en tanto que la
hilera externa de corte tuvo un desgaste moderado, con una escala de 3.
109
Tabla 4.29. Información de perforación de la sección de 12 ¼” en el pozo 2015-E. ESTRUCTURA DE LA BROCA
TIPO Arreglo de boquillas TFA plg^2
PDC de 5 aletas 7X14 1.052 Intervalo perforado Piesaje
Formaciones atravesadas ft MD ft
5808-8471 2663 Orteguaza, Arcillas + conglomerados de Tiyuyacu, y Tena
CALIFICACIÓN DE LA BARRENA AL SALIR A SUPERFICIE ESTRUCTURA DE CORTE
Cojinete/sello Calibre
OBSERVACIONES
Hilera interior Hilera exterior
Características del desgaste Ubicación
Otras características del desgaste
Razón para sacar
1 3 WT S/G X 12 BT TQ PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Formación GPM Presión Peso sobre la broca
RPM Torque
psi klbs klbs-ft Orteguaza 600-915 1900-3550 8-25 40-80 12-16 Tiyuyacu 860- 915 3500-3600 8-22 80-90 16-20
Conglomerado Superior 650 1900-2000 10-14 40 15
Conglomerado Inferior 650-700 2250-2800 12-18 40-50 16-20
Tena 700-800 2800-3600 10-12 50-80 22-23 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2015). Elaboración: Marco Chacón
g) Pozo 2015-H
La baja ROP en este pozo estuvo vinculada al aumento de presión mientras se perforaban las
arcillas de Tiyuyacu y el conglomerado inferior de la misma formación. Este problema se originó
por el aumento en la presión, lo que no permitió perforar con la eficiencia necesaria, conllevando
a un tiempo no productivo de 2 horas.
En la tabla 4.30 se presenta un resumen de los problemas vinculados a una baja ROP dentro
de la muestra analizada.
110
Tabla 4.30. Resumen del NPT por baja ROP en la muestra analizada.
Pozo Configuración Problema presentado Sección (plg) Formación NPT
(horas) Acciones tomadas
2014-K Direccional "J" Baja ROP por desgaste
prematuro del frente de corte de la broca (5 PPH)
12 1/4 Base del conglomerado inferior de Tiyuyacu 32 Sacó BHA a superficie, cambió de broca
y bajó nuevamente al pozo.
2013-I Direccional "J"
Baja ROP al presentarse vibraciones stick & slip, lo que
incidió en el desgaste prematuro de la broca.
12 1/4 Conglomerado superior
e intercalaciones arcillosas de Tiyuyacu.
17 Sacó BHA a superficie, cambió de broca y bajó nuevamente al pozo.
2015-B Direccional "J"
Se presentó alto torque al perforar las arcillas intermedias de Tiyuyacu, lo cual generó baja
ROP.
12 1/4 Arcillas intermedias de Tiyuyacu 14
Sacó BHA a superficie, cambió estabilizador sobre el motor de 11 3/4" a 11 1/2" y volvió a bajar misma broca y
demás componentes de BHA.
Alto torque y aumento anormal de la presión. El NPT fue por el poco avance en la perforación.
12 1/4 Conglomerado inferior
de Tiyuyacu, Tena, Basal Tena y parte de
Napo.
7 No se tuvo NPT por viajes debido a que
la perforación llegó hasta el punto de casing.
2015-F Direccional "J"
Baja ROP por embolamiento de la broca al perforar zona de
cantos rodados a 215 ft. 26 Terciario Indiferenciado 2
Sacó BHA a superficie para limpiar broca y bajó nuevamente al pozo para
continuar con la perforación.
Desgaste prematuro de la broca. 12 1/4 Orteguaza, Tiyuyacu y Conglomerado superior. 19.5 Sacó BHA a superficie, cambió de broca
y bajó nuevamente al pozo.
Desgaste prematuro de la broca. 8 172 Tena y Napo 14 Sacó BHA a superficie, cambió de broca y bajó nuevamente al pozo.
2014-E Direccional "J" Baja ROP por embolamiento de la broca. 26 Terciario Indiferenciado 1.5
Sacó BHA a superficie para limpiar broca y bajó nuevamente al pozo para
continuar con la perforación.
2015-E Direccional "J" Alto torque y desgaste prematuro de la broca. 12 1/4 Orteguaza, Tiyuyacu y
Tena 29 Sacó BHA a superficie, cambió de broca y bajó nuevamente al pozo.
2015-H Direccional tipo "S"
Aumento anormal de la presión, la misma que hizo disminuir la
ROP. 12 1/4
Arcillas intermedias y conglomerado inferior
de Tiyuyacu. 2 Se tuvo que sacar BHA a superficie.
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015) Elaboración: Marco Chacón.
111
4.2.7.2. Aspectos a mejorar
Sección de 26 pulgadas
En la sección de 26” se recomienda aumentar los parámetros gradualmente,
incrementando el galonaje desde 50 hasta 450 GPM, de tal manera que se disminuya el riesgo de
fracturar la formación.
Se sugiere disminuir las RPM y cambiar el peso sobre la broca cuando se presenten
vibraciones. Estos fenómenos suelen ser señal de alto torque y fallas en los conos de la barrena.
En la zona de boulders o cantos rodados, se sugiere controlar las revoluciones y
disminuir el peso sobre la broca, para evitar taponamiento de las boquillas y mantener una buena
limpieza del pozo. Se recomienda que en la zona de cantos rodados se realice el bombeo de
píldoras viscosas con LCM por cada tubo perforado.
Para evitar embolamiento de la broca en zonas arcillosas, se deben bombear 30 Bls de
píldora dispersa por cada parada y 40 Bls de píldora viscosa cada 2 paradas. Trabajar en la
limpieza del pozo con alto galonaje. Considerar el bombeo de surfactante si el embolamiento se
vuelve crítico. Se sugiere que el peso aplicado a la broca, no sobrepase el 90 % de los drill
collars (lastrabarrenas).
Considerar el uso de al menos tres juntas de drill collar en el BHA para poder transmitir
de mejor manera el peso a la broca y mantener la verticalidad del pozo.
Sección de 16 pulgadas
En la sección de 16”, la ROP se ha producido principalmente por embolamiento de la
broca y vibraciones de la sarta, por lo que se recomienda en zonas arcillosas el bombeo de 30
barriles de píldora dispersa por cada parada y 40 Bls de píldora viscosa cada 2 paradas, así como
112
el trabajo con alto galonaje para optimizar la limpieza del pozo. En caso de presentarse
vibraciones en la sarta se sugiere disminuir las rpm de la broca y monitorear constantemente los
valores del torque.
Al igual que en la sección de 26 pulgadas, se recomienda controlar los parámetros en la
zona de cantos rodados o boulders, a fin de evitar el taponamiento de las boquillas de la broca.
Sección de 12 ¼ pulgadas
Con respecto a la sección de 12 ¼”, los problemas de baja ROP fueron más notables que
en las otras etapas, debido las dificultades que representa la litología de la formación Tiyuyacu,
especialmente en los conglomerados superior e inferior. El desgaste acelerado de algunas brocas
ha sido evidente, además del embolamiento de las mismas, producto de la perforación en
intercalaciones arcillosas. Ante estos problemas se sugiere utilizar para la formación Orteguaza y
el conglomerado superior de Tiyuyacu una broca PDC de 5 aletas que posea doble fila de
cortadores en cada una; mientras que para perforar en el conglomerado inferior se puede utilizar
una broca tricónica. Esta última posee un mejor desempeño que la barrena PDC en tareas de
deslizamiento en la construcción de la tangente del pozo; mejorando considerablemente la ROP,
y siendo más resistente a la abrasión de los conglomerados.
Controlar los parámetros de perforación 30 pies TVD antes de ingresar a los
conglomerados de Tiyuyacu mediante una coordinación previa con el personal de geología,
quien deberá supervisar continuamente el registro de los topes de las formaciones a perforar. Se
debe tener una información litológica actualizada a partir de la perforación de pozos vecinos.
En caso de presentarse baja ROP en los conglomerados de Tiyuyacu, considerar realizar
viajes cortos de calibración con los mismos parámetros con que se perforó.
113
Para evitar el embolamiento de la broca en las intercalaciones arcillosas de las
formaciones Orteguaza y los conglomerados de Tiyuyacu, se sugiere trabajar con un rango de
galonaje de 800 a 850 GPM en el bombeo de píldoras dispersas luego de las operaciones de
deslizamiento. Esta práctica ayudará a mantener una buena limpieza en hoyos inclinados.
En los conglomerados superior e inferior de Tiyuyacu se sugiere trabajar con una
lubricidad inicial del 1.5%, e ir incrementando en fracciones de 0.5% en caso de que el torque
persista. El uso de reductores de torque ayudará al movimiento de la sarta en estas formaciones.
Monitorear constantemente las lecturas del torque ante posibles vibraciones que se
puedan presentar, y poder tomar decisiones en cuento a la reducción de las RPM de la broca.
Realizar el repasado del hoyo por lo menos a las 35 horas de perforación. Se recomienda
que en los conglomerados de Tiyuyacu, el repasado hacia arriba se lo haga sin rotación, mientras
que hacia abajo se debe trabajar con RPM controladas. Estas prácticas evitarán el desgaste
prematuro de la broca y ayudarán a mantener el calibre del hueco.
Se sugiere realizar simulaciones de torque y arrastre para poder tener una mejor
predicción de las condiciones de perforación en futuros pozos.
Con el propósito de evitar el desgaste prematuro de los componentes en la zona de
conglomerados, se sugiere usar una camisa estabilizadora de 12” en el motor de fondo.
Sección de 8 ½ pulgadas
En la sección de 8 ½” se recomienda trabajar con una lubricidad inicial del 1.5%, e ir
incrementando en fracciones de 0.5% según la necesidad, a fin de atenuar el torque,
especialmente en las formaciones Tena, Basal Tena y Napo.
114
Se recomienda hacer simulaciones de torque y arrastre para poder anticipar con mayor
precisión las condiciones de trabajo en la sección de 8 ½ pulgadas.
En caso de presentarse vibraciones, se recomienda variar el peso sobre la barrena e ir
controlando gradualmente las rpm.
Mantener parámetros controlados en el rimado de las zonas abrasivas de la sección de 8
½”. En la caliza “A” se deben controlar las revoluciones, debido a la dureza de la formación y la
tendencia a causar desgaste prematuro de la estructura de la barrena.
Trabajar con una hidráulica adecuada permitirá una limpieza más eficiente del pozo. En
este estudio se ha realizado una simulación en el programa EXCELTM de los parámetros
hidráulicos óptimos de acuerdo al peso de lodo, configuración de boquillas en la broca y
galonaje. Las ecuaciones11 a utilizar para el ensayo de los parámetros hidráulicos se describen en
el siguiente procedimiento:
Paso 1: Calcular la caída de presión en la broca.
Ecuación 4.6. Caída de presión en la broca.
∆𝑷𝒃 =𝟏𝟓𝟔. 𝟓 ∙ 𝑸𝟐 ∙ 𝑴𝑾
[(𝑱𝟏)𝟐 + (𝑱𝟐)𝟐 + (𝑱𝟑)𝟐 + ⋯ . . +(𝑱𝒏)𝟐]𝟐
Donde:
Q = tasa de flujo en GPM
MW= Peso de lodo en lbs/gal
J = Tamaño de los jets en J/ 32 plg2. Si por ejemplo el tamaño de una boquilla es de 11/32
plg2, entonces J = 11.
11 Referencia de las ecuaciones 4.6, 4.7, 4.8 y 4.9: (Lapeyrouse, 2002)
115
Paso 2: Calcular el caballaje de poder hidráulico en la broca.
Ecuación 4.7. Caballaje de poder hidráulico en la broca.
𝑯𝑯𝑷𝒃 =𝑸 ∙ ∆𝑷𝒃
𝟏𝟕𝟏𝟒
Donde:
HHPb = Caballaje de poder hidráulico en HP.
ΔPb = Caída de presión en la broca (psi).
Q = tasa de flujo en GPM.
Paso 3: Calcular el caballaje de poder hidráulico por pulgada cuadrada o HSI.
Ecuación 4.8. Caballaje de poder hidráulico por pulgada cuadrada o HSI.
𝑯𝑯𝑷𝒃
𝒑𝒍𝒈𝟐= 𝑯𝑺𝑰 =
𝑯𝑯𝑷𝒃 ∙ 𝟏. 𝟐𝟕
[𝒅𝒊á𝒎𝒆𝒕𝒓𝒐 𝒅𝒆 𝒍𝒂 𝒃𝒓𝒐𝒄𝒂]𝟐
El HSI requerido para perforar las diferentes secciones del hoyo depende principalmente de la
formación.
Paso 4: Calcular la velocidad a través de las boquillas.
Ecuación 4.9. Velocidad a través de los jets de la broca.
𝑽𝒏 =𝟒𝟏𝟕. 𝟐 ∗ 𝑸
(𝑱𝟏)𝟐 + (𝑱𝟐)𝟐 + (𝑱𝟑)𝟐 + ⋯ + (𝑱𝒏)𝟐
Donde:
Vn= Velocidad a través de los jets en (ft/s).
Q= tasa de flujo en GPM.
J= Tamaño de los jets (J/32 plg2).
En la tabla 4.31 se indican los parámetros propuestos para optimizar la ROP en las zonas de
interés.
116
Tabla 4.31. Parámetros propuestos para optimizar la rata de penetración. SECCIÓN DE 26 PULGADAS
Formaciones Litología TFA (plg2)
HSI (HHP/ plg2)
Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca
(klbs)
Terciario indiferenciado
Arcilla, arena, cantos rodados (boulders) 0.5185 Desde 0.30
en adelante De 8.4 a 8.5 De 50 a 450 De 40 a 110 De 2 a 20
SECCIÓN DE 16 PULGADAS
Formaciones Litología TFA (plg2)
HSI (HHP/plg^2)
Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca
(klbs) Terciario
indiferenciado Anhidrita, arcilla, arena,
carbón 0.8498, 0.8130 ≥ 2.5 De 9 a 10.5 De 450 a 1000 De 50 a 80 De 4 a 20
Orteguaza Lutita, limolita, arcillolita 0.8498, 0.8130 ≥ 2.5 De 9.9 a 10.6 De 600 a 1000 80 De 6 a 28
SECCIÓN DE 12 1/4 PULGADAS
Formaciones Litología TFA (plg2)
HSI (HHP/plg^2)
Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca
(klbs)
Orteguaza Lutita, limolita, arcillolita 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 2.5 De 9.9 a10.6 De 600 a 950 80 De 6 a 28
Conglomerado Sup. Tiyuyacu
Conglomerado, arenisca, arcillolita 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 3 De 9.9 a 10.5 De 600 a 650 40 De 8 a 12
Conglomerado Inf. Tiyuyacu
Chert, arcillolita, arenisca, conglomerado 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 3 10.5 De 600 a 650 40 De 8 a 12
Tena Arcillolita 0.7731, 0.9073, 0.9695 ≥ 3 10.5 De 700 a 850 80 De 15 a 30
SECCIÓN DE 8 1/2 PULGADAS
Formaciones Litología TFA (plg2)
HSI (HHP/plg^2)
Peso de lodo (LPG) Galonaje (GPM) RPM Peso sobre broca
(klbs) Basal Tena Arenisca 0.6098 De 1.5 a 2.4 De 9.6 a 9.8 De 380 a 400 60 De 15 a 22
Napo Caliza, lutita y arenisca 0.6098 De 1.2 a 1.6 De 9.6 a 9.8 De 380 a 400 80 De 12 a 22
Hollín Areniscas 0.6098 De 1.2 a 1.6 De 9.6 a 9.8 De 380 a 400 90 De 10 a 24 Elaboración: Marco Chacón
117
Independientemente de la sección a perforar, se recomienda que las bombas de lodo
trabajen en condiciones óptimas, de manera que la broca transmita la fuerza de impacto y el
caballaje hidráulico necesarios para la perforación.
4.2.8. Pérdidas de circulación
4.2.8.1. Análisis del problema
Dentro de la muestra se identificaron 4 pozos que fueron afectados por el NPT asociado a
pérdidas de circulación. Este tipo de problema se concentró principalmente en la muestra de los
años 2013 y 2014. El caso más crítico correspondió al pozo 2014-H, el mismo que fue afectado
por un tiempo no productivo estimado de 111 horas.
a) Pozo 2014-H
Las pérdidas de circulación en el pozo 2014-H se manifestaron en forma de brotes a
superficie, luego de haber realizado una prueba de galonaje a 491 ft MD (tabla 4.32). En este
test se trabajó con valores diferentes de galonaje, presión y tiempo. Se decidió prolongar el
tiempo de prueba con el último valor de galonaje (650 GPM), lo que causó que se produzcan las
pérdidas de circulación. El NPT atribuido a este problema fue de 111 horas.
Tabla 4.32. Prueba de galonaje rutinaria realizada a 491 pies en el pozo 2014-H.
GPM Presión Tiempo
psi min
500 750 2
550 860 4
600 1000 4
650 1200 4 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
118
Si bien la prueba de galonaje pudo haber sido un agravante para las pérdidas de circulación, el
problema pudo haberse originado cuando se empezó a perforar la sección con un caudal inicial
de 120 GPM, sumado esto a un peso de lodo ligeramente elevado de 8.7 lpg y una presión de
hasta 750 psi. En la tabla 4.33 se muestran los parámetros operativos con que se perforó el
intervalo de interés, donde se produjeron las pérdidas de circulación.
Tabla 4.33. Información de perforación de la sección de 16 plg del pozo 2014-H GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional "J" PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo GPM
Presión SPP WOB ft MD psi klbs
39-400 De 120 a 450 De 20 a 650 De 5 a 20
400-491 De 120 a 500 De 20 a 750 De 5 a 25 491-582 De 400 a 500 De 480 a 750 De 10 a 25
582-777 500 700 De 5 a 20 777-1267 De 500 a 530 800-1100 De 4 a 20
1267-1364 600-1000 3400 De 5 a 15 1364-1371 500 900 10
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2
39-491 8.7 30 4/6
491-594 De 8.9 a 9 31 5/8
594-990 9 30 4/9 990-1364 9 30 4/8
1364-1371 9.1 27 3/6
MUESTRAS GEOLÓGICAS Profundidad MD (ft) Litología Formación
350 50% conglomerado, 40% arenisca, 10% arcillolita Terciario Indiferenciado
491 20% conglomerado, 10% arenisca, 10% limolita, 60% arcillolita Terciario Indiferenciado
650 10% arenisca. 10% limolita, 80% arcillolita Terciario Indiferenciado 1364 10% anhidrita. 10% limolita, 80% arcillolita Terciario Indiferenciado
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
119
El sellado de las paredes del pozo se realizó mediante el bombeo de 20 barriles de píldora
viscosa con material anti pérdida (LCM) por cada tubo perforado momentos antes de que se
manifiesten las pérdidas de circulación. De 990 a 1371 pies se logró controlar de manera leve los
brotes a superficie. A 1371 ft MD se realizó otra prueba de galonaje que contribuyó nuevamente
a la pérdida de fluido, obligando al personal del sitio a realizar taponamiento del pozo con
cemento para poder sellar las paredes de la formación, para luego esperar el fraguado, y retomar
la perforación. Una vez realizadas estas tareas, ya no se volvieron a reportar problemas de brotes
durante la perforación del pozo 2014-H.
b) Pozo 2013-J
En este pozo se tuvieron dos eventos de pérdida de circulación, cuyo NPT total fue de 4 horas.
El primer problema se presentó en la sección de 16 pulgadas, con un tiempo productivo de 2
horas. Como medida de mitigación se tuvieron que bombear píldoras con una concentración
mayor de material anti pérdida (LCM). El segundo evento de pérdidas de circulación se produjo
al perforar la sección de 12 ¼ pulgadas, con un NPT de 2 horas, ocupadas en el bombeo de
material anti pérdida para atacar el problema. En el primer caso, las pérdidas de circulación se
presentaron mientras se perforaba a 4732 pies, en el Terciario Indiferenciado. En la tabla 4.34
puede observarse que existió un aumento excesivo en la presión (De 3650 a 3800 psi), sumado a
un galonaje ligeramente alto de 550 GPM, cuando se llegó a perforar a la profundidad de 503
pies MD. Dichos factores fueron agravantes para que se produzca la pérdida del fluido. Los
demás valores que se muestran en la misma tabla, tales como el peso sobre broca, el peso del
lodo y la reología del fluido, se mantuvieron dentro de los límites normales en la sección de
interés. Cabe recalcar que en este pozo, el tubo conductor de 20 plg estuvo asentado hasta los 46
120
pies de profundidad, quedando el resto del intervalo como hueco abierto mientras se desarrollaba
la perforación de la fase de 16 pulgadas. Esta condición del pozo, hizo que las litologías someras
no estuvieran protegidas ante el aumento del galonaje y la presión de trabajo, lo que se convirtió
en un factor de riesgo para que se produzca la fractura de la formación y la ocurrencia de
pérdidas de circulación.
Tabla 4.34. Información de perforación de la sección de 16 plg del pozo 2013-J. GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J"
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo GPM
Presión SPP WOB
ft MD psi klbs
46-180 80-150 30-50 De 5 a 15
180-503 240-550 550-1050 De 5 a 15
503-803 240-550 550-1050 De 5 a 15
803-990 950 1900 De 10 a 15
990-3118 1000 2500-3400 De 5 a 22
3118-4170 990-1000 3250-3500 De 5 a 30
4170-4732 930-960 3650-3800 De 10 a 20
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2
46-180 8.5 29 5/8
180-503 8.7 32 5/4
503-803 8.6 29 3/4
803-990 8.8 30 3/8
990-2715 De 8.9 a 9.4 De 30 a 31 6/5
2715-3118 9.8 30 5/6
3118-3493 10.2 31 5/8
3493-4732 10.5 32 6/10
MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
2000 90% arcilla, 10% limolita + trazas de anhidrita Terciario Indiferenciado
3400 80% arcillolita, 20% limolita Terciario Indiferenciado
4100 90% arcillolita, 10% limolita Terciario Indiferenciado
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
121
En el segundo caso de pérdidas de circulación en este pozo, el problema se manifestó cuando
se estuvo perforando a 7510 ft MD en las arcillas de la formación Tiyuyacu. Momentos antes de
que se produzcan las pérdidas de circulación se trabajó con una elevada presión de bombeo,
cuyos valores oscilaron entre 3700 y 3900 psi, sumado a una viscosidad de embudo de 58 seg/qt.
Dichos parámetros habrían contribuido a que se fracture la formación y se produzca la pérdida de
fluido. Los demás parámetros que se indican en la tabla 4.35 estuvieron dentro de los rangos
normales en las zonas arcillosas de la formación Tiyuyacu.
Tabla 4.35. Información de perforación de la sección de 12 1/4 plg del pozo 2013-J. GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J"
PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo GPM
Presión SPP WOB
ft MD psi klbs
4992-5618 880 3100 De 8 a 18
5618-5994 880 3300 De 8 a 20
5994-7170 880 3250-3450 De 10 a 26
7170-7235 600 2000 13
7235-7470 600 2300 De 12 a 20
7470-7510 830 3700-3900 De 25 a 30
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2
4992-5901 9.9 34 6/8
5901-7235 10.2 52 20/26
7235-7470 10.5 55 20/28
7470-7510 10.5 58 20/28
MUESTRAS GEOLÓGICAS
Profundidad MD (ft) Litología Formación
5500 80% arcillolita, 20% limolita Terciario Indiferenciado
7150 10% arenisca, 10% limolita, 70% arcillolita Tiyuyacu
7170 100% arcillolita Tiyuyacu Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
122
c) Pozo 2013-A
Las pérdidas de circulación en este pozo se manifestaron mientras se estuvo perforando en la
sección de 16 pulgadas a 1025 pies. En esta profundidad se aumentó el galonaje de trabajo de
850 a 900 GPM, factor que contribuyó a que se produzca la pérdida de fluido dentro de la
formación. Como medida de mitigación se decidió bombear píldoras anti pérdida, cuya
operación conllevó a un tiempo no productivo de 1.5 horas.
En la tabla 4.36 se pueden observar los parámetros con que se perforó el intervalo de interés
en la sección de 16 pulgadas.
Tabla 4.36. Información de perforación de la fase de 16 plg del pozo 2013-A. GEOMETRÍA DEL POZO
Configuración Direccional tipo "J" PARÁMETROS DE PERFORACIÓN
Intervalo GPM
Presión SPP WOB
ft MD psi klbs
39-527 50-480 100-400 De 20 a 30
527-1025 480-850 2000 De 10 a 14
FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Intervalo Densidad Viscosidad de embudo PV/YP
ft MD lpg seg/qt cp/lbf/100 ft^2
39-527 8.4 28 4/6
527-1025 9.1 28 4/6
MUESTRAS GEOLÓGICAS Profundidad MD (ft) Litología Formación
527 70% arenisca, 30% arcillolita Terciario Indiferenciado
2100 90% arcillolita, 10% limolita Terciario Indiferenciado Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013)
Elaboración: Marco Chacón
En la tabla 4.37 se presenta un resumen de los parámetros críticos con que se presentaron las
pérdidas de circulación dentro de la muestra analizada.
123
Tabla 4.37. Pozos donde se presentaron pérdidas de circulación.
Pozo Profundidad
MD Parámetros críticos Formación
pies Galonaje (GPM) Presión (psi)
2014-H 491 650 1200 Terciario Indiferenciado
2013-J 4732 960 3800 Terciario Indiferenciado
7510 830 3900 Arcillas de Tiyuyacu 2013-A 1025 850 2000 Terciario Indiferenciado
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014) Elaboración: Marco Chacón
4.2.8.2. Aspectos a mejorar
Para minimizar la pérdida de fluido en la zona de cantos rodados, se puede bombear por
cada parada perforada cáscara de nuez o quebracho como material antipérdida, con
concentraciones que pueden variar de 20 a 30 lpb. Una vez que la perforación ha pasado por la
zona de cantos rodados es posible ir bajando la dosificación de LCM hasta terminar de perforar
el Terciario Indiferenciado. En la formación Tiyuyacu se puede usar material de puenteo como
el carbonato de calcio para sellar la pared del pozo.
Es preferible que el peso del lodo no sobrepase de 8.5 lpg en la zona de cantos rodados
(Terciario Indiferenciado), a fin de evitar el aumento excesivo de la presión.
En lo que se refiere al galonaje en la zona del Terciario Indiferenciado, se recomienda
comenzar la perforación con bajo galonaje, e ir incrementando gradualmente cada 50 ft
perforados, hasta llegar a un valor máximo de 450 GPM a los 500 pies. A los 1000 pies se puede
trabajar con valores máximos de hasta 750 GPM. Desde los 1000 pies es posible trabajar con
1000 GPM hasta terminar de perforar la formación.
Para la presión de trabajo en el Terciario Indiferenciado se sugiere empezar la perforación
de la sección de 26 pulgadas con parámetros bajos, incrementando gradualmente a razón de 50
psi por cada 50 pies perforados, hasta llegar a un máximo de 450 psi a los 500 pies. Desde los
124
500 pies hasta los 2500 pies de perforación, la presión puede ser aumentada a razón de 50 psi por
cada 100 pies perforados. Desde los 2500 pies hasta la base de la formación, la presión puede ser
aumentada a razón de 100 psi por cada 100 pies perforados, con un tope máximo de 3600 psi.
Para no sobrepasar la presión de fractura se puede diseñar una ventana de perforación,
donde se pueda trabajar con un peso de lodo entre la presión de poro y el gradiente de fractura,
tal como se observa en el gráfico 4.3. No obstante, para tener un margen de trabajo confiable, es
necesario que se tengan datos actualizados de geomecánica y presiones en base a estudios dentro
del campo Sacha.
Gráfico 4.3. Ejemplo de la presión de poro y el gradiente de fractura vs profundidad.
Fuente: Tomado y modificado de (Devereux, 2012). Pág.19
Para minimizar las pérdidas de circulación al perforar las arcillas de la formación
Tiyuyacu es preferible no sobrepasar de los 3600 psi.
125
Se recomienda que se realice la prueba de las herramientas direccionales pasados los 500
pies de profundidad, a fin de no fracturar las zonas superficiales del pozo. Se debe controlar la
velocidad de subida y bajada de la tubería dentro del pozo, procurando que las presiones de
surgencia y suaveo no sobrepasen el gradiente de fractura. En base a estos aspectos no es
recomendable reciprocar la sarta mientras se realizan las operaciones de circulación y limpieza
en la parte superficial del Terciario Indiferenciado.
Para atenuar los incrementos bruscos de presión se recomienda trabajar con una
viscosidad de embudo igual o menor a 30 seg/qt en las zonas de cantos rodados.
Es de vital importancia optimizar la limpieza del pozo para evitar empaquetamiento,
debido a que este factor contribuye al aumento de la ECD, lo cual puede inducir al
fracturamiento de la formación. Cabe recalcar que el control de la ROP evitará la acumulación
excesiva de los recortes en el fondo del pozo.
La información del comportamiento del pozo debe ser comunicada en todo momento por
parte del perforador al ingeniero de fluidos y personal de geología. Se debe proporcionar una
información anticipada de las profundidades donde existan fracturas naturales, fallas o cavernas.
Procurar mantener el diámetro del hoyo en calibre. Un espacio anular reducido tiende a
causar aumentos excesivos de la presión, comportándose de forma similar al empaquetamiento.
La utilización de lodos KCl-polímero en la zona del Terciario Indiferenciado puede ser
una buena alternativa cuando se trata de la estabilización del hoyo en zonas arcillosas, así como
al control de pérdida de fluido.
Se debe continuar asentando el conductor de 20 pulgadas hasta sobrepasar la zona de
cantos rodados, como se pudo observar en los pozos del año 2015, debido a que este
126
revestimiento protege las zonas más sensibles al aumento de presión mientras se perfora la
sección de 16 pulgadas.
4.2.9. NPT por tubería en malas condiciones
4.2.9.1. Análisis del problema
a) Pozo 2013-A
En este pozo se tuvo un NPT total de 78 horas, debido a fallas presentadas en las roscas de los
revestidores de 13 3/8”. Esto trajo consigo complicaciones al momento de realizar las conexiones
de los tubulares durante la corrida del casing. Posteriormente se tuvo una desconexión accidental
de los revestidores que se encontraban dentro del pozo, momentos antes de llegar a la
profundidad programada. La señal de este problema se manifestó en una pérdida de peso sobre el
gancho, lo que conllevó a realizar tareas de pesca, a fin de recuperar los tubulares que quedaron
dentro del hoyo. Los revestidores presentaron fallas de diseño en los hilos del pin y la caja.
Adicionalmente se reportó la presencia de colapsos y abolladuras en estos tubos, que
presumiblemente fueron causadas por una mala manipulación.
4.2.9.2. Aspectos a mejorar
La compañía encargada de inspeccionar la tubería deberá tomar en cuenta todos los
parámetros posibles que permitan evidenciar fallas de fabricación en la tubería.
Asimismo, la compañía inspectora debe procurar tener los equipos o herramientas que
permitan identificar de mejor manera las fallas en la juntas de revestimiento, como por ejemplo
el método ultrasónico.
127
Precautelar la integridad física de la tubería en las actividades de transporte,
almacenamiento y manipulación de la misma. La tubería deberá tener protectores en sus
extremos. Verificar que los tubulares no presenten abolladuras, debido a que su resistencia al
colapso puede verse disminuida. Las juntas no deben ser suspendidas o levantadas por sus
extremos por medio de ganchos.
Cuando se hacen rodar las juntas de tubería en los caballetes, se debe evitar que las
mismas choquen entre sí. Procurar que los caballetes se encuentren en buenas condiciones,
verificando que no existan imperfecciones, suciedad o corrosión.
Procurar que las uniones donde se encuentra el roscado de la tubería se encuentren
limpias y secas. Implementar la misma medida para los protectores de las conexiones.
Si los revestidores permanecen más de 10 días en el sitio de perforación, se debe
considerar la aplicación de una grasa anti corrosión en las conexiones.
En el sitio de perforación se debe disponer un 10% de exceso de revestidores, además de
los que se programen correr según la profundidad del pozo.
Se recomienda que los tubulares defectuosos, dañados y reparados sean marcados con un
distintivo especial, para poder identificarlos en un tiempo posterior.
Exigir que la empresa a cargo de la inspección y reparación de tubería, así como el
fabricante, tengan las certificaciones debidas de calidad. La compañía operadora verificará el fiel
cumplimiento de estas exigencias.
No se deben sobrepasar los valores del torque y sobretensión especificados por el
fabricante. No obstante, los rangos pueden variar si la tubería es nueva, usada o reparada.
128
CAPÍTULO V: CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1. Conclusiones
Los porcentajes más altos de NPT dentro de la muestra analizada estuvieron vinculados a
los siguientes problemas: 30% por problemas de colgamiento del liner, 21% por pega de
tubería, 20% por problemas de hueco apretado, 9% por fallas de los equipos del taladro y 8%
por baja rata de penetración. El 12% restante del NPT se atribuyó a otros problemas.
La distribución del tiempo no productivo por sección en los pozos analizados se presentó
de la siguiente forma: 0.34% en la sección de 26 pulgadas, 32.51% en las etapas de 16
pulgadas, 20.89% en la fase de 12 ¼ pulgadas, y 46.26% en la fase de 8 ½ pulgadas.
Los problemas vinculados a las operaciones de colgamiento del liner estuvieron
atribuidos a complicaciones en el mecanismo de liberación del setting tool, la falta de
hermeticidad de presión para activar el colgador hidráulico, y un sello insuficiente del top
packer en el espacio anular de la sección entubada del pozo.
En lo referente al NPT por pega de tubería, el 70% se atribuyó al empaquetamiento de la
sarta, mientras que el 30% restante estuvo vinculado a pega diferencial. El 66% del tiempo no
productivo por pega de tubería fue causado en la etapa de 16 pulgadas, mientras que el 34%
se concentró en la etapa de 8 ½ pulgadas.
Los NPT´s por hueco apretado estuvieron asociados en su mayoría a viajes de calibración
no planificados. El análisis de este estudio permitió conocer que las continuas correcciones de
inclinación en la tangente de pozos direccionales tipo “J”, sumado a un insuficiente rimado
del hoyo, fueron factores que hicieron incrementar la tortuosidad del agujero. Las zonas más
129
problemáticas fueron los conglomerados de la formación Tiyuyacu, la formación Tena y la
zona de Napo.
El costo de afectación a causa del NPT en la muestra analizada fue de aproximadamente
3’685.000,00 US$, donde los problemas de colgamiento del liner representaron alrededor de
1´105.000,00 US$ de perjuicio económico, mientras que el NPT por pega de tubería y hueco
apretado representaron en conjunto 1’155.000,00 US$. Estas cifras fueron determinadas en
base a un costo diario referencial por renta del taladro de 40.000,00 US$.
En el presente estudio se pudo conocer que no existió una correlación directa entre el
costo final de la perforación del pozo y el NPT, debido a que en algunos pozos donde se
tuvieron retrasos, el tiempo real fue menor al planificado. No obstante, el NPT causado por el
hoyo representó un costo aproximado de 1’527.000,00 US$ para el Estado.
En lo referente a las propuestas técnicas, los problemas en las operaciones de colgamiento
del liner pueden ser prevenidos mediante una inspección minuciosa de los mecanismos de
anclaje antes de ser bajados al pozo, así como el mejoramiento de los programas de
cementación y las tareas de acondicionamiento del hoyo.
En base a este estudio es posible disminuir gran parte de los riesgos asociados a pega de
tubería si se corren registros eléctricos solamente con herramientas LWD en pozos
direccionales tipo “J”, así como el mejoramiento de las prácticas de limpieza del hoyo,
especialmente en los primeros 500 pies del Terciario Indiferenciado, donde se tiene presencia
de cantos rodados, arena no consolidada y arcilla.
A través del análisis del NPT causado por hueco apretado, gran parte de este problema
puede ser disminuido a través de una correcta selección de los sistemas rotatorios dirigibles,
reforzando la camisa del motor para perforar las formaciones abrasivas.
130
5.2. Recomendaciones
Se recomienda verificar que la empresa del taladro y las compañías de servicios en
general, tengan actualizadas las certificaciones y registros del mantenimiento y operatividad
de sus equipos, especialmente del colgador del liner, herramientas direccionales, bombas de
lodo y top drive; debido a que existe un alto porcentaje de pozos afectados por problemas
operativos de estos equipos.
Se deben observar las lecciones aprendidas y optimizar los programas de fluidos de
perforación, para disminuir los problemas asociados al NPT debido al comportamiento del
pozo. Se debe establecer una buena comunicación entre el ingeniero de lodos, el geólogo, y el
resto de personal involucrado en la perforación, a fin de poder anticipar y minimizar los
riesgos atribuidos al pozo.
Si bien la mayor parte del NPT se concentró en su mayoría en las secciones de 16 y 8 ½
pulgadas, se deben mejorar las prácticas de limpieza e hidráulica en todas las etapas de
perforación del pozo, debido a que los problemas de baja ROP, daño del motor de fondo, los
problemas de hueco apretado, la pega de tubería estuvieron vinculados a estos aspectos.
Para poder predecir de mejor manera los problemas de pega de tubería, hueco apretado, y
pérdidas de circulación se recomienda tener estudios actualizados de geomecánica, de modo
que se pueda tener una información más precisa del campo de esfuerzos en las formaciones
que sean de interés.
Es importante que la operadora del campo Sacha realice una evaluación constante de los
productos y servicios de las compañías en las operaciones de perforación. Esto es vital cuando
se desean tener indicadores anuales de desempeño en base a la experiencia en pozos
anteriores.
131
BIBLIOGRAFÍA
Adams, N. (1985). Drilling Engineering: A Complete Well Planning Approach. Tulsa, Oklahoma,
Estados Unidos: PennWell Publishing Company.
ADITC. (2015). The Drilling Manual (Quinta ed.). Boca Raton, Florida, Estados Unidos: CRC Press.
ARCH. (2013). Misión y Visión. http://www.controlhidrocarburos.gob.ec/mision/
ARCH. (2013). Política de Calidad. http://www.controlhidrocarburos.gob.ec/valores-institucionales/
ASME. (2005). Drilling Fluids Processing Handbook. United States: ELSEVIER.
Azar, J., & Samuel, R. (2007). Driling Engineering. Tulsa, Oklahoma, Estados Unidos: PennWell
Corporation.
Baby, P., Rivadeneira, M., & Barragán, R. (2014). Características geológicas generales de varios de los
principales campos petroleros de Petroamazonas. En P. Baby, M. Rivadeneira, R. Barragán, P.
Baby, M. Rivadeneira, R. Barragán, & S. D. ECUADOR (Edits.), LA CUENCA ORIENTE:
GEOLOGÍA Y PETRÓLEO (Tercera ed., Vol. III, págs. 355-360). Quito, Pichincha, Ecuador:
PETROAMAZONAS, IFEA, IRD. Recuperado el 12 de Noviembre de 2015
Bourgoyne, A., Millheim, K., Chenevert, M., & Young, F. (1986). Applied Drilling Engineering (Vol. II).
(J. Evers, & D. Pye, Edits.) Richardson, Texas, United States: SPE. Recuperado el 13 de
Noviembre de 2015
Bowes, C., & Procter, R. (1997). Drillers Stuck Pipe Handbook. Ballater, Scotland: Procter & Collins
Ltd.
Byrom, T. (2007). CASING AND LINERS FOR DRILLING AND COMPLETION. Houston, Texas,
United States: Gulf Publishing Company.
Carrera de Ingeniería de Petróleos. (12 de NOVIEMBRE de 2015). UNIVERSIDAD CENTRAL DEL
ECUADOR. Obtenido de http://www.uce.edu.ec/web/ingenieria-en-geologia-minas-petroleo-y-
ambiental: http://www.uce.edu.ec/
COMPUTALOG. (2002). Advanced Directional Drilling. Houston.
132
Cook, J., Growcock, F., Guo, Q., Hodder, M., & Oort, E. v. (2012). Estabilización del pozo para prevenir
pérdidas de circulación. Oilfield Review, XXIII(4), 1-10.
Craft, B., Holden, W., & Graves, E. (1962). WELL DESIGN: Drilling and Production. Englewood Cliffs,
New Jersey, United States: Prentice-Hall, Inc. Recuperado el 17 de Noviembre de 2015
Darley, H., & Gray, G. (1988). Introduction to Drilling Fluids. En H. Darley, & G. Gray, Composition
and Properties of Drilling and Completion Fluids (Vol. V, págs. 1-37). Houston, Texas, Estados
Unidos: Gulf Publishing Company, Butterworth-Heinemann.
Darling, T. (2005). WELL LOGGING AND FORMATION EVALUATION. Burlington, Estados Unidos,
ELSEVIER.
Devereux, S. (2012). Drilling Technology In Nontechnical Language (Segunda ed.). Tulsa, Oklahoma,
Estados Unidos: PennWell Corporation.
Duplantis, S. (Mayo de 2016). Slide Drilling-Farther and Faster. Oilfield Review, XXVIII(2).
Estatuto Universitario Universidad Central del Ecuador. (2010). Estatuto. Quito: Editorial Universitaria.
Fernández, M., & Romero, J. (2003). TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES. En M. Fernández, & J.
Romero, CURSO BÁSICO DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL (Vol. I, págs. 30-39).
FIGEMPA. (2016). Misión y Visión. http://www.uce.edu.ec/web/ingenieria-en-geologia-minas-petroleo-
y-ambiental
Fraser, K., Peden, J., & Kenworthy, A. (1991). Managing Drilling Operations. London, England:
ELSEVIER SCIENCE PUBLISHERS LTD.
Gatlin, C. (1960). Petroleum Engineering: Drilling and Well Completions. Englewood Cliffs, N.J:
Prentice Hall.
Grace, R., Cudd, B., Carden, R., & Jerald, S. (1994). Advanced Blowout and Well Control. Houston: Gulf
Publishing Company.
Gulyayev, V., Gaidaichuk, V., Andrusenko, E., & Shlyun, N. (Febrero de 2015). Modeling the Energy-
Saving Regimes of Curvilinear Bore-Hole Drivage. Journal of Offshore Mechanics and Artic
Engineering, CXXXVII, 011402-2. doi:10.1115/1.4028656
133
Johnson, E., Land, J., Lee, M., & Robertson, R. (2012-2013). Cómo optimizar el arte de la pesca. Oilfield
Review(4).
Joshi, S. (1991). Overview of Horizontal Well Technology. En S. Joshi, Horizontal Well Technology
(págs. 1-29). Tulsa, Oklahoma, United States: Penn Well Publishing Company.
Karfakis, M., & Evers, J. (1987). Effects of Rock Lamination Anisotropy on Drilling Penetration and
Deviation. Pergamon Journals, XXIV(6), págs. 371-374.
Kashikar, S. (2005). New Frontiers in Directional Drilling. Middle East & Reservoir Review(6), 26-42.
Kellow, F., Everage, J., Altizer, S., & Veloz, J. (2011). Program Reduces NPT In Barnett Shale. THE
AMERICAN OIL&GAS REPORTER, 1-5.
Kirksey, J. (17 de Octubre de 2013). SQUEEZE CEMENTING. SQUEEZE CEMENTING.
Lapeyrouse, N. J. (2002). Formulas and Calculations for Drilling, Production, and Workover (Segunda
ed.). Burlington, Massachusetts, Estados Unidos: Elsevier.
Mavliútov, M., Aléexev, L., Vdóvin, K., Kónesev, G., Levinsón, L., Matiushin, P., . . . Filimónov, N.
(1982). Tecnología de perforación de pozos profundos. (M. J. Diez, & V. Kliomin, Trads.)
Moscú, Rusia: editorial Mir. Recuperado el 13 de Noviembre de 2015
MI SWACO. (1998). Drilling Fluid Engineering Manual.
Mitchell, R. F., & Miska, S. Z. (Edits.). (2011). Fundamentals of Drilling Engineering (Vol. XII).
Richardson , Texas, Estados Unidos: SPE.
Moazzeni, A., Nabaei, M., & Azari, A. (2011). Reducing Consumed Energy while Drilling an Oil Well
through a Deep Rig Time Analysis. artículo, CS Canada, Omidieh.
Offshoreenergy.dk. (2014). OffshoreBook Oil & Gas (Tercera ed.). Esbjerg, Dinamarca:
Offshoreenergy.dk.
Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios. (2013-2014-2015). Informes finales de perforación.
Quito.
Rabia, H. (2002). Well Engineering and Construction.
Rahman, S. S., & Chilingarian, G. (1995). Casing design theory and practice. ELSEVIER.
134
Schlumberger. (s.f.). Oilfield Glossary. Recuperado el 20 de Abril de 2016, de
http://www.glossary.oilfield.slb.com/
Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador. (2016). Acerca de la Secretaría: Secretaría de Hidrocarburos
del Ecuador. Obtenido de http://www.she.gob.ec/acerca-de-la-secretaria/
Secretaría de Hidrocarburos del Ecuador. (2016). Valores/Misión/Visión. Obtenido de Secrataría de
Hidrocarburos del Ecuador: http://www.she.gob.ec/valores/
Shanmugam, G., Poffenberger, M., & Toro, J. (1996). Tide Dominated Estuarine Facies in the Hollin and
Napo (T and U) Formations (Cretaceus), Auca and Sacha Fields, Oriente Basin, Ecuador. Mobil
Exporation and Production Report.
Short, J. (1983). Drilling: A source book on oil and gas well drilling from exploration to completion.
Tulsa, Oklahoma, United States: PennWell Publishing Company.
Short, J. (1993). Introduction to Directional and Horizontal Drilling. Tulsa, Oklahoma, United States:
Pen Well Publishing Company.
Townsend, K. (2004). Selection and Integration of Positive Displacement Motors into Directional Drilling
Systems. Knoxville, Tennessee, Estados Unidos.
WCS. (2003). Well Control. Harvey, Louisiana, Estados Unidos.
Weatherford. (2006). Tecnología de pesca y re intervención. Presentación.
Well Control International. (2009). Manual de Control de Pozos. Buenos Aires, Argentina: Producciones
Gráficas Puntual. Recuperado el 16 de Noviembre de 2015
135
ANEXOS
Anexo A: Glosario de términos
Anhidrita: Es un mineral de fórmula química (CaSO4), formado a partir de la deshidratación
del yeso o por la precipitación del sulfato de calcio a partir de la evaporación del agua de mar.
Backoff: Operación de desenrosque de la tubería que se encuentra libre sobre el punto de
pega, aplicando valores determinados de torque y tensión.
Backreaming: Es la operación de agrandamiento o repasado del hoyo con circulación o sin
ella. El propósito del backreaming es evitar un posterior atrapamiento de las herramientas y
revestidores al ser bajados dentro del pozo.
Bent housing: También conocido como bent sub, es un accesorio cilíndrico de longitud corta,
situado cerca al motor de fondo, cuyo propósito es dirigir la trayectoria del pozo.
BHA: (Bottom Hole Assembly). Es el conjunto de fondo situado en la sección inferior de la
sarta de perforación, compuesto generalmente de la broca, la tubería pesada o drill collar, un
motor de fondo, herramientas de adquisición de registros, estabilizadores y otros dispositivos.
Las funciones principales que cumple el BHA durante la perforación son: Proporcionar el peso
suficiente para que la mecha fracture la roca y proveer control direccional al pozo.
Bolsillo: Compartimento temporal ubicado en las zarandas, que sirve para alojar los cortes de
perforación provenientes del pozo.
BOP: (Blow Out Preventer). Es un sistema de seguridad que permite restringir o contener los
fluidos provenientes del pozo, mediante un conjunto de arietes que son accionados
hidráulicamente.
136
Bullhead: Es el proceso de bombear un fluido dentro de la formación a través de la tubería de
trabajo o drill pipe.
Caliper: Registro que se corre a hueco abierto con herramientas que utilizan brazos o patines,
cuyo objetivo es medir el diámetro del hoyo.
CDS: (Casing Drive System). Es una herramienta adaptable utilizada para la corrida del
casing, ya sea para realizar conexiones o para operaciones de llenado de los revestidores
mientras estos son bajados al pozo.
Cellar: Es una fosa temporal a manera de contrapozo desde el cual se evacua el fluido
proveniente del hoyo hacia los equipos en superficie.
Cellar jet: Conexiones que constituyen el sistema de succión del fluido desde el cellar hacia
los equipos de superficie.
Boulder: Son cuerpos de roca conocidos como cantos rodados. Los boulders más pequeños
son conocidos como guijarros o piedras.
Catch tank: Cubeto o recipiente donde se recogen los ripios de perforación provenientes del
sistema de control de sólidos.
Colgamiento: Término que se utiliza en la perforación direccional cuando el BHA no está
proporcionando el peso suficiente sobre la broca mientras se está perforando, siendo esto causa
de una baja tasa de perforación.
Cuello de ganso: Es una conexión de forma curvilínea que permite direccionar el fluido de
perforación desde la manguera rotatoria hasta el swivel.
Diverter: Es un sistema que permite la desviación del flujo proveniente del pozo hacia una
distancia controlada y segura. El diverter es usado en las operaciones de perforación antes de
cementar el casing superficial e instalar el conjunto de preventores.
137
Drill pipe: Tubería lisa usada para hacer girar la broca, además de servir como pasaje del
fluido de perforación.
Estoleamiento: Término referente al fenómeno del incremento de presión diferencial, lo cual
no permite que el motor transmita el torque necesario para hacer girar la broca. El estoleamiento
se produce por un peso excesivo sobre la barrena, haciendo que esta se detenga en ciertas
ocasiones. Generalmente, esto trae como consecuencia una baja ROP, y el daño prematuro de los
elastómeros del estator.
Fill up tool: Herramienta usada para el llenado o circulación del fluido dentro del casing,
mientras este es bajado dentro del pozo.
FIT: (Formation Integrity Test). Es una prueba de integridad de formación, donde no es
necesario llegar a la presión de fractura, debido a que se tiene una información previa de la
resistencia de la formación.
Flow line: En la perforación, es una línea de flujo que consiste en un tubo inclinado de gran
diámetro, que permite conducir el lodo desde la cabeza del pozo hacia el sistema de tratamiento
de fluidos.
Formación: Es un estrato o capa sedimentaria designada por un nombre específico.
Gumbo: Nombre genérico que se le da a las arcillas blandas, pegajosas y con la capacidad de
dilatarse. Generalmente se encuentran en profundidades someras de cuencas marinas o terrestres.
El gumbo es causante del taponamiento de algunos equipos de perforación en superficie.
GYRO: Término que se utiliza para las herramientas que se corren dentro del hoyo para
registrar el posicionamiento del pozo. Por lo general, las herramientas GYRO se utilizan en
profundidades someras mientras exista interferencia magnética; cuyo propósito es conocer la
cercanía del hoyo con pozos vecinos.
138
Inclinación: En la perforación direccional, es el ángulo con que el pozo es desviado con
respecto al plano vertical.
Kelly cock: Es una válvula de seguridad ubicada en el kelly cuya función es proteger al stand
pipe y al manguerote de la presión del pozo. Otra función del kelly cock es la de controlar los
influjos que avancen dentro de la sarta de perforación.
KOP: (Kick Off Point). En la perforación direccional se conoce como el punto desde el cual
se inicia la primera desviación del pozo.
Litología: Disciplina que se encarga del estudio de las rocas.
LOT: (Leak Off Test). Es una prueba de admisión o integridad de formación, que se realiza
bajo la zapata del revestidor después de haber cementado el pozo. Por medio de este test es
posible conocer el máximo peso de lodo a usar en la perforación, en base a la presión de fractura
de la formación.
LWD: (Logging While Drilling). Son herramientas acopladas al BHA que registran la
litología de la formación, donde los datos pueden ser almacenados en una memoria incorporada
o ser transmitidos a superficie en tiempo real a través de pulsos.
Manguerote: Conducto o manguera ubicada en la torre de perforación que sirve de pasaje
del fluido de circulación desde el stand pipe hasta el cuello de ganso. La ventaja del manguerote
es que se adapta a los cambios de longitud mientras exista un desplazamiento vertical de los
equipos de suspensión en la torre de perforación.
MWD: (Measuring While Drilling). Término referido a las herramientas de adquisición de
datos del pozo mientras se perfora, mediante pulsos a través del lodo que se transmiten a
superficie en tiempo real. La información proporcionada por estas herramientas comprende datos
de posicionamiento del pozo y/o evaluación de formaciones con dispositivos LWD.
139
Pozo direccional: Es un pozo desviado intencionalmente con un ángulo predeterminado,
cuyo propósito es interceptar un objetivo en el subsuelo, utilizando una referencia basada en una
dirección y distancia lateral respecto al plano vertical.
ROP: (Rate of penetration). Se conoce como tasa de perforación, la misma que permite tener
una visión más clara del avance de la perforación del pozo. Para esto se establece una relación
entre el intervalo perforado por la broca y el tiempo ocupado en la perforación. En el campo, la
ROP se mide por lo general en pies/hora.
Saver sub: Es una junta de desgaste descartable provista de una conexión macho en un
extremo, y de una conexión hembra en el otro, que une la parte inferior del vástago de
perforación con la sarta.
SCR: (Silicon Controled Rectifier). Es un sistema que convierte la corriente alterna
proveniente de los generadores en corriente continua, necesaria para el funcionamiento de los
diferentes equipos del sitio de perforación que trabajan con bajos voltajes.
Setting tool: Nombre genérico que se da a las herramientas utilizadas para el posicionamiento
o fijación de equipos de fondo, tales como los colgadores del liner.
Stand pipe: Es un conducto vertical metálico ubicado junto a la torre de perforación. Sirve de
pasaje al fluido de perforación desde la descarga de las bombas hasta la manguera flexible o
manguerote.
Stick & Slip: Es una manifestación de las vibraciones torsionales en la sarta de perforación,
donde la misma experimenta picos altos y bajos de rotación. Estos factores son causantes de que
se tenga una baja rata de penetración y un alto torque.
Survey: Es la información del posicionamiento del pozo, que por lo general se obtiene
mediante herramientas MWD. Los datos principales que se obtienen a través de los surveys son:
140
Profundidad vertical (TVD), profundidad medida (MD), inclinación del pozo, desplazamiento
horizontal y azimut.
Swivel: Es un elemento situado en la torre de perforación que permite el pasaje del fluido y
permite la rotación de la sarta.
Top drive: Es un componente situado en la torre de perforación, cuyo objetivo es
proporcionar rotación a la sarta. La ventaja del top drive es que se puede trabajar con paradas de
mayor longitud, facilitando el ahorro de tiempo.
Torque: Es la carga rotacional provocada por diferentes fuentes dentro del pozo. El torque
puede manifestarse de forma mecánica, friccional o en la broca. Un torque alto suele ser una de
las causas que limitan la libre rotación de la sarta dentro del pozo.
UBHO: (Universal Bottom Hole Orientation). Es una herramienta ubicada en el BHA que
sirve de soporte a la herramienta MWD en aquellos sitios del hoyo que presentan mayor
dificultad para obtener datos del pozo. Asimismo, la herramienta UBHO cumple la función de
atenuar la carga axial en los dispositivos MWD.
Válvula HCR: Es un accesorio de funcionamiento hidráulico usado para controlar o contener
el flujo en los sistemas de control del pozo.
Wash pipe: Es un elemento de desgaste rotatorio ubicado en el swivel que también sirve de
sello, además de permitir el pasaje del lodo hacia la sarta de perforación.
Wear bushing: Conocido también como buje de desgaste, es un accesorio ubicado en la
boca del pozo que sirve para proteger la cubierta del colgador del casing del rozamiento
provocado por el fluido y la rotación de la sarta de perforación.
Whipstock: Es una cuña desviadora utilizada para construir salidas laterales a pozos
existentes, como por ejemplo un sidetrack.
141
Wireline: Término que se utiliza para las herramientas que se bajan dentro del pozo mediante
cable eléctrico, como por ejemplo una sonda de registros.
Yacimiento: Es un cuerpo de roca ubicado en el subsuelo, que posee porosidad y
permeabilidad suficientes para permitir el almacenamiento y movilidad de los fluidos.
Zarandas: Equipos de perforación compuestos por tamices vibratorios, cuyo uso está
destinado a la separación de la fase líquida del lodo y los sólidos.
142
Anexo B: Detalle de los eventos asociados al NPT identificados en la muestra
MUESTRA DEL AÑO 2013
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2013-A No se perforó esta sección. 0
Pérdida de circulación. 1.5 Problemas con el registro de surveys 3
Problemas de hueco apretado al intentar bajar sarta de
registros. 3
Reemplazo de juntas de casing con
defectos. 2 Reparación de
bombas de lodo. 3.5
Operaciones de pesca del casing. 76 Prueba fallida de
herramientas direccionales.
0.5 Fuga en el pin de
sacrificio. 2
2013-B No se perforó esta sección. 0 No hubo NPT. 0 Espera por fragüe de
cemento. 2.5 Prueba fallida de herramientas
direccionales. 1.5
Pérdida de señal de herramientas de wireline. 2
2013-C No se perforó esta sección. 0
Fuga de petróleo en pozo vecino. 1 Falla del motor de
fondo. 39 Operación de deslizamiento
para corregir inclinación. 1.5 Reparación de bomba de lodo. 1 Reparación de
bomba y top drive. 4.5
2013-D No se perforó esta sección. 0 Fuga en el codo de 6"
del cellar jet. 0.5 No hubo NPT. 0
Caída de presión en el sistema de circulación. 2.5
Problemas de hueco apretado al bajar sarta de registros. 3.5
2013-E No se perforó esta sección. 0
Fuga en el manifold del stand pipe. 1.5 Fuga en el manifold
del stand pipe. 1
Corrida de registros fallida por hueco apretado. 11
Viajes de acondicionamiento del hoyo. 24
Cambio de O- rings de rams del BOP. 7 Problemas
relacionados al TDS. 17 Registro LWD no planeado. 81.5
Trabajos para liberar sarta debido a pega diferencial. 40.5
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
143
CONTINUACIÓN: MUESTRA DEL AÑO 2013
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2013-F No se perforó esta sección. 0
Cambio de válvula del stand pipe de 4". 1
Daño en las bombas de lodo. 0.5 No hubo NPT. 0 Reparación de bombas 1
Daño del codo del cellar jet. 1.5
2013-G No se perforó esta sección. 0
Falta de energía eléctrica en cabina de empresa de servicios
direccionales. 0.5
Falla de la bomba de suministro de agua. 5
Pérdida de circulación e incremento de presión al
bajar liner de 7". 7
Problemas con el jet cellar: (tubo suelto y presencia de
wash out).
3
2013-H No se perforó esta sección. 0
Reparación de bombas. 3.5
Cambio de piezas del sistema del top drive. 1 Reemplazo de válvula del
flow line. 2
Repasado del hoyo no planificado. 3.5
Problemas para liberar setting tool. 137.5
Operación de circulación por derrumbe en el pozo. 5.5
Corrida de BHA de limpieza, registros, asentamiento de
CIBP. 43
Tiempo extra para homogenizar lodo. 8
Bajar y asentar whipstock, abrir ventana y perforar
rathole. 96.5
Pesca de herramientas de molienda de casing. 20
Espera por llegada del motor de fondo a locación. 2
Cambio de BHA por daño del motor de
fondo. 25.5
Reemplazo de llave de lagarto. 0.5
Perforación sección 8 1/2" del sidetrack. 206.5
Influjo de gas en el pozo. 21
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
144
CONTINUACIÓN: MUESTRA DEL AÑO 2013
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2013-I No se perforó esta sección. 0
Taponamiento en el bolsillo por presencia de gumbo. 1.5
Reparación de fugas en accesorios de las bombas de
lodo. 2
No hubo NPT. 0 Cambio de asiento del módulo
2 de la bomba N° 3. 2 Reparación de bombas. 1
Viaje a superficie para cambio de broca por baja ROP. 17
2013-J No se perforó esta sección. 0
Reparación de bombas de lodo: Se hicieron algunos
cambios de asientos, válvulas y O-rings. Adicionalmente se
presentaron problemas eléctricos.
6.5 Limpieza de líneas de flujo, tanques de las zarandas y
trampas por taponamiento con material de cementación.
5.5
No hubo NPT. 0 Pérdida de circulación por grietas en superficie. Se bombearon píldoras con
material anti pérdida.
2
Problema eléctrico en el top drive. 2.5
Pérdida de circulación dentro del hoyo de 12 1/4". 2
Cambio de empaque en la conexión entre el manguerote y el cuello de ganso (1hr). Reemplazo del manguerote por 2 ocasiones.
(9.5hrs).
10.5
Se reparó problema electrónico del top drive. 1
Viaje de calibración no planificado. 4
2013-K No se perforó esta sección. 0
Lodo rebosó por las zarandas. 1
No hubo NPT. 0 Reemplazo de
válvula de mariposa del manifold del
stand pipe.
1
Reemplazo de saver sub dañado. 1
Cambio de válvula de descarga del módulo de la
bomba de lodo. 0.5
Se cambia goma dañada del fill up tool. 1
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013) Elaboración: Marco Chacón
145
MUESTRA DEL AÑO 2014
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2" Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2014-A No se
perforó esta sección.
0
Reparación del cellar jet. 1.5
Reparación de las bombas de lodo
(cambio de módulos). 11 No hubo NPT. 0
Pega mecánica del BHA: Operaciones de pesca, abandono del pozo y movimiento de equipos a otro
cellar.
274.5
Taponamiento con arcilla de la válvula de 12 " del casing conductor. 1.5 Taponamiento del bolsillo con pelotas
de arcilla. 1.5 Taponamiento de mallas de las zarandas por presencia de lodo
floculado. 1.5
Reparación de bombas de lodo. 1 Reparación del Casing Drive System. 1
2014-B No se
perforó esta sección.
0 Fallas en las válvulas de las bombas de lodo. 1
Cambio del wash pipe. 1
Intento fallido de anclar el colgador. Liner y colgador
quedan pescados. Se realizan operaciones de
molienda, pesca y viaje de calibración.
169.5
Viajes adicionales para retomar registro
de surveys por falla en la herramienta MWD.
12.5
Problemas al desconectar saver sub, reemplazo del
mismo. 1
Reemplazo del saver sub y piezas del top drive. 1.5
2014-C No se
perforó esta sección.
0
Daño del saver sub. 1.5 Falla en las bombas
de lodo. 2.5
Falla de las herramientas de registros de presión. 6
Problemas con el cellar jet. 3.5 Reparación de bombas de lodo. 1.5
Generador dejó de funcionar. 0.5 Viajes extra por daño del motor de fondo y posterior reemplazo
del mismo. 22
Fuga en el stand pipe. 0.5
Viajes extra por daño del motor de fondo y posterior reemplazo. 15
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
146
CONTINUACIÓN: MUESTRA DEL AÑO 2014
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2014-D No hubo NPT. 0
Reparación del manifold de las bombas de lodo. 3 Bloqueo del sistema del
top drive (TDS). 1
Sarta de registros atascada en el pozo. 90.5
Reparación de mangueras hidráulicas en controles para
levantar diverters. 1 Cambio del wash pipe. 2
2014-E Viaje adicional para
cambio de broca debido a baja ROP por
embolamiento.
1.5 Operación de circulación mientras
se solucionaban problemas comunitarios.
2 No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0
2014-F No hubo NPT. 0
Taponamiento de la línea de alimentación de diésel del generador
N°1. 1
No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0 Puntos apretados al bajar casing de 13 3/8". Se realizó viaje de limpieza
no planificado. 27.5
Corrección de fuga en el BOP. Se cambiaron accesorios. 4.5
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
147
CONTINUACIÓN: MUESTRA DEL AÑO 2014
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2014-G No hubo NPT. 0
Taponamiento del flow line. 1.5 Taponamiento del flow line. 1
Daño en el gato hidráulico del TDS. 2.5 Reparación de las bombas de
lodo. 6.5
Daños en accesorios que componen el sistema del flow
line. (Válvula check, niple). 1.5 Cambio del wash pipe del
TDS. 2
2014-H No hubo NPT. 0
Pérdidas de circulación por grietas en superficie. Perforando
con bajo galonaje. 110.5
Se doblaron los brazos del elevador del casing drive
system al golpearse con la herramienta spider en la
mesa rotaria.
1.5 No hubo NPT. 0
Tiempo extra para fragüe de cemento. 2
Cambio de cellar jet. 0.5
Espera por llegada de herramientas MWD a la locación. 2.5
Demora en toma de surveys. 2
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
148
CONTINUACIÓN: MUESTRA DEL AÑO 2014
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2014-I No hubo NPT. 0
Reparación de bomba de lodo. 3
Reparación del stand pipe. 1.5 Sarta de registros
atascada en el pozo.
6
Pega del BHA y posterior trabajo de pesca. 26
Viaje extra por daño del motor de fondo. 13.5
2014-J No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0
Falla en el sistema eléctrico del top drive. 0.5
Reparación de bombas de lodo. 0.5
Viaje de calibración no planificado. 8.5
2014-K No hubo NPT. 0
Daño en instalación eléctrica del taladro. 0.5
Viaje adicional para cambio del motor de fondo. Se
desprendió goma y taponó jets de la broca.
21 Repasado de hoyo bajo la zapata de 9
5/8". 8.5
Fuga en la conexión que une el wash pipe y el cuello de ganso. 2 Viaje adicional para cambiar
BHA por baja ROP. 32
Cambio de cellar jet y reparación de bomba. 1.5 Acondicionamiento de lodo. 3.5
Control del pozo por falla en el
asentamiento del colgador.
10 Viaje adicional para cambio de
batería del MWD. 17 Obstrucción del hoyo no permitió bajar casing de 9 5/8"
hasta la profundidad planificada.
13.5 Se sacó broca del pozo para destapar jets taponados con
conglomerado y arena. 1
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2014) Elaboración: Marco Chacón
149
MUESTRA DEL AÑO 2015
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2015-A
Se intentó por varias ocasiones, cerrar el
elevador para enganchar casing de 20" sin éxito.
1 No hubo NPT. 0
Viaje no planificado hasta el zapato de 13 3/8" para cambiar mallas
tapadas de las zarandas y acondicionar catch tank.
1.5
No hubo NPT. 0 Reparación de fuga en el acople entre el manguerote y el stand pipe. 2
Registros eléctricos no planificados. 30.5 Viaje de limpieza no planificado. 27
2015-B No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0
Viaje adicional por daño del motor de fondo. 16
Malacate de la unidad de wireline presentó malfuncionamiento.
4
Se reparó fisura en cuerpo del kelly cock. Se presentó fuga nuevamente, y
se decidió cambiar kelly cock hidráulico del top drive.
14.5 Se circuló pozo para disminuir niveles de
gas mientras se perforaba caliza “M2”.
3
Poco avance de la perforación por alto torque y baja ROP. 21
2015-C No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0
2015-D No hubo NPT. 0
Cambio del wash pipe del TDS. 1.5
No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0 Reparación de fuga en el BOP.
Se reparó válvula HCR.
4.5
2015-E
Se sacó BHA por presentarse
taponamiento de boquillas de la broca
con tornillos.
3 Se corrigió falla en el top drive. 1 Se tuvo que sacar BHA #4 para
cambio de broca. 29 No hubo NPT. 0
Se reparó falla en el top drive. 1
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2015) Elaboración: Marco Chacón
150
CONTINUACIÓN: MUESTRA DEL AÑO 2015
Pozo Sección de 26" Sección de 16" Sección de 12 1/4" Sección de 8 1/2"
Evento Horas Evento Horas Evento Horas Evento Horas
2015-F
Sacó BHA a superficie para
limpiar broca. Poco avance en la perforación.
2
Se detiene perforación por presencia de abundante
gumbo. 2.5
Sacó BHA a superficie por baja ROP. Se cambió
broca. 19.5
Sacó BHA a superficie por alto torque y baja ROP.
14 Reparación de fuga en el cuello
de ganso. 3 El casing hanger no logró unir correctamente con
landing joint. Se reemplazó por casing
hanger nuevo.
2.5 Problemas de conexión en el saver sub. 1
Problemas con las zarandas. 1
2015-G Viaje a superficie por presentarse
embolamiento de la broca.
1.5
Fuga en el manguerote y posterior cambio del mismo. 1
No hubo NPT. 0 No hubo NPT. 0 Demoras en las pruebas del
BOP. 1
2015-H Falla eléctrica en las zarandas. 1
Problemas para enroscar tubulares de perforación. 1
Presión de bombeo se elevó súbitamente.
Posible taponamiento de la broca con cauchos del
motor de fondo.
0.5
No hubo NPT. 0
Falla eléctrica en las bombas. Malacate y consola del
perforador dejaron de funcionar por falla eléctrica.
1 Se perforó con baja ROP
por daño del motor de fondo.
1.5
Se apagaron las bombas de lodo por falla eléctrica. 7
Daño y posterior reparación de la llave
hidráulica. 1
Se dañó una conexión de drill pipe. 1.5
Reparación del malacate. 1 Prueba de presión del BOP fallida. 2.5
Viaje de calibración no planificado. 22
Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2015) Elaboración: Marco Chacón
151
ANEXO C: Tabulación individual del NPT por pozo
Pozo Tiempo total de
perforación [horas]
Tiempo no productivo [horas]
Total NPT
[días]
Porcentaje de NPT
(%) NPT
por el taladro
NPT por terceras
compañías
NPT por el hoyo
NPT por otros
tipos de causa
Total NPT
2013-A 540.0 5.5 81.5 4.5 0 91.5 3.81 16.94 2013-B 486.0 0 6 0 0 6.0 0.25 1.23 2013-C 592.5 5.5 39 1.5 1 47.0 1.96 7.93 2013-D 467.0 3 0 3.5 0 6.5 0.27 1.39 2013-E 611.0 26.5 0 157 0 183.5 7.65 30.03 2013-F 482.0 4 0 0 0 4.0 0.17 0.83 2013-G 459.5 8.5 0 7 0 15.5 0.65 3.37 2013-H 1211.5 7 522.5 46.5 0 576.0 24.00 47.54 2013-I 459.5 5 0 18.5 0 23.5 0.98 5.11 2013-J 590.0 20.5 0 8 5.5 34.0 1.42 5.76 2013-K 444.0 4.5 0 0 0 4.5 0.19 1.01 2014-A 697.5 13.5 1 279 0 293.5 12.23 42.08 2014-B 623.0 4.5 182 0 0 186.5 7.77 29.94 2014-C 572.0 10 43 0 0 53.0 2.21 9.27 2014-D 520.5 7 0 90.5 0 97.5 4.06 18.73 2014-E 444.0 0 0 1.5 2 3.5 0.15 0.79 2014-F 540.5 5.5 0 27.5 0 33.0 1.38 6.11 2014-G 489.0 12.5 0 2.5 0 15.0 0.63 3.07 2014-H 810.5 2 6.5 110.5 0 119.0 4.96 14.68 2014-I 571.0 4.5 13.5 32 0 50.0 2.08 8.76 2014-J 479.0 1 0 8.5 0 9.5 0.40 1.98 2014-K 666.5 4 51.5 46.5 8.5 110.5 4.60 16.58 2015-A 530.0 2 2.5 27 30.5 62.0 2.58 11.70 2015-B 476.0 14.5 27 17 0 58.5 2.44 12.29 2015-C 497.0 0 0 0 0 0.0 0.00 0.00 2015-D 484.0 6 0 0 0 6.0 0.25 1.24 2015-E 446.5 5 29 0 0 34.0 1.42 7.61 2015-F 449.5 4 36 4.5 1 45.5 1.90 10.12 2015-G 478.0 2 1.5 0 0 3.5 0.15 0.73 2015-H 525.0 16 2 22 0 40.0 1.67 7.62 Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015).
Elaboración: Marco Chacón
152
ANEXO D: Sistematización del tiempo planeado, tiempo real y tiempo limpio
Pozo NPT Tiempo
planeado Tiempo
real Tiempo limpio
Diferencia tiempo real
menos tiempo planeado
Observación
días días días días días 2013-A 3.81 23.20 22.50 18.69 0.70 ADELANTADO 2013-B 0.25 23.79 20.25 20.00 3.54 ADELANTADO 2013-C 1.96 23.50 24.69 22.73 -1.19 RETRASADO
2013-D 0.27 24.01 19.46 19.19 4.55 ADELANTADO 2013-E 7.65 22.84 25.46 17.81 -2.62 RETRASADO 2013-F 0.17 23.49 20.08 19.92 3.41 ADELANTADO
2013-G 0.65 24.00 19.15 18.50 4.85 ADELANTADO 2013-H 24.00 26.08 50.48 26.48 -24.40 RETRASADO 2013-I 0.98 22.52 19.15 18.17 3.37 ADELANTADO 2013-J 1.42 24.53 24.58 23.17 -0.05 RETRASADO
2013-K 0.19 23.00 18.50 18.31 4.50 ADELANTADO 2014-A 12.23 25.60 29.06 16.83 -3.46 RETRASADO 2014-B 7.77 22.03 25.96 18.19 -3.93 RETRASADO
2014-C 2.21 25.00 23.83 21.63 1.17 ADELANTADO 2014-D 4.06 23.70 21.69 17.63 2.01 ADELANTADO 2014-E 0.15 22.75 18.50 18.35 4.25 ADELANTADO 2014-F 1.38 26.30 22.52 21.15 3.78 ADELANTADO
2014-G 0.63 23.97 20.38 19.75 3.60 ADELANTADO 2014-H 4.96 29.49 33.77 28.81 -4.28 RETRASADO 2014-I 2.08 23.50 23.79 21.71 -0.29 RETRASADO
2014-J 0.40 21.00 19.96 19.56 1.04 ADELANTADO 2014-K 4.60 24.00 27.77 23.17 -3.77 RETRASADO 2015-A 2.58 22.25 22.08 19.50 0.17 ADELANTADO
2015-B 2.44 21.50 19.83 17.40 1.67 ADELANTADO 2015-C 0.00 21.05 20.71 20.71 0.34 ADELANTADO 2015-D 0.25 22.75 20.17 19.92 2.58 ADELANTADO 2015-E 1.42 21.93 18.60 17.19 3.33 ADELANTADO
2015-F 1.90 21.01 18.73 16.83 2.28 ADELANTADO 2015-G 0.15 22.58 19.92 19.77 2.66 ADELANTADO 2015-H 1.67 21.64 21.88 20.21 -0.23 RETRASADO Fuente: (Operadora RÍO NAPO & Compañías de servicios, 2013-2014-2015).
Elaboración: Marco Chacón
153
Anexo E: Mapas estructurales del campo Sacha
Mapa estructural tope “U” Inferior
Fuente: Modificado de (Operadora RÍO NAPO, s.f)
154
Mapa estructural tope Napo T
Fuente: Modificado de (Operadora RÍO NAPO, s.f)
155
Mapa estructural tope de Hollín
Fuente: Modificado de (Operadora RÍO NAPO, s.f)
