“el Ímite tÉcnico como herramienta para la …

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA Y ARQUITECTURA

“CIENCIAS DE LA TIERRA”, UNIDAD TICOMÁN

SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN

“EL LÍMITE TÉCNICO COMO HERRAMIENTA PARA LA ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO EN

LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN DE POZOS PETROLEROS”.

TESIS

Que para obtener el grado de:

Maestro en Ciencias en Administración, Planeación y Economía de los Hidrocarburos.

P r e s e n t a:

ING. GUSTAVO ESPINOSA CASTAÑEDA

Director de Tesis Externo: M.C. David Velázquez Cruz

Director de Tesis Interno: Dr. Daniel Romo Rico.

MARZO, 2014

“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la

Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,

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Página 3



Página 4

AGRADECIMIENTOS

Gracias a dios ¡¡¡¡ por fin lo logre¡¡¡

Mi tesis la dedico con todo mi amor y cariño a mi amada esposa Lili, quien siempre

ha estado impulsándome para concretar este trabajo, gracias Fakis por tu

comprensión, cariño y amor, ¡¡¡ TE AMO ¡¡¡.

A mis amados hijos Gus, Rodris y a mi princesa Arantza por ser mi fuente de

inspiración y motivación, ¡Los Super Amo ¡

A mis padres ¡mi agradecimiento eterno por darme la vida ¡ gracias por apoyarme

para continuar mi camino, durante la estancia de la Maestría, siempre los llevo en

mi corazón, ¡ Mami en tu Memoria¡

A mi hermano Emilio, gracias por todo tu incondicional apoyo y creer en mí.

A mi tía Benilde (mi segunda Mami) gracias por tu cariño y apoyo, a Yered, Didi,

Miguel, Miguelito, y a mi princess Mary Beni.

A mi Maestro David ¡mil gracias¡ por transmitirme su sabiduría y conocimiento en

mi vida profesional, ¡mil gracias por tu apoyo en todo momento¡

A Diego por su gran apoyo durante mi estancia en la maestría, gracias por la

motivación para obtener este grado y enseñarme la escuela de la vida.

A Mama Aude por ser un ejemplo de Vida, a Iving, Manuel y a todos mis tíos, mis

compañeros, amigos, y demás familiares, etc., etc., etc.

Gustavo ¡¡¡¡

Gracias a Todos ¡¡¡¡



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CONTENIDO

AGRADECIMIENTOS ______________________________________________________________ 4

CONTENIDO __________________________________________________________________ 5

RESUMEN _____________________________________________________________________ 7

ABSTRACT ____________________________________________________________________ 8

INTRODUCCIÓN _______________________________________________________________ 9

ANT ECED ENT ES ________________________________________________________________ 11

CAPITULO I. ASPECTOS GENERALES DE LA PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÒN

DE POZOS PETROLEROS. _____________________________________________________ 13

I .1 PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN ______________________________________________ 13

CAPITULO II. LA ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO. _______________________________ 17

II.1. Origen y desarrollo de la Administración del conocimiento ________________________________ 18

II.2. administración del conocimiento ____________________________________________________ 18

I I .3.- LA GESTIÓN DEL CONOCIMIENTO Y LA MINERÍA DE DATOS . ____________________ 20

CAPITULO III. METODOLOGÍA DE LÍMITE TÉCNICO. __________________________ 22

II. 1. El Límite Técnico _________________________________________________________________ 22

CAPITULO IV. CASO DE AP LICACI ÓN EN P OZ OS MARI NOS D E LA REGI ÓN NORT E . ________ 33

IV.1. MINERÍA DE DATOS Y ANÁLISIS DEL CAMPO L ANKAHUASA. ____________________ 33

IV.2. POZO LANKAHUASA 1. ____________________________________________________ 35

IV.2.3. Etapa de perforación 36” x 30” ___________________________________________________________ 41

IV.2.7.1. CONCLUSIONES DEL POZO LANKAHUASA 1. _____________________________________ 64

IV.3. Pozo Lankahuasa 2. _______________________________________________________________ 65

IV.3.4. Etapa 17 ½” x 13 3/8”. ________________________________________________________________ 81

IV.4. POZO Lankahuasa 21 ______________________________________________________________ 95

IV.4.2. Análisis de tiempos del pozo LANKAHUASA 21. _________________________________________ 96

IV.5. Pozo Sihini 1. ___________________________________________________________________ 123

IV.6. Pozo Kosni 1 ____________________________________________________________________ 157



Página 6

IV.7. Pozo Kosni 101 __________________________________________________________________ 193

. _________________________________________________________________________________________ 222

V . DET ERM I NACI ÓN D EL L ÍMIT E TÉC NIC O Y A DMINISTRAC I ÓN D EL C ONOC IMI ENT O . _____ 224

V.1. PROPUESTAS DE L ÍMITE TÉCNICO LANKAHUASA DE LOS POZ OS CHIHUIX-1 Y

LACATZU-1 (ZONA ALEJADA). ____________________________________________________ 224

V.2. L ÍMITE TÉCNICO DEL CUBO LANKAHUASA CENTRO PARA LOS POZOS

LANKAHUASA NORTE-1, LANKAHUASA DL-1, LANKAHUASA DL-2. _________________ 228

Y FUTUROS POZOS EN LA ZONA NORTE __________________________________________ 228

V.3.Propuestas Límite Técnico Cubo Lankahuasa Centro de los pozos Lankahuasa-1, Lankahuasa-2 y

Lankahuasa-21 y futuros a perforar en la zona CENTRO ______________________________________ 232

V.3. Propuestas para el Límite Técnico del Cubo Lankahuasa Centro para los pozos Sihini-1, Kosni-1 y

Kosni-101 y futuros pozos de la zona SUR _________________________________________________ 236

VI . CONCLUSI ONES _____________________________________________________________ 240

VII . REC OM ENDACI ONES . _______________________________________________________ 241

VIII. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS ________________________________________ 242

VIII . I . BIBLIOGRAFÍA ___________________________________________________________ 242

VIII .2.REFERENCIAS DE LA APLICACIÓN _____________________________________ 244



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RESUMEN

Ante los retos que se avecinan, la industria petrolera mundial deberá plantear estrategias

que permitan en forma eficiente la generación, la adquisición y la administración de

nuevos conocimientos, así como el aseguramiento del uso de las mejores tecnologías

disponibles en el mercado para seguir operando con márgenes atractivos de rentabilidad.

La industria Petrolera Nacional, en particular Petróleos Mexicanos (PEMEX), tiene la

misión de maximizar el valor económico de sus activos, responsabilidad que incluye -

necesariamente- el asegurar el acceso a la mejor tecnología, su asimilación adecuada y

la administración del conocimiento adquirido.

Por lo anterior la perforación de pozos petroleros requiere ejecutarse en el menor tiempo

y costo posible. En este proceso, día con día se generan conocimientos y experiencias,

por lo que, es necesario: Fortalecer el capital intelectual, el capital humano y capturar el

conocimiento relevante, es decir administrar el conocimiento. Por ello, se originó la

necesidad de implementar la herramienta denominada “Limite Técnico”, que se define

como la metodología para optimizar la planeación del pozo a perforar a partir del análisis

de las mejores prácticas, tiempos, tecnologías y recursos humanos, basados en el

conocimiento empírico.

En esta tesis se presenta la metodología de límite técnico, su aplicación y análisis de

resultados de once pozos seleccionados del campo Lankahuasa en la zona norte del

país, donde se identificaron los tiempos no productivos como son: los tiempos con

operaciones con problema, tiempos con operaciones no programadas, tiempos de

operaciones normales, y se determinó el límite técnico como base de la administración

del conocimiento para la planeación de futuros pozos a perforar del área.



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ABSTRACT

Given the challenges ahead, the global oil industry should propose strategies to efficiently

allow the generation, acquisition and management of new knowledge, and ensuring the

use of best available technologies in the market to keep operating at attractive margins of

profitability. The national oil industry, particularly Petróleos Méxicanos (PEMEX), has the

mission to maximize the economic value of its assets, responsibility that includes

necessarily. To ensure the access to the best technology and proper assimilation of

acquired knowledge management.

Therefore the well require to be performed drilling in the shortest run time and cost. Every

day, this process will generate knowledge and experience, so it is necessary to:

strengthen the intellectual and human capital and capture the relevant knowledge, i.e.

knowledge management. Consequently, it was necessary to implement a tool called

"Technical Limit", which is defined as the methodology for optimizing the well drilling plan

from the analysis of best practices, time, technology and human resources, based on

empirical knowledge.

In the study, it was identified the non-productive times such as: problematic operation

times unscheduled operation times, normal operation times, and it was determined the

technical limit based on the knowledge management for planning the best drilling strategy

for prospective well.



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INTRODUCCIÓN

Hoy en día los hidrocarburos juegan un papel fundamental en la economía mundial, de

acuerdo con Néstor Martínez (2008)*, la escasa holgura entre la oferta y la demanda los

hacen susceptibles a súbitas variaciones en el precio que reflejan condiciones de

mercado, de geopolítica y hasta de especulación. Con base en las predicciones de las

expectativas de crecimiento de la oferta anual de hidrocarburos, en el peor escenario, se

espera que para el año 2026 se presente la máxima oferta y a partir de entonces se inicie

la declinación hasta el año 2100. Si la cima de producción de hidrocarburos se alcanza

en el año 2026, la economía mundial seguiría creciendo sin contratiempos.

Es importante enfatizar que la incorporación de reservas y la producción de los

hidrocarburos fáciles llegaron a su fin, tanto a nivel mundial como en México. En el futuro

las actividades de exploración y producción serán cada día más complejas requiriendo

recursos humanos altamente capacitados, tecnologías de vanguardia y recursos

económicos cuantiosos. Los retos que se avecinan para la industria petrolera mundial

deberá plantear estrategias que permitan en forma eficiente la generación, la adquisición

y la administración de nuevos conocimientos, así como el aseguramiento del uso de las

mejores tecnologías disponibles en el mercado que nos permitan hacer frente al futuro

(Martínez ,2008).

Petróleos Mexicanos (PEMEX), plantea en su Plan Estratégico la misión de maximizar el

valor económico de sus activos, responsabilidad que incluye -necesariamente- el

asegurar el acceso a la mejor tecnología, su asimilación adecuada y la administración del

conocimiento.( www.pemex.com, 2011)).

Por lo anterior, la perforación de pozos petroleros en el país, requiere que se perfore en

el menor tiempo y costo posible. En este proceso de la perforación, día con día se

generan conocimientos y experiencias, por lo que, es necesario fortalecer el capital

intelectual, el capital humano y capturar el conocimiento relevante, es decir administrar el

conocimiento

* N É S T O R M A R T Í N E Z R O M E R O , I N G E N I E R O P E T R O L E R O C O N M E N C I Ó N H O N O R Í F I C A Y M E D A L L A G A B I N O B A R R E D A , C O M I S I O N A D O E N L A C O M I S I Ó N N A C I O N A L D E

H I D R O C A R B U R O S ( C N H ) D E S D E M A Y O D E 2 0 1 2 . S E D E S E M P E Ñ Ó C O M O G E R E N T E D E G E S T I Ó N Y T R A N S F E R E N C I A T E C N O L Ó G I C A E N L A S U B D I R E C C I Ó N D E L A

C O O R D I N A C I Ó N T É C N I C A D E E X P L O T A C I Ó N D E P E M E X E X P L O R A C I Ó N Y P R O D U C C I Ó N ( P E P ) , A S Í C O M O A S E S O R D E L A D I R E C C I Ó N G E N E R A L D E L A S U B S I D I A R I A .

C U E N T A C O N 3 2 A Ñ O S D E E X P E R I E N C I A L A B O R A L E N Á R E A S D E I N V E S T I G A C I Ó N Y D E S A R R O L L O T E C N O L Ó G I C O , D O C E N C I A , A D M I N I S T R A C I Ó N Y O P E R A T I V A S D E C A M P O

http://cnh.gob.mx/

http://cnh.gob.mx/



Página 10

En esta tesis se presenta la metodología y la aplicación de límite técnico en

administración del conocimiento, del campo Lankahuasa- México.

En el capítulo I, se describen los aspectos generales de la planeación de la perforación

de pozos petroleros.

El capítulo II, se expone brevemente el origen y desarrollo de la administración del

conocimiento.

El capítulo III, está enfocado a la descripción de la metodología de límite técnico, y la

descripción de los tiempos no productivos.

En el capítulo IV, se realizó el caso de aplicación para el campo Lankahuasa donde se

analizaron los tiempos no productivos para los pozos seleccionados, lo que permitió

identificar los principales problemas y las mejores prácticas durante la perforación.

El límite Técnico y la información base para la administración del conocimiento, del

campo Lankahuasa, se presentan en el capítulo V.

Finalmente las conclusiones, recomendaciones y bibliografías, se describen en los

capítulos VI, VII y VIII, respectivamente.



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ANTECEDENTES

La perforación de pozos se sustenta en las actividades de planeación del diseño del

pozo, las cuales tienen como resultado principal y tangible un programa detallado de

actividades, el cual será la guía durante la ejecución de las operaciones. Por lo anterior,

es indudable la importancia que reviste la planeación de estas actividades para, al final,

entregar un pozo

El Ingeniero de diseño tiene la responsabilidad de realizar sus programas utilizando las

mejores herramientas disponibles; sin embargo, un aspecto que no podemos dejar de

lado, es la experiencia y las mejores prácticas operativas que se han adquirido y han

venido evolucionando a lo largo de los años. “La experiencia es un pilar que fortalece las

actividades cotidianas”, ¿Cómo hacer o utilizar esto sin temor a equivocarnos?

Podemos asegurar que a lo largo de la historia de la perforación de México, se han

realizado esfuerzos intuitivos, empíricos y prácticos para mejorar el desempeño de las

actividades de perforación y terminación de pozos. Por otro lado, también se han

aplicado mejores metodologías enfocadas al mismo objetivo. Como ejemplo, podemos

mencionar el proyecto Optimización de Tiempos de Perforación, mejor conocido como

OTP, (Plan Rector UPMP PEMEX 1999-2003) que surgió como respuesta a un estudio

previo con el cual se demostró que el tiempo empleado por PEMEX en la perforación de

pozos era elevado, comparándolo con los tiempos estándares mencionados, Carlos

Osornio (1999).

Pero esto no ha sido suficiente, por ello actualmente las compañías líderes a nivel

mundial se han preocupado por encontrar, aplicar o desarrollar sistemas y métodos de

trabajo que les permitan optimizar su desempeño. Tal es el caso del concepto FEL (Front

End Loading), denominado por Pemex como VCD (Visualización, Conceptualización y

Definición), en cuya metodología se utiliza el límite técnico como practica internacional en

la planeación de pozos.



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El concepto de Límite Técnico fue introducido plenamente a finales de 1998 a través de

la Brunei Shell Petroleum 1998 (BSP), con el objetivo de reducir significativamente los

costos en la perforación de pozos, sin afectar la seguridad de los procesos que conllevan

su terminación.

El primer pozo planeado y perforado con el concepto del Límite Técnico fue el gold eye,

por la Transocean John Shaw (TJS) [1]. Esta filosofía fue utilizada por BSP sobre pozos

marinos en desarrollo, mismos que fueron realizados con un 40% de tiempo ahorrado

comparado con el historial de pozos perforados normalmente. En México se implantó a

principios del presente siglo.

Por último, cabe mencionar que la realidad de Límite Técnico es que puede tener un

impacto característico sobre la reducción del tiempo y consecuentemente del costo de la

fase operacional; al planear y perforar un pozo, lo que nos lleva a considerar el límite

técnico como la base de la administración conocimiento.



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CAPITULO I. ASPECTOS GENERALES DE LA PLANEACIÓN DE

LA PERFORACIÒN DE POZOS PETROLEROS.

Para llevar a cabo el objetivo de la Perforación, se requiere de la integración de principios

de Ingeniería, filosofías personales o corporativas, experiencia e información relacionada

con el pozo a perforar, lo que se conoce como planeación del pozo. Aunque los métodos

y prácticas de planeación de la perforación pueden variar dentro de la Industria Petrolera,

el resultado final debería ser cumplir con el objetivo de la perforación de pozos.

I.1 PLANEACIÓN DE LA PERFORACIÓN

Es el concepto de crear el diseño del pozo, el programa de operación y supervisión,

previo al inicio de las actividades directas en la generación del pozo.

El objetivo de la planeación, es el de formular un programa para perforar un pozo, el cual

tenga las siguientes características:

1. Seguro

2. Económico (Costo Mínimo)

3. Utilizable

Desafortunadamente, no siempre es posible cumplir con esos objetivos en cada pozo

debido a las restricciones basadas en ciertos elementos, tales como, la geología del

lugar, el equipo de perforación disponible, limitaciones de las tuberías, barrenas, diámetro

del agujero, presupuesto, etc.

1. La Seguridad, debería ser la prioridad más alta en la planeación del pozo. En

particular, la del personal debe ser considerada más importante que otros aspectos, ya

que si no es así, se podría tener como resultado la pérdida de vidas.

La segunda prioridad involucra la seguridad del pozo, la planeación debe ser diseñada

para minimizar el riesgo de reventones y otros factores que podrían causar problemas o

pérdida del pozo.



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2. Minimizar el Costo, es un objetivo valido dentro del proceso de planeación siempre y

cuando no se menosprecien los aspectos de seguridad. En la mayoría de los casos el

costo puede reducirse a cierto nivel dependiendo del detalle de la planeación del pozo.

No es necesario construir "monumentos de acero" en nombre de la seguridad si esto no

se requiere, de otra manera, el dinero debe ser gastado en lo necesario para construir un

sistema seguro.

3. Perforar un agujero hasta un objetivo determinado no es completamente satisfactorio,

si al final la configuración del pozo no permite su utilización, es decir, que el diámetro no

sea el requerido para permitir que se realice una adecuada terminación o que la

formación este irreparablemente dañada.

La siguiente figura muestra como el costo del pozo puede ser reducido según el detalle

de la planeación.

Figura. I.1. Proceso de planeación del pozo con respecto al costo (Bourgoyne Jr., Millheim KK,

1986).

Por lo tanto, se puede establecer que la planeación de la perforación, es una etapa tan

importante como la fase operativa, ya que con esto se logra perforar de manera eficiente.

Así mismo, la estimación del costo de perforación determina la factibilidad económica del

pozo, porque establece la minimización de los gastos totales de la perforación a través de



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un programa apropiado. Sin embargo, el proceso de planeación puede dificultarse en

pozos con zonas de presión anormal, ya que bajo esas condiciones se pueden tener

problemas en la geometría del pozo, entre otros. Las presiones anormales afectan la

planeación en diversas áreas, las cuales incluyen las siguientes:

• Diseño de las Tuberías de Revestimiento (TR¨ s) y Tuberías de Producción

• Selección del tipo y peso del lodo de control.

• Profundidad de asentamiento de las Tuberías de revestimiento (TR's)

• Cementaciones

Por lo tanto, los siguientes problemas deben ser considerados como resultado de las

altas presiones de formación:

• Brotes y reventones

• Pegaduras por presión diferencial.

• Pérdidas de circulación como resultado de altas densidades en el fluido de

perforación.

• Cierre del agujero por presencia de lutitas

La planeación del pozo, es un proceso ordenado por lo que, se requiere que algunos

aspectos del plan sean desarrollados antes que otros. El éxito de un pozo está

determinado, primero, por el esfuerzo dedicado a la creación del mejor plan posible del

pozo y segundo, por la competente supervisión y control mientras se está perforando. Es

decir, debe existir una fuerte interrelación entre el programa de diseño y el programa de

operación. En la siguiente figura, se describe el proceso de planeación:



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Fig. I.2. Proceso de la planeación de la perforación de pozos petroleros1

El aspecto más importante en la preparación de la planeación del pozo y la subsecuente

aplicación de la Ingeniería de Perforación, es determinar las características y problemas

que pueden ser encontrados en el pozo. Para realizar lo anterior es necesario verificar los

estudios geológicos y sismológicos del área, así como también la información de campos

o pozos cercanos.

1 AP U N T E S D E L A M A T E R I A D E OP T I M I Z A C I Ó N D E L A PE R F O R A C I Ó N D E PO Z O S , DA V I D VE L Á Z Q U E Z CR U Z , IPN,

1994

Aduisición y Revisión de

Información

Análisis de la

información

Análisis previo al diseño

del pozo

1

1

Elaboración del diseño

del pozo

Distribución del diseño

propuesto para

comentarios

Elaboración del

Programa Operativo de

Perforación

2

2

Distribución del

programa operativo de

perforación para

comentarios

Reunión previa antes del

inicio de la perforación

FIN

INICIO



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CAPITULO II. LA ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO. La perforación de pozos petroleros en el país, requiere que se perfore en el menor tiempo

y costo posible. En este proceso, día con día se generan conocimientos y experiencias,

por lo que, es necesario: Fortalecer el capital intelectual, el capital humano y capturar el

conocimiento relevante, es decir administrar el conocimiento

Según el estudio exploratorio de Administración del conocimiento en México realizado por

el Centro de sistemas de conocimiento del Tecnológico de Monterrey en 2001, la

administración del conocimiento (Knowledge Management, KM) surge como un distintivo

movimiento administrativo y área de práctica empresarial en la década de los 90. El

movimiento obedece al hecho de que, a partir de la Segunda Guerra Mundial, el principal

factor de generación de riquezas lo constituye la producción basada en el conocimiento.

Una organización con administración del conocimiento ya no sólo puede vender sus

productos y servicios, que día a día mejoran, también puede vender el conocimiento y/o

replicarlo en cualquier otra organización en el mundo.

El mayor valor de las empresas del Siglo XXI ya no viene de sus activos físicos como

edificios, terrenos o maquinaria, sino de su conocimiento sistematizado acerca de sus

procesos, servicios y productos.

El éxito de las organizaciones en un mundo globalizado depende cada vez más de:

Su capacidad de sistematizar el conocimiento.

Entrar en un entorno de mejora continua.

Competir en un mundo globalizado.

No basta con:

Tener información y datos.

Tener procesos certificados (ejemplo: ISO9000).



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II.1. ORIGEN Y DESARROLLO DE LA ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO

Al descubrir que dentro de la estructura de las empresas se dispone de experiencia,

conocimientos y relaciones, cuyos valores incalculables, se comenzó a estudiar la forma

de "capturarlo". Esta necesidad dio paso a una nueva disciplina conocida con el nombre

de Administración del Conocimiento o Knowledge Management (KM).

Según Radhames García Cuevas et al (2008) a partir de 1987 la Investigación del

Aprendizaje de Palo Alto, maneja la idea de que la génesis y propiedad verdaderas de

ideas y conocimientos técnicos no son corporativas, ni personales, pertenecen a algo que

se comenzó a conocer como comunidad de la práctica. Con esta idea nueva surgió

dentro de las organizaciones e instituciones la aceptación de que el conocimiento

generado dentro de ellas es colectivo.3

II.2. ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO

La Administración del Conocimiento (del inglés Knowledge Management) en una

organización es el proceso por el cual existe una forma de recuperar, catalogar,

almacenar y distribuir el conocimiento aportado por cada profesional, actividad o proyecto

para cualquier actividad futura3.

Se entiende como un proceso sistemático de encontrar, seleccionar, organizar, disponer,

presentar y compartir información para transformarla, colaborativamente en

conocimiento, de modo que con ello, se ayude a comprender mejor un asunto y se

aproveche la experiencia acumulada sobre él para beneficio de los miembros de una

organización.

Básicamente, cualquier buena idea en un proyecto tiene uno de los siguientes objetivos

de negocios: [3 ] H T T P : / / E S .W I K I P E D I A . O R G /W I K I /G E S T I O N N _D E L _C O N O C I M I E N T O *

Mejorar la eficiencia ("Hacer las cosas correctamente").

Mejorar la efectividad ("Hacer las cosas correctas").

Innovar un producto o servicio ("Hacer algo nuevo").

http://www.monografias.com/trabajos15/todorov/todorov.shtml#INTRO

http://www.monografias.com/trabajos11/empre/empre.shtml

http://www.monografias.com/trabajos14/nuevmicro/nuevmicro.shtml

http://ads.us.e-planning.net/ei/3/29e9/cfa010f10016a577?rnd=0.9445390002506635&pb=4b8ab1cff18ac633&fi=2facf5798e8a2b42&kw=estudiar

http://www.monografias.com/trabajos14/disciplina/disciplina.shtml

http://www.monografias.com/trabajos54/la-investigacion/la-investigacion.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/romano-limitaciones/romano-limitaciones.shtml

http://www.monografias.com/trabajos13/trainsti/trainsti.shtml

http://www.monografias.com/trabajos16/manual-ingles/manual-ingles.shtml



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Según autores como Tejedor y Aguirre, 1998 existen ciertas características del

comportamiento humano que condicionan el compartir conocimiento en una organización:

Primero: el conocimiento es compartido en forma voluntaria, no se puede obligar a la

gente a compartirlo. ¿Qué debe hacer el gerente de proyecto con respecto a esto? Crear

un ambiente de colaboración en donde cada miembro del equipo se sienta cómodo

compartiendo lo que sabe, enseñando, y entendiendo que esto es bueno para la

organización.

Segundo: la gente sabe más de lo que puede contar o documentar. ¿Qué debe hacer el

gerente de proyecto con respecto a esto? Reconocer como parte del trabajo del proyecto

el proceso de producción, clasificación y almacenamiento de la información, y enseñar a

los miembros del equipo a hacerlo si es necesario, es decir, la administración del

conocimiento implica la conversión del conocimiento tácito (el que sabe un trabajador

específico) en explícito (conocimiento documentado y replicable) para convertirlo en un

activo estratégico de la organización.

Tercero: La fase del proyecto en donde el Gerente del Proyecto tiene la mayor

probabilidad de contribuir a la Administración del Conocimiento es la fase de Cierre del

Proyecto. Esta fase no es un momento en el proyecto sino un proceso. En este proceso

el Gerente del proyecto recopila toda la información producida, la cataloga y almacena de

forma tal que sea fácil buscarla y recuperarla en el futuro.

La administración del conocimiento implica la adecuada explotación de datos e información

para transformarlos en conocimiento y entendimiento como se observa en la figura II.1.

Fig. II.1 Pirámide del proceso de administración del conocimiento.

Fuente: Radhames García Cuevas et al (2008).



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Usualmente el proceso requiere técnicas para capturar, organizar, almacenar el conocimiento

de los trabajadores, para transformarlo en un activo intelectual que preste beneficios y se

pueda compartir.

Entonces la administración del conocimiento implica [4]:

1. Tener un proceso tradicional

2. Controlar el proceso (medir desviaciones), en un proceso certificado se busca únicamente

que estas desviaciones no sean mayores a cierto valor)

3. Analizar los errores y desviaciones (ellos son la fuente más valiosa de aprendizaje y mejora

continua), entendiendo el por qué. No importa si la desviación sea buena o mala, se puede

aprender en ambos casos.

4. Documentar el cómo y entender el por qué, aquí es cuando el conocimiento tácito se vuelve

explícito, al entender cómo y por qué un producto o servicio se hizo de mejor forma que otro.

5. Acción, no basta con entender la fuente de una desviación, hay que actuar en consecuencia

mejorando el proceso con adecuaciones y capacitación acerca del nuevo conocimiento

explícito.

6. Iteración, el nuevo proceso mejorado debe nuevamente de someterse al ciclo completo.

II.3.- LA GESTIÓN DEL CONOCIMIENTO Y LA MINERÍA DE DATOS .

La Gestión del Conocimiento se refiere al conjunto de procesos desarrollados en una

organización para crear, organizar, almacenar y transferir el conocimiento. La minería de

datos es la disciplina que tiene por objetivo la extracción de conocimiento implícito en

grandes bases de datos. La minería de datos tiene un papel fundamental en el proceso de

convertir en explícito al conocimiento implícito y en las distintas etapas del proceso de

gestión del Conocimiento en las organizaciones. [5]

Para lograr este propósito la minería de datos emplea técnicas estadísticas, de

automatización del conocimiento y de reconocimiento de patrones (observar datos de una

sola fuente, recursos de información, etc.).

http://www.monografias.com/trabajos14/administ-procesos/administ-procesos.shtml#PROCE

http://www.monografias.com/trabajos6/juti/juti.shtml



Página 21

Descubrimiento, captura y creación del conocimiento: en esta fase el conocimiento tácito

o implícito de la organización se captura a través de una variedad de técnicas entre ellas

la minería de datos, también por medio de la colaboración, directorios expertos o sistemas

inteligentes que usan patrones o estrategias de búsquedas particulares, etc.

En la gestión del conocimiento generalmente se consideran dos categorías básicas de

conocimiento, el conocimiento tácito y el conocimiento explícito. El conocimiento tácito es

el conocimiento personal o implícito, almacenado en los cerebros del personal de la

organización, difícil de formalizar, registrar y articular. Se desarrolla por medio de un

proceso de prueba y error y va conformando el conocimiento de un individuo sobre

diferentes temas.

El conocimiento explícito, es el conocimiento almacenado en distintos soportes o medios

físicos. La interacción entre el conocimiento tácito y el explícito es lo que da lugar a

procesos de generación de nuevo conocimiento.

[4] H T T P :// A X I T I A . C O M/ H T M L / A D M I N I S T R A C I O N _D E L _C O N O C I M I E N T . H T M L

[5] AD V A N C E S I N KN O W L E D G E D I S C O V E R Y A N D D A T A M I N I N G (1996) , E D I T E D B Y US A M A



Página 22

CAPITULO III. METODOLOGÍA DE LÍMITE TÉCNICO. El Límite Técnico se fomentó y divulgó dentro de las compañías a nivel mundial, a través

de una serie de sesiones intensivas en oficina y un trabajo en equipo extraordinario. La

aplicación del Límite Técnico requiere un cambio significativo en mente y actitud con

soporte completo de todos los niveles de la compañía donde se vaya a aplicar.

II. 1. EL L ÍMITE TÉCNICO

Se puede definir como el proceso para alcanzar el óptimo desempeño, analizando y

aplicando las mejores prácticas de ingeniería a durante la planeación de la perforación y

terminación de los pozos sirviendo de base para la administración del conocimiento ya

que es una actividad que genera aprendizaje y/o experiencia.

El realizar un análisis de límite técnico tiene como objetivo reducir tiempo y costo del

proceso de perforación.

Para establecer el límite técnico, se realiza un análisis del tiempo real de las operaciones

de perforación y terminación, como se observa en la figura III.1.

Fig. III.-1. Distribución de tiempos en el análisis del tiempo real de un pozo, Enrique Ayala 2002.



Página 23

III.1.1. Tiempos no productivos (no productives times NPT´s por sus siglas en inglés):

La pérdida convencional de tiempos durante el proceso de perforación de un pozo, son

los tradicionales tiempos no productivos (NPT´s). Corresponde al que se gasta en el

desarrollo de todas aquellas actividades que impiden el progreso de las operaciones del

pozo, esto es, hacia el alcance del objetivo planeado antes de su ejecución inicial. Los

tiempos no productivos son aquellos causados por fallas del equipo, errores humanos,

problemas en el pozo, eventos no programados, es decir, los NPT´S están compuestos

por aquellos tiempos que impidieron o retrasaron el alcance del objetivo del pozo por

operaciones con problemas, fallas y esperas.

III.1.2. Tiempos removibles: El tiempo removible:

Es la diferencia entre el tiempo real del pozo y el tiempo teórico del mismo; incluye la

pérdida convencional de tiempo y los tiempos lentos, además del denominado tiempo

invisible.

III.1.3. El tiempo perdido invisible:

Es un tiempo no productivo relacionado con las condiciones y actividades dentro del

control de las operaciones del pozo. Antes de “implementar el límite”, el tiempo perdido

invisible se incluyó en el tiempo productivo del pozo y no se registró.

III.1.4. El tiempo real:

Se compone del empleado en operaciones normales más los tiempos no productivos y

aquéllos que no fueron programados.

El tiempo teórico del pozo es el mínimo tiempo operacional alcanzable, tenido mientras

se trabajó bajo condiciones perfeccionadas y es esencialmente otra manera de describir

el “límite técnico”.

A continuación se describe la metodología de límite técnico a emplear en este trabajo de

tesis.



Página 24

III.2.1. Recopilación de información del campo.

En este punto se recopila la siguiente información:

Ubicación geográfica del campo.

Antecedentes del Campo

Tipo de yacimiento

Características geológicas

Tipo de hidrocarburo

Reserva original

Producción acumulada

Producción diaria actual

Fig. III.1. Ubicación Geográfica del Campo, Modificada por PEMEX, 2002



Página 25

Fig. III.2. Características geológicas, Modificada por PEMEX, 2002

III.2.2. Análisis del campo

En el análisis de campo se identifica la siguiente información:

Numero de Pozos Perforados

Distribución de los pozos

Tipo de Pozos

Estado : Activos/inactivos

Fig. III.3. Análisis del campo estudio, Modificada por PEMEX, 2002



Página 26

III.2.3. Selección de pozos

Se identifican los pozos con mejores tiempos de operación y con mejores prácticas de

Ingeniería.

Pozos con mejores tiempos de operación

Grafica III.1. Selección de los mejores pozos, Modificada por PEMEX, 2002

Los pozos con las mejores prácticas de Ingeniería, tiene como objeto identificar aquellas

operaciones que nos permiten optimizar el proceso de perforación, para utilizarlos como

base del conocimiento en futuras perforaciones de pozos.

29

51 52 53 54 56 56 58

205

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

1

Día

s

Pozos

Tiempos de Perforación

A B C D E F G H I



Página 27

Tabla III.5. Pozos con las mejores prácticas de ingeniería, Modificada por PEMEX,

2002.

III.2.4. Identificación de tiempos

El problema consiste en seleccionan los mejores tiempos de cada etapa y cambio de

etapa (conexiones superficiales). Esto se puede lograr graficando profundidad vs tiempo

en cada uno de los pozos de correlación.

Tiempos programados: Es el tiempo en el que se estima va ser perforado el pozo,

basándose en los tiempos de perforación de otros pozos en el campo.

Tiempos reales: Están compuestos de los tiempos empleados en operaciones normales

más los tiempos no productivos.

Tiempos normales: Es el mínimo tiempo operacional lograble trabajando bajo

condiciones perfectas.



Página 28

III.2.5 Selección de los mejores pozos

En este punto se seleccionan los mejores pozos del campo; es decir, pozos de

correlación. ¿Qué significa esto? Son aquellos cuyos estados mecánicos y profundidades

se parecen más a la del pozo programado, además de estar ubicados y orientados en el

mismo bloque estructural, como se observa en la figura III.6.

Fig. III.6. Correlación y Análisis del campo, Fuente: Rogelio Ramos 2003

Tlacotalpan-1 Macuile-4 Macuile-3 Macuile Sur-1

6 5/8“

9 5/8“

13 3/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

20“

13 3/8“

9 5/8“

TP pegada a 1780 m

TP pegada a 2177 m

TP pegada a 2227 m

TR pegada a 489 m

TP pegada a 1631 m

LUTITA

ARENAS

LUTITA

ARENA-LUTITA

CONGLOMERADO

ARENA-ARENISCA

ARENISCA-LUTITA

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pro

fun

did

ad

(m

)

TP pegada y

pescado a 2428 m

Desviación a 1619 m

Asentamiento de TR

Manifestación

Resistencias

Entrada de agua

Quiebre de Velocidad

Pérdidas de lodo

Prof. Total 2442 m

Prof. Total 2389 m

Prof. Total 3300 m

Prof. Total 3000 m

ZONA CRITICA

TR pegada a

2004.14 m

Lutitas-A

renas

TP pegada a 2340 m


6 5/8“

9 5/8“

13 3/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

20“

13 3/8“

9 5/8“

TP pegada a 1780 m

TP pegada a 2177 m

TP pegada a 2227 m

TR pegada a 489 m

TP pegada a 1631 m

LUTITA

ARENAS

LUTITA

ARENA-LUTITA

CONGLOMERADO

ARENA-ARENISCA

ARENISCA-LUTITA

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pro

fun

did

ad

(m

)

TP pegada y

pescado a 2428 m


Asentamiento de TR

Manifestación

Resistencias

Entrada de agua


Pérdidas de lodo

Prof. Total 2442 m

Prof. Total 2389 m

Prof. Total 3300 m

Prof. Total 3000 m


6 5/8“

9 5/8“

13 3/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

20“

13 3/8“

9 5/8“

TP pegada a 1780 m

TP pegada a 2177 m

TP pegada a 2227 m

TR pegada a 489 m

TP pegada a 1631 m

LUTITA

ARENAS

LUTITA

ARENA-LUTITA

CONGLOMERADO

ARENA-ARENISCA

ARENISCA-LUTITA

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pro

fun

did

ad

(m

)

TP pegada y

pescado a 2428 m


Asentamiento de TR

Manifestación

Resistencias

Entrada de agua


Pérdidas de lodo

Prof. Total 2442 m

Prof. Total 2389 m

Prof. Total 3300 m

Prof. Total 3000 m


6 5/8“

9 5/8“

13 3/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

20“

13 3/8“

9 5/8“

TP pegada a 1780 m

TP pegada a 2177 m

TP pegada a 2227 m

TR pegada a 489 m

TP pegada a 1631 m

LUTITA

ARENAS

LUTITA

ARENA-LUTITA

CONGLOMERADO

ARENA-ARENISCA

ARENISCA-LUTITA

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pro

fun

did

ad

(m

)

TP pegada y

pescado a 2428 m


Asentamiento de TR

Manifestación

Resistencias

Entrada de agua


Pérdidas de lodo

Prof. Total 2442 m

Prof. Total 2389 m

Prof. Total 3300 m

Prof. Total 3000 m


6 5/8“

9 5/8“

13 3/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

13 3/8“

9 5/8“

6 5/8“

20“

13 3/8“

9 5/8“

TP pegada a 1780 m

TP pegada a 2177 m

TP pegada a 2227 mTP pegada a 2227 m

TR pegada a 489 m

TP pegada a 1631 m

LUTITA

ARENAS

LUTITA

ARENA-LUTITA

CONGLOMERADO

ARENA-ARENISCA

ARENISCA-LUTITA

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2200

2400

2600

2800

3000

3200

3400

Pro

fun

did

ad

(m

)

TP pegada y

pescado a 2428 m


Asentamiento de TR

Manifestación

Resistencias

Entrada de agua


Pérdidas de lodo

Prof. Total 2442 m

Prof. Total 2389 m

Prof. Total 3300 m

Prof. Total 3000 m

ZONA CRITICA

TR pegada a

2004.14 m

Lutitas-A

renas

TP pegada a 2340 m



Página 29

III.2.5.-Creación del llamado “pozo híbrido”

Se crea el llamado pozo “híbrido”, el cual es una manera gráfica de ver el “mejor pozo”,

para enfocarnos al análisis de las mejores prácticas operativas y determinar “qué se hizo

y cómo”. En esta forma es posible optimizar el diseño de las operaciones a ejecutarse la

perforación del pozo futuro (esto incluye sartas, barrenas, condiciones de operación

hidráulica, fluidos, viajes, etc.).

Grafica III.2. Análisis de etapas y construcción del Pozo Hibrido, Modificada por PEMEX,

2002

III.2.6.-Eliminación de los tiempos de espera, tiempos con problemas y tiempos invisibles

Una vez obtenido el pozo híbrido, el paso a seguir son los tiempos de espera, los tiempos

de problemas y los tiempos invisibles. Los primeros son debidos a las fallas en los

equipos principalmente. Los tiempos en espera, son aquellos perdidos por espera de

materiales, acondicionamiento del fluido de perforación por malas condiciones; por



Página 30

mencionar algunos. Los tiempos invisibles pueden ser: excesivos tiempos de viajes, de

circulación, conexiones superficiales, corte y deslizamiento de cable, etc.

En este punto, ya se obtuvo como producto el pozo con tiempos optimizados, es decir,

llevados al límite técnico. ¿Qué significa esto? Que sin considerar que los tiempos de

espera y tiempos con problema y utilizando las mejores tecnologías y prácticas

operativas, podríamos perforar el siguiente pozo en este tiempo límite.

Grafica III.3. Análisis de tiempos por etapas, Modificada por PEMEX, 2002



Página 31

III.2.7.- Análisis a través de gráficas de avance.

Grafica III.4. Análisis de graficas de avance, Modificada por PEMEX, 2002

La realización de un análisis a través de las gráficas de avance podemos identificar las

mejores prácticas de ingeniería; y así documentar el Límite Técnico como base para ella

administración del conocimiento.



Página 32

III.2.8.- Programa de perforación del pozo a perforar.

Por último, se realiza el programa de perforación del pozo a perforar aplicando las

pendientes de las etapas sin tiempos no productivos y considerando el Límite Técnico

para cada una de ellas, a las profundidades del pozo programado, así como los tiempos

óptimos para los cambios de etapa.



Página 33

CAPITULO IV. CASO DE APLICACIÓN EN POZOS MARINOS DE LA

REGIÓN NORTE .

En este capítulo se realizó el análisis de los tiempos de perforación de cada pozo, se ha

buscado documentar las mejores prácticas, los mejores tiempos, e identificar los

principales problemas presentados durante su perforación.

IV.1. MINERÍA DE DATOS Y ANÁLISIS DEL CAMPO LANKAHUASA .

El Proyecto exploratorio Lankahuasa se ubica en la Plataforma Continental del Golfo de

México, frente a las costas el Estado de Veracruz, entre Cabo Rojo y Punta Zempoala,

cubre una superficie de 10,800 km2. Tiene como objetivo evaluar el potencial petrolero e

incorporar reservas de gas de los plays de terrígenos Terciarios. Recientemente se ha

incluido como objetivo al play de carbonatos de talud del Cretácico Medio y al play de

calizas oolíticas del Jurásico Superior, de la Faja de Oro marina.

El Proyecto inicio en 1998 con estudios de interpretación y adquisición de 10,070 km de

sísmica 2D y en el 2000 se inició el cubrimiento de sísmica 3D. Actualmente existe

12,420 km2 de sísmica 3D. El pozo Lankahuasa-1, primer pozo del Proyecto, descubrió

en enero de 2002 el primer campo de gas, confirmando la presencia de una nueva

provincia de gas no asociado en la Plataforma Continental del Golfo de México. Las

últimas perforaciones fueron en el 2005 y para el año de 2014, ya se tiene proyectada la

explotación del campo.

IV.1.1.Selección de los pozos

Para realizar el análisis de tiempos se seleccionaron 6 pozos del Campo Lankahuasa, y

cinco de Lankahuasa profundo, los cuales son Chihuix-1, Lacatzu-1, Kosni-1, Kosni-101

y Sihini-1., haciendo un total de 11 pozos. La tabla IV.1. Resume la información

recopilada en la cual se muestra el nombre del pozo, la localización del pozo, el equipo

que lo perforó, la profundidad alcanzada y el tiempo que duro la perforación.



Página 34

Perforación

No. Equipo Localización Prof.(md) Tipo Inicio Termino Días

1 6020 Chihuix-1 3424 Expl* 14/11/2003 15/01/2004 62.48

2 9160 Lacatzu-1

3335 Expl* 25/12/2003 27/02/2004 64.77

3 9190 Lankahuasa Nte-1

3054 Expl* 20/10/2002 12/01/2003 82.75

4 9190 Lankahuasa DL-1

3363 Expl* 06/04/2002 11/07/2002 72.46

5 9190 Lankahuasa DL-2

3150 Expl* 06/07/2003 01/11/2003 70.33

6 6006 Lankahuasa 1

3139 Expl* 23/09/2001 22/12/2001 89.83

7 6006 Lankahuasa 2

3204 Expl* 13/09/2003 19/11/2003 65.44

8 6006 Lankahuasa 21

3036 Expl* 23/04/2003 31/07/2003 96.40

9 6042 Sihini-1

4766 Expl* 01/08/2003 09/12/2003 129.42

10 9190 Kosni-1

4774 Expl* 20/04/2003 07/12/2003 204.85

11 6020 Kosni-101

4050 Expl* 09/03/2004 13/06/2004 96.23

Tabla IV.1. Resumen de los pozos para el análisis del caso de estudio, (Velázquez-

Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).



Página 35

* Pozo exploratorio

6006 – A/E Gene Rosser 6020 – S/S Kantian IV 6042 – S/S Ocean Whittington 9160 – S/S Pride South Seas 9190 – S/S Matarredonda

IV.2. POZO LANKAHUASA 1.

IV.2.1. Descripción del pozo.

El pozo Lankahuasa -1, se localiza a 21.5 Kms. al S 80°00’E de la Cd. de Nautla,

Veracruz, y en la plataforma continental del Golfo de México, frente a las costas de

Nautla, Veracruz; cuyos datos topográficos son los siguientes:

E. M. R. 32 m. T. A. 63 m P. T. 3139 m.b.m.r.

Coordenadas Geográficas Coordenadas UTM

Latitud Norte; 20° 10’10´´ X = 753,854.89

Longitud Oeste 96° 32´25´´ Y = 2’231,870.95

Tabla IV.2.1. Datos topográficos del Pozo Lankahuasa 1. (PEMEX, 2001).

El pozo está dado actualmente como; Productor de gas seco, clasificación: 02.02.02 con

datos iniciales de producción Orificio; 1”, Ps; 92.11 Kg/cm3, Qg: 26.54 mmpcg, Intervalo:

2333-2347 y 2364-2378.

El objetivo del pozo fue probar los horizontes del Plioceno Inferior y Mioceno Superior e

inició su perforación el día 23 de Septiembre de 2001 y terminó en su fase de perforación

el día 22 de Diciembre del 2001, en cuanto a la fase de terminación del pozo se inició el

23 de Diciembre del 2001 y se terminó oficialmente el 26 de Marzo del 2002.

En cuanto a sus niveles crono- estratigráfico se tiene la siguiente Columna Geológica:



Página 36

EDAD/FORMACIÓN

PROFUNDIDAD ESPESOR

(m) (m.b.m.r.) (m.b.n.m.)

Fondo Marino (Plioceno Medio) 88 - 62.7 -

Pleistoceno - - -

Plioceno Superior - - -

Plioceno Medio +- 500 - 474 900

Plioceno Inferior 1400 -1374 295

Mioceno Superior 1695 -1669 1444

Prof. Total 3139 - 3113

Tabla IV.2.1.Columna litológica del Pozo Lankahuasa 1*. (PEMEX, 2001).

* DA T O S A C T U A L I Z A D O S C O N “DE S A R R O L L O D E CA M P O S” Y “CA R A C T E R I Z A C I Ó N D E Y A C I M I E N T O S” ,

PE MEX (2 001).



Página 37

IV.2.2. Análisis de tiempos del pozo LANKAHUASA 1.

La perforación del pozo Lankahuasa 1 tuvo una duración de 89.83 días y el tiempo

programado fue de 64 días, dando una diferencia de 25.83 días más de lo programado.

Del tiempo de perforación del pozo (43.71 días), 37.31 fueron de operación normal, 4.56

días de operaciones con problemas y 0.75 días de esperas además de 1.08 días de

operaciones no programadas. En el cambio de etapa se emplearon 46.13 días, donde

25.69 días fueron de operaciones normales, 11.17 días con problemas, 5.9 días en

esperas y 3.38 días con actividades no programadas.

El avance real en magnitud rebasó en 6% al programado, de acuerdo con la tabla IV.4.

Tabla IV.2.2. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 1. (PEMEX,

2001).

En la gráfica IV.2.2.1. Se muestran los tiempos programados durante las actividades

propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa; nótese que las operaciones

normales correspondieron cercanamente al tiempo programado para el pozo, El tiempo

real fue mayor en su mayor parte por los problemas asociados.

Pozo LANKAHUASA 1

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Perforación Programa Cambio de

etapa

Programa Total Programa

Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 38

Gráfica IV.2.2.1.- Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el

cambio de etapa en el pozo Lankahuasa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Los avances promedio que relacionan profundidad final alcanzada entre los días

empleados para la perforación tanto en programa como real, aparecen en la gráfica

IV.2.2.2., donde el tiempo real es 6% mayor:

Grafica IV.2.2.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 1. (Velázquez-Cruz, D.,

Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

La gráfica comparativa del tiempo total programado frente al real utilizado, puede

observarse a continuación, obsérvese que los tiempos no productivos más la adición de

actividades no programadas incrementó 40.38% (25.6 días), el tiempo programado para

el pozo (grafica IV.2.2.3).

Grafica IV.2.2.3. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo

Lankahuasa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Pozo LANKAHUASA 1

71.8267.76

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 1

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

1

2

Tiempo (Días)

Programa Normal No Programadas Problemas Esperas



Página 39

Las operaciones con problema constituyeron el 17.51% (15.50 días) del tiempo total de

operación (grafica IV.2.2.4) siendo el atrapamiento de tubería el más crítico, mientras que

las esperas representaron el 7.4% (6.65 días) por malas condiciones climatológicas,

como se presenta en la gráfica IV.4.

Grafica IV.2.2.5. Tiempos de operaciones con problema del pozo Lankahuasa 1.

(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Grafica IV.2.2.6. Tiempos de espera en la operación del pozo Lankahuasa 1.


Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 1

0.06

0.88

0.02

0.19

0.04

0.04

0.13

2.63

10.90

0.46

0.17

15.50

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00

Circula limpiando agujero fuera de programa

Repasa/Estabiliza Agujero

Brote/Reventón

Problemas con el Lodo

Problemas con Aparejo de Fondo

Pérdida de Circulación

Problemas con Conexiones Superficiales

Falla/Repara equipo Compañía

Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería

Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero

Pesca

Total de operaciones con problemas

Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: LANKAHUASA 1

6.65

6.65

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00

Malas Condiciones Climatológicas

Total de esperas

Tiempo (Días)



Página 40

De manera conjunta se observan los tiempos comparativos de las diferentes etapas y un

resumen promedio de las mismas, en la gráfica Grafica IV.2.2.7. Las etapas 1 y 4

muestran un comportamiento real que sobrepasa en mayor medida los tiempos de

programa. En las barras promedio generales, los tiempos de las operaciones normales

fueron equivalentes a los tiempos de programa.

Grafica IV.2.2.7 Tiempos programados frente a los reales y normales del pozo Lankahuasa 1.


Pozo LANKAHUASA -1

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Total

Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa

3.50

10.297.0

10.15

25.0

18.48

28.50

50.92

64.0

89.83



Página 41

IV.2.3. ETAPA DE PERFORACIÓN 36” X 30”

La perforación del pozo Lankahuasa 1, en su primera etapa tuvo una duración de 10.29

días y el tiempo programado fue de 3.5 días, dando una diferencia de 6.79 días más de lo

programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo en esta etapa, fue de

1.88 días con 0.79 días de operación normal, sin problemas ni esperas pero con 1.08

días en actividades no programadas. En el cambio de etapa se programaron 2 días y se

tuvieron 8.42 días con 1.19 en operación normal, con 0.19 días en operaciones con

problemas, 4.08 días con esperas además de 2.95 días en operaciones no programadas.

El avance estimado fue de 100 m/día y el real de 85.33 m/día, apenas el 85.3 % del

primero.

Actividad Programa Real Diferencia

(días)

Perforación (días) 1.5 1.88 0.33

Cambio de etapa

(días)

2.0 8.42 6.42

Global (días) 3.5 10.29 6.79

Avance (m/día) 100 85.33 14.67

Tabla. IV.2.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 1, en etapa 1.


En la gráfica IV.2.3.1 se muestran los tiempos programados durante las actividades

propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, éstos resultaron mayores en

el tiempo real e incrementaron notoriamente el tiempo total de duración de la perforación

del pozo en esta etapa, nótese el efecto de las actividades no programadas y los tiempos

no productivos: el 79% (8.16 días) de la duración total de esta etapa.



Página 42

Grafica IV.2.3.1 Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio

de etapa en el pozo Lankahuasa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los avances promedio que relacionan profundidad alcanzada en esta etapa entre los

días empleados para la perforación, tanto en programa como reales, aparecen en la

gráfica IV.2.3.2. Siendo menor el avance promedio real:

Grafica IV.2.3.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 1, etapa 1.


1er Etapa Pozo Lankahuasa 1

0

50

100

150

200

250

300

Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa

Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa

Etapa 1 Pozo LANKAHUASA 1

85.33

100.00

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Avance

m/D

ía Programado

Real



Página 43

La gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real utilizado, puede

observarse a continuación, nótese el efecto equivalente de duración de las actividades no

programadas y los tiempos no productivos (Grafica IV.2.3.3.).

Grafica IV.2.3.3. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo

Lankahuasa 1, etapa1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


operación (Grafica IV.2.3.4.), mientras que las esperas el 39.6% (4.08 días), como se

presenta en la Grafica IV.2.3.5.

Grafica IV.2.3.4. Operaciones con problema Lankahuasa 1, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D.,


Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: Lankahuasa 1 1er Etapa

0 2 4 6 8 10 12

1

2

Tiempo (Días)


Operaciones con problemas del Pozo:Lankahuasa 1 1er Etapa

0.19

0.19

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16 0.18 0.20

Problemas por Cierre/Resistencia

de Agujero


Tiempo (Días)



Página 44

Grafica IV.2.3.5.Operaciones con esperas Lankahuasa 1, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D.,


Al comparar los tiempos programados con los de operación normal se puede observar

que el tiempo normal para perforar agujero resultó menor del programado (Grafica

IV.2.3.6.).

Esperas del Pozo: Lankahuasa 1 1er Etapa

4.08

4.08

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50


Total de esperas

Tiempo (Días)

“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos

Petroleros”,

Página 45

Grafica IV.2.3.6.Tiempos Programados y normales por operación del pozo Lankahuasa 1, etapa 1. (Velázquez-cruz, D.,


Al comparar los tiempos programados con los de la operación real se puede observar que solo la perforación del agujero se

encontró dentro del programa en su operación normal, pero con las operaciones no programadas rebasó 25% el tiempo

programado (Grafica IV.2.3.7.).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo Lankahuasa 1 Etapa 36"x30"

84.0

36

12

0

36

0

28.5

0

19

97.0

0

71

0

26

47.5

0.0 20.0 40.0 60.0 80.0 100.0 120.0 140.0 160.0

Total

Conexiones superficiales de control

Tuberìa de revestimiento

Registros Elèctricos

Perforar con barrena de 36" a 150 m.

Tiempo (Hrs)

Programa Normal No Programadas


Petroleros”,

Página 46

Grafica IV.2.3.7. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Lankahuasa 1, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo Lankahuasa 1 Etapa 36"x30"

84.0

36

12

0

36

47.5

0

28.5

0

19

97.0

0

71

0

26

4.5

0

4.5

0

98.0

0

98

0

0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0

Total

Conexiones superficiales de control

Tuberìa de revestimiento

Registros Elèctricos

Perforar con barrena de 36" a 150 m.

Tiempo (Hrs)




Página 47

IV.2.4. Etapa de perforación 26” x 20” (etapa 2)

La perforación del pozo Lankahuasa 1, en su segunda etapa tuvo una duración de

10.15 días y el tiempo programado fue de 7 días, dando una diferencia de 3.15 días

más en operación real. Del tiempo utilizado para la perforación del pozo en esta

etapa 5.73 días tomaron las actividades propias de perforar el agujero: con 5.06

días normales, 0.67 con problemas, no hubo esperas o actividades no

programadas. En el cambio de etapa se programaron 3 días y se tuvieron 4.42 días

en la operación real, sin problemas y esperas, pero están incluidos 0.13 días de

operaciones no programadas.

El avance estimado era de 87.5 m/día y el real fue de 61.09 m/día, apenas el 69.8%

del primero.

Tabla IV.2.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 1 en etapa

2., (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).



Cambio de etapa (días) 3.00 4.42 1.42

Global (días) 7.0 10.15 3.15

Avance (m/día) 87.5 61.09 26.41

En la gráfica IV.2.4.1.Se muestran los tiempos programados durante las actividades

propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, ambos resultaron

mayores al real e incrementaron notoriamente el tiempo total de duración de la

perforación del pozo en esta etapa. Las operaciones normales resultaron mayores

en duración que los tiempos programados

Grafica IV.2.4.1.Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa

en el pozo Lankahuasa 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

2da Etapa Pozo Lankahuasa 1

0

50

100

150

200

250

300


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 48

Los avances promedio que relacionan profundidad alcanzada en esta etapa entre

los días empleados para la perforación, tanto en programa como reales, aparecen

en la gráfica IV.2.4.2, siendo menor el avance promedio real que el programado en

un 30.18%.

Gráfica IV.2.4.2, Avances programado y real del pozo Lankahuasa 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D.,


La gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real utilizado,

puede observarse a continuación, nótese que las operaciones normales por si solas

sobrepasan los tiempos de operación programada (gráfica IV.2.4.3).

Gráfica IV.2.4.3.Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 1 de la etapa 2.



operación (grafica IV.2.4.4), no hubo esperas.


61.09

87.50

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

100.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: Lankahuasa 1 2da Etapa

0 2 4 6 8 10 12

1

Tiempo (Días)




Página 49

Gráfica IV.2.4.4. Operaciones con problema Lankahuasa 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Las operaciones programadas al compararlas con las normales en esta etapa,

muestran que solamente la toma de registros en tiempo normal fue menor a lo

programado durante la etapa. (Grafica IV.2.4.5.).

Operaciones con problemas del Pozo: Lankahuasa 1 2da Etapa

0.04

0.06

0.13

0.17

0.27

0.67

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70







Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 50

Gráfica IV.2.4.5. Tiempos Programados y normales por operación, pozo Lankahuasa 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, solamente para la operación específica de

perforación y en la toma de registros se encuentran debajo de los tiempos programados, la perforación por si misma fue

equivalente al programa y en las demás operaciones de la etapa los tiempos reales fueron mayores a lo programado (figura

IV.2.4.6).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo Lankahuasa 1 Etapa 26"x20"

168.0

36

12

24

24

72

224.5

59.5

28

15.5

51.5

70

3.0

3

0 50 100 150 200 250

Total

Instalar conexiones superficiales de control

Tuberia de revestimiento

Tomar Registros Elèctricos

Ampliar agujero a 26"

Perforar con barrena de 12 1/4" a 500 m.

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 51

Gráfica IV.2.4.6. Tiempos programados y reales por operación, pozo Lankahuasa 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo Lankahuasa 1 Etapa 26"x20"

168.0

36

12

24

24

72

224.5

59.5

28

15.5

51.5

70

3.0

3

16

16.0

0 50 100 150 200 250 300

Total

Instalar conexiones superficiales de control



Ampliar agujero a 26"

Perforar con barrena de 12 1/4" a 500 m.

Tiempo (Hrs)




Página 52

IV.2.5. Etapa de perforación 17 ½” x 13 3/8”, etapa 3.

La perforación del pozo Lankahuasa 1 en su tercera etapa tuvo una duración de

18.48 días y el tiempo programado fue de 25 días, dando una diferencia de 6.52

días menos de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo

en esta etapa fue de 9.75 días, donde 8.81 días fueron normales, 0.19 con

problemas y 0.75 de esperas. En el cambio de etapa se programaron 8 días y se

tuvieron 8.73 días reales, con 6.57 días de operación normal, 1.2 días con

problemas y 0.67 días de esperas, además de 0.29 días de operaciones no

programadas.

El avance estimado era de 78.24 m/día y el real fue de 135.9 m/día, 73% mayor al

primero.

Tabla IV.2.5.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 1 en etapa 3.


Actividad Programa Real Diferencia (días)



Global (días) 25 18.48 6.52

Avance (m/día) 78.24 135.9 57.66

En la Grafica IV.2.5.1.se muestran los tiempos programados durante las

actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, en la

etapa resultó mayor el tiempo programado que el real, aunque en el cambio de

etapa ligeramente se rebasó el programa.

Grafica IV.25.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el

cambio de etapa en el pozo Lankahuasa 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-

Castañeda, G. 2004A).

3er Etapa Pozo Lankahuasa 1

0

100

200

300

400

500

600

700


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 53


los días empleados para la perforación, tanto en programa como real, aparecen en

la Grafica IV.2.5.2. Siendo mayor el avance promedio real en un 74%.

Grafica IV.2.5.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


En la gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real, puede

observarse que el último fue apenas en tiempo el 74% del tiempo estimado de

programa (grafica IV.2.5.3).

Grafica IV.2.5.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 1. (Velázquez-Cruz,

D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Las operaciones con problema constituyeron el 7.57% (1.4 días) y las esperas el

7.67% (1.42 días) del tiempo total de operación (grafica IV.2.5.4. y IV.2.3.5).


135.90

78.24

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: Lankahuasa 1 3er Etapa

0 5 10 15 20 25 30

1

Tiempo (Días)




Página 54

Grafica IV.2.5.4. Operaciones con problema Lankahuasa 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Grafica IV.2.5.5. Operaciones con esperas Lankahuasa 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Las operaciones programadas al compararlas con las normales y no programadas

en esta etapa, en su mayoría resultaron menores que las primeras; sólo en el caso

de la introducción de tubería de revestimiento el tiempo de la operación normal fue

mayor al tiempo programado (grafica IV.2.5.6).

Operaciones con problemas del Pozo: Lankahuasa 1 3er Etapa

0.02

0.06

0.06

0.06

1.19

1.40

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60


Brote/Reventón





Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: Lankahuasa 1 3er Etapa

1.42

1.42

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 55

Grafica IV.2.5.6. Programa del pozo Lankahuasa 1, etapa 3 frente a la operación real. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, para perforar, cortar núcleos, tomar registros e

instalar conexiones superficiales de control se encuentran debajo de los tiempos programados (grafica IV.2.5.7); se

programaron 96 horas para ampliar agujero, pero no se realizó esa operación; para la tubería de revestimiento las

operaciones reales se realizaron en un 200% (98.5 días) más del tiempo programado.

Tiempos programados vs normales y no programadosPozo Lankahuasa 1 Etapa 17 1/2"x13 3/8"Etapa

600.0

60

48

84

72

96

240

369.0

13.5

94.5

49.5

11.5

0

200

7.0

7

0

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0

Total

CSC



Cortar nucleos

Ampliar agujero

Perforar con 17 1/2" a 1830 m.

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 56


Tiempos programados vs reales Pozo Lankahuasa 1 Etapa 17 1/2"x13 3/8"Etapa

600.0

60

48

84

72

96

240

369.0

13.5

94.5

49.5

11.5

0

200

7

0

0

33.5

29

0

0

16

0

0

7.0

4.5

34.0

18

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0

Total

CSC



Cortar nucleos

Ampliar agujero

Perforar con 17 1/2" a 1830 m.

Tiempo (Hrs)




Página 57

IV.2.6. Etapa de perforación 12 ¼” x 9 5/8”, ETAPA 4.

La perforación del pozo Lankahuasa 1, en su cuarta etapa tuvo una duración de

50.92 días y el tiempo programado fue de 28.55 días, dando una diferencia de

22.37 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del

pozo en esta etapa, fue de 26.35 días, donde 22.64 días fueron normales, 3.71

días con problemas y sin esperas. En el cambio de etapa se programaron 8.5 días y

se tuvieron 24.56 días reales, (16.06 días más), con 13.65 normales, 9.77 con

problemas y 1.15 días de esperas.

El avance estimado era de 52.5 m/día y el real fue de 49.48 m/día, equivalente al

94.2% del primero.

Tabla IV.2.6.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 1 en etapa

4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


Perforación (días) 20 26.35 6.35


Global (días) 28.55 50.92 22.37

Avance (m/día) 52.5 49.48 3.02

En la gráfica IV.2.6.1.se muestran los tiempos programados durante las actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, en los dos casos resultaron mayores los tiempos reales.

Gráfica IV.2.6.1 Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en el pozo

Lankahuasa 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

4ta Etapa Pozo Lankahuasa 1

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 58


los días empleados para la perforación, tanto en programa como real, aparecen en

la gráfica IV.2.6.2. Siendo mayor en 5.75% el avance promedio programado:

Gráfica IV.2.6.2. Avances programado y real Lankahuasa 1 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

En la gráfica IV.2.6.3.comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real,

puede observarse que este último en la etapa sobrepasó el programado en un

78.35%.

Gráfica IV.2.6.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 1, etapa 4.


Las operaciones con problema constituyeron el 26.47% (13.47 días) y las esperas el

2.25% (1.15 días) del tiempo total de operación (graficas IV.2.6.4. y IV.2.6.5).


49.4852.50

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: Lankahuasa 1 4ta Etapa

0 10 20 30 40 50 60

1

Tiempo (Días)




Página 59

Gráfica IV.2.6.4.Operaciones con problema Lankahuasa 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Gráfica IV.2.6.5. Operaciones con esperas Lankahuasa 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Las operaciones programadas al compararlas con las normales en esta etapa, en

su mayoría resultaron menores; la excepción ocurrió en el corte de núcleos (grafica

IV.2.6.5.).

Operaciones con problemas del Pozo: Lankahuasa 1 4ta Etapa

0.04

0.15

0.17

0.19

0.88

1.17

10.90

13.48

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00







Pesca


Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: Lankahuasa 1 4ta Etapa

1.15

1.15

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 60

Gráfica IV.2.6.6. Tiempos programados y normales por operación, pozo Lankahuasa 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo Lankahuasa 1 Etapa 12 1/4"x9 5/8"Etapa

684.0

60

48

96

216

264

871.0

120

137

99.5

444

70.5

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 900.0 1000.0

Total

CSC



Cortat nùcleos

Perforar con Bna de 12 1/4" a 2880

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 61

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, se encuentran por debajo de los tiempos de éstas,

excepto en el caso del corte de núcleos (figura 6.2.4.7)

Gráfica IV.2.6.7. Tiempos programados y reales por operación, pozo Lankahuasa 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo Lankahuasa 1 Etapa 12 1/4"x9 5/8"Etapa

684.0

60

48

96

216

264

871.0

70.5

120

137

99.5

444

323.5

234.5

86

27.5

22.5

3

5

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0 1400.0

Total

CSC



Cortat nùcleos

Perforar con Bna de 12 1/4" a 2880

Tiempo (Hrs)


“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en

la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,

Página 62

IV.2.7. Análisis de los tiempo de perforación para la administración del

conocimiento del pozo lankahuasa 1.

En la gráfica IV.2.7.1. Se presenta la gráfica de avance de perforación

profundidad vs tiempo y las barrenas que se utilizaron en las dos primeras etapas

para ampliar los agujeros piloto de 8 ½” a 36” y 26”; las barrenas de 17 ½” PDC

que permitieron llegar a la profundidad de 1935m; en la etapa de 12 ¼” trabajó

mejor una tricónica hasta 1977m; después las 4 PDC utilizadas promediaron

aritméticamente 304.6 m/ barrena.

Gráfica. IV.2.7.1. Avance de perforación y barrenas utilizadas, pozo Lankahuasa 1 etapa 4 (PEMEX 2002).

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Tiempo (Dias)

Pro

fun

did

ad

(m

)

RealProgramadaNormalNormal+NP

Gráfica de Avance del Pozo: Lankahuasa 1

Barrena de 36" y hta. de 9 1/2" y 8", con bombeo de agua de mar y baches de lodo bentonítico de 1.06 gr/cc X 200

seg.; amplia agujero de 8 1/2" a 36" hasta 160m de profundidad. Cementó TR a 152m

Barrena de 8 1/2" tipo 217; con bombeo de agua de mar y baches de lodo bentonítico de 1.06 gr/cc

X 200 seg.; perfora agujero piloto a la profundidad de 510m.

Barrena de 26" y hta. de 8", con bombeo de agua de mar y baches de lodo bentonítico de 1.07 gr/cc

X 180 seg.; amplia agujero de 8 1/2" a 26" de 160m a 510m de profundidad. Cementó TR de 20" K-55,

94# a 510m.

Barrena de 17 1/2" PDC, con lodo polimérico de 1.29 gr/cc X 45 seg. perfora de 510m a 1835m de

profundidad. Cementó TR de 13 3/8" a 1825.50 m

Barrena de 17 1/2" PDC #3356 con 8 toberas de 14/32" repaso de 1192m a 1835

m con lodo polimérico de 1.31 gr/cc X 60 seg.

Con Barrena de 12 1/4" PDc, con lodo polimérico de 1.45 gr/cc X 57 seg., perfora

de 1835m a 1846m de profundidad y suspende por no existir avance.

Con Barrena Tricónica de 12 1/4" #742322, B-3,D-1, 1/16", con lodo polimérico

de 1.38 gr/cc X 60 seg., perfora de 1846m a 1977 de profundidad.

Con Barrena de 12 1/4" PDC, con lodo polimérico de 1.30 gr/cc X 55 seg.

perfora de 1977m a 2220m de profundidad.

Con Barrena de 12 1/4" PDC security, con lodo polimérico de 1.30 gr/cc

X 55 seg. perfora de 2220m a 2634m de profundidad.

Con Barrena de 12 1/4" PDC tipo FM-2743, con lodo polimérico de 1.33

gr/cc X 57 seg. perfora de 2691m a 3139m de profundidad.

Con Barrena de 12 1/4" PDC security, con lodo polimérico de 1.30

gr/cc X 55 seg. perfora de 2634m a 2691m de profundidad.



Página 63

En la figura IV.2.7.2. Está representado el avance de la perforación del pozo con

las principales problemáticas y las profundidades a las que se presentaron: en la

primera etapa hubo retrasos por malas condiciones meteorológicas, en la etapa

de 26” x 20” se intuye falta de tratamiento al fluido de perforación y necesidad de

mayor limpieza del agujero; durante la etapa de 17 ½” x 13 3/8” se observa tanto

inestabilidad del agujero, como necesidades de ajuste a las propiedades del lodo.

La etapa crítica fue la de 12 ¼” x 9 5/8” donde no se tuvo el control de la relación

roca – fluido y se dieron atrapamientos, fricciones, resistencias y cambios de

densidad.

Grafica IV.2.7.2Avance de perforación y problemáticas, pozo Lankahuasa 1 etapa 4. (PEMEX 2002).

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Tiempo (Dias)

Pro

fun

did

ad (

m)


Gráfica de Avance del Pozo: Lankahuasa 1

Trató de meter TC s/e por resistencia y MCCMalas condiciones climatologicas

Taponamiento de sarta por empacamiento a 294m, se extrajo a la superficie

la sarta

Resistencia a 484m, lodo de 1.07 x 200

Bombeo bache testigo, sin observar salida de lodo a superficie

Negativa de Apoyo de ROV

Circula desalojando abundante recorte a 490m (lodo 1.29x45)

Repaso resistencia persistente y bombeo bache viscoso por

abundante recorte (1.3x200) 1192-1277.

Falla de rotaria. 1210

Circuló lodo observando gasif icación (2000 - 130000 ppm)

a 1450 m

Reposiciona plataforma

Circula bajando densidad a 1.33 gr/cc a 1823m

Sarta atrapada a 1977 m.

Pesca de hta. a 2691 m

Arma barrena de 12 1/4 y sarta y metio a 2788m encontrando

resistencia y fricciones de 20 a 60000 lbs

Pesca de sonda de registro a 2796m

Circula limpiando agujero a 3000m

Circuló con movimiento de sarta

densif icando lodo a 3000 m



Página 64

IV.2.7.1. CONCLUSIONES DEL POZO LANKAHUASA 1.

La perforación del pozo Lankahuasa 1 rebasó en un 40.3% (25.8 días) el

tiempo programado.

Las operaciones de perforación reales fueron mayores a las programadas

en 2.8% (1.2 días); los tiempos de cambio de etapa duraron 46.13 días;

esto es, 24.6 días (114.5%) más de los 21.5 días que originalmente se

planearon.

El avance promedio real fue ligeramente mayor que el programado (5.9%)

considerando que el pozo se profundizó 259m más y que los tiempos

efectivos de perforación fueron similares (42.5 y 43.7 días).

El mayor tiempo no productivo correspondió a operaciones de pesca con

10.9 días (69% del total de tiempo de problemas). En segundo término los

problemas por cierre y resistencia del agujero ocuparon 2.6 días (16.5%

del tiempo de problemas).

Las esperas en las operaciones de este pozo se debieron a malas

condiciones climatológicas (6.6%).

El uso de una Barrena de 12 ¼” PDC de 1835 a 1846m no resultó efectivo

al sacarla con 9 metros perforados, por falta de avance.

El empacamiento a 294m señala la necesidad de darle mayores tiempos

de limpieza al agujero de 26”. En el agujero de 17 ½” se presentó

inestabilidad del mismo con densidad de 1.28 gr/cc y abundante recorte

que marca esencialmente la existencia de tiempos limitados de circulación

en el agujero.

La etapa de 12 ¼” fue la más complicada porque en ella se tuvieron los

mayores problemas de inestabilidad del agujero con densidad de 1.33

gr/cc, atrapándose la sarta.

Las conclusiones anteriores son consideradas para la elaboración del

límite técnico y como base en la administración del conocimiento del

campo en estudio.



Página 65

IV.3. POZO LANKAHUASA 2.

IV.3.1. Descripción del pozo

El pozo Lankahuasa -2, se localiza a aproximadamente 22.5 Km., al N 89°20’W

de la Ciudad de Nautla, Veracruz, y en la plataforma continental del Golfo de

México, entre los puertos de Tuxpan y Nautla, Veracruz, y frente a esta última

población.

El pozo se clasifica como de desarrollo y sus; datos topográficos son los

siguientes:

TABLA IV.3.1.1. DATOS TOPOGRÁFICOS DEL POZO LANKAHUASA 2.

(PEMEX 2002).

E. M. R. 33 m T. A. 63 m P. T. 3224 m.d.b.m.r.

Coordenadas Geográficas: Coordenadas UTM

Latitud Norte; 20° 15’10´´ X = 753,855.00

Longitud Oeste 96° 32´05´´ Y = 2’231,874.29

El pozo está dado actualmente como; productor de gas seco, y su clasificación:

corresponde a 02.02.02

El objetivo del pozo fue probar e incorporar reservas de gas alojadas en los

intervalos de areniscas de los horizontes del Plioceno Inferior y Mioceno Superior,

productores en el pozo descubridor Lankahuasa-1 e inició su perforación el día 13

de Septiembre de 2002 y terminó en su fase de perforación el día 22 de

Diciembre del 2002.

En cuanto a sus niveles crono-estratigráficos solo se contó con la Columna

Geológica Probable.



Página 66

EDAD/FORMACIÓN

PROFUNDIDAD ESPESOR

(m) (mdbmr.) (mvbnm.)

Fondo Marino (Reciente) 97 - 63 -

Plioceno Inferior 739 -739 -

Mioceno Superior 2499 -2254 -

Profundidad Total 3224 -2852 900

Tabla IV.3.1.2.Columna litológica del Pozo Lankahuasa 1*. (PEMEX 2002).

IV.3.2 Análisis de tiempos del pozo LANKAHUASA 2.

La perforación del pozo Lankahuasa 2, tuvo una duración de 65.44 días y el

tiempo programado fue de 59.25 días, dando una diferencia de 6.19 días más de

lo programado. Del tiempo de perforación del pozo (29.81 días), 18.59 fueron de

operación normal, 3.90 días de operaciones con problemas y 6.02 días de

esperas además de 1.33 días de operaciones no programadas. En el cambio de

etapa se emplearon 35.63 días, donde 24.35 días fueron de operaciones

normales, 1.65 días con problemas, 4.6 días en esperas y 5.02 días con

actividades no programadas.

El avance real en magnitud rebasó 3.9% al programado, de acuerdo con la tabla

IV.3.2.1.




Global (días) 59.25 65.44 6.19

Avance (m/día) 103.44 107. 47 4.03

Tabla IV.3.2.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2. (PEMEX 2002).



Página 67

En la gráfica IV.3.2.1.se muestran los tiempos programados durante las

actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, éstos

resultaron mayores que su programa e incrementaron el tiempo total de la

perforación del pozo.

Grafica IV.3.2.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en el

pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los avances promedio que relacionan profundidad final alcanzada entre los días

empleados para la perforación tanto en programa como reales, aparecen en la

gráfica IV.3.2.2.muy similares.

Pozo LANKAHUASA 2

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00


etapa


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 68



A continuación en la gráfica comparativa del tiempo total programado frente al

real utilizado, puede observarse el efecto de la adición de actividades no

programadas (grafica IV.3.2.3).

Grafica IV.3.2.3. Comparación de tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz,


Las operaciones con problema constituyeron el 8.47% (5.54 días) del tiempo total

de operación (gráfica IV.3.2.4.), mientras que las esperas sólo el 15.86% (10.38

días), como se presenta en la gráfica IV.3.2.5.

Pozo LANKAHUASA 2

107.47103.44

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 10 20 30 40 50 60 70

1

2

Tiempo (Días)




Página 69

Grafica IV.3.2.4. Tiempos de operaciones con problema del pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D.,


Grafica IV.3.2.5. Tiempos de espera en la operación del pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D.,


De manera conjunta se observan los tiempos comparativos de las diferentes etapas

y un resumen promedio de las mismas, en la gráfica IV.3.2.6; en la etapa 4 se

muestra un comportamiento real que no sobrepasó los tiempos de programa. En

general los tiempos de operación real fueron mayores a los tiempos de programa.


0.17

0.17

0.17

0.38

0.54

0.94

3.19

5.54

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00


Problemas con la tubería de revestimiento







Tiempo (Dias)


1.58

3.92

4.88

10.38

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00

Esperas por compañías

Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (Dias)



Página 70

Figura 7.2.6 Tiempos programados frente a los reales y normales de Lankahuasa 2

Grafica IV. 3.2.6. Tiempos comparativos de las diferentes etapas. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

IV.3.2. Etapa de perforación 36” x 30” etapa 1

La perforación del pozo Lankahuasa 2 en su primera etapa tuvo una duración de

6.75 días y el tiempo programado fue de 4.96 días, dando una diferencia de 1.79

días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo

en esta etapa, fue de 0.96 días con 0.91 días de operación normal, 0.041 días

con problemas y sin esperas ni actividades no programadas. En el cambio de

etapa se programaron 3.51 días y se tuvieron 5.79 en realidad, con 2.8días en

operaciones normales, 0.583 días con problemas y 2.37 días en operaciones no

programadas.

El avance estimado fue de 109.71 m/día y el real de 173.22 m/día, 57.89 % mayor

que el primero.

Pozo LANKAHUASA - 2

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa

4.966.75 6.13

9.60

18.92

24.04

29.25

25.04

59.25

65.44



Página 71




Global (días) 4.96 6.75 1.79

Avance (m/día) 109.71 173.22 63.51

Tabla IV. 3.2.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2 en etapa 1.

(PEMEX 2002).

En la Grafica IV.3.2.1. Se muestran los tiempos programados durante las

actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, éstos

resultaron mayores en la operación real e incrementaron notoriamente el tiempo

total de duración de la etapa, nótese el efecto de las actividades no programadas


pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


los días empleados para la perforación, tanto en programa como reales, aparecen

en la gráfica IV.3.2.3. Siendo menor el avance programado:

1er Etapa Pozo LANKAHUASA 2

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 72

Grafica IV.3.2.3 Avances programado y real del pozo Lankahuasa 2, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D.,


La gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real utilizado,

puede observarse a continuación, nótese el efecto de la adición de actividades no

programadas (grafica IV.3.2.4).

Grafica IV.3.2.4. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2, etapa 1.


Las operaciones con problema constituyeron el 9.33% (0.63 días) del tiempo total

de operación en la etapa (grafica IV.3.2.4), mientras que no hubo esperas.


173.22

109.71

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 2 1er Etapa

0 1 2 3 4 5 6 7 8

1

2

Tiempo (Días)




Página 73

Grafica IV.3.2.4. Operaciones con problema Lankahuasa 2, etapa 1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


En esta etapa el uso de la barrena de diámetro 26” para ampliar, estabilizar

agujero, para después bajar con 36” y dejar listo el agujero para el conductor de

30” consumió tiempo que no se programó (figura 7.2.1.5). En la figura 7.2.1.6 se

puede observar el efecto del tiempo con problemas en la misma actividad no

programada de introducción del conductor.

Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 2 1er Etapa

0.04

0.17

0.17

0.25

0.63

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70


Problemas por Cierre/Resistencia de

Agujero


Problemas con la tubería de revestimiento


Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 74

Grafica IV.3.2.5. Comparación de tiempos programados frente a normales y no programados de la etapa 1, pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 36"x30"Etapa

119.00

36

12

1

20

2

10

3

3

5

4

10

8

5

90.00

36

0

0

15.5

2.5

10

4

0

0

4.5

17.5

0

57.00

0

0

57

0

0

0

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Total

Inst. CSC brida de 30" carrete de trabajo de 29 1/2" 2M. y BOPS.

Esperar fraguado y considerar colocaciòn de 2 anillos de cemento.

Checar salida de cemento a fondo marino

Cementar conductor de 30" a 160 m. y esp. fraguado

Preparativos para cementar.

Meter cond. de 30" a l60 m.

Prep. para meter conductor de 30",con anillo de soporte

Levantar barrena a la superficie

Efectuar viaje corto

Colocar suficientes baches de lodo de 1.20 g/cc. viscoso

Perf. con Bna. de 36" a 160 m. c/agua de mar y baches de lodo bent.

Meter barrena de 36" a través de templete y checar fondo marino

Armar barrena de 36"

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 75

Grafica IV.3.2.6. Tiempos programados vs. Reales en el pozo Lankahuasa 2, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 36"x30"Etapa

119.00

36

12

1

20

2

10

3

3

5

4

10

8

5

90.00

36

0

0

15.5

2.5

10

4

0

0

4.5

17.5

0

57.00

0

0

57

0

0

0

15.00

0

0

4

10

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Total

Inst. CSC brida de 30" carrete de trabajo de 29 1/2" 2M. y BOPS.



Cementar conductor de 30" a 160 m. y esp. fraguado


Meter cond. de 30" a l60 m.

Prep. para meter conductor de 30",con anillo de soporte



Colocar suficientes baches de lodo de 1.20 g/cc. viscoso

Perf. con Bna. de 36" a 160 m. c/agua de mar y baches de lodo bent.

Meter barrena de 36" a través de templete y checar fondo marino

Armar barrena de 36"

Tiempo (Hrs)


“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento

en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,

Página 76

IV.3.3. Etapa de perforación 26” x 20”, etapa 2

La perforación del pozo Lankahuasa 2, en su segunda etapa tuvo una duración

de 9.60 días y el tiempo programado fue de 6.12 días, dando una diferencia de

3.48 días más en operación real. De manera particular 3.8 días tomaron las

actividades de perforación del agujero: con 1.5 días normales, 2.33 con

problemas, no habiendo esperas ni actividades no programadas. En el cambio

de etapa se programaron 4.29 días y se tuvieron 5.8 días en la operación real,

con 5.10 normales, 0.417con problemas y 0.25 días en esperas, no hubieron

operaciones no programadas.

El avance estimado era de 158.18 m/día y el real fue de 76.70 m/día, apenas

el 51.51% del primero.




Global (días) 6.12 9.6 3.48

Avance (m/día) 158.18 76.70 81.48

Tabla IV.3.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2, (PEMEX 2002).

En la gráfica IV.3.3.1.se muestran los tiempos programados durante las

actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, ambos

resultaron mayores por el efecto de los tiempos no productivos e

incrementaron notoriamente el tiempo total de duración de la perforación del

pozo en esta etapa:

Gráfica. IV.3.3.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa

en el pozo Lankahuasa 2, (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

2da Etapa Pozo LANKAHUASA 2

0

50

100

150

200

250


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 77

Los avances promedio que relacionan profundidad alcanzada en esta etapa

entre los días empleados para la perforación, tanto en programa como reales,

aparecen en la gráfica IV.3.3.2.siendo menor el avance promedio real:

Grafica IV.3.3.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 2. Etapa 2. (Velázquez-Cruz, D.,


La gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real

utilizado, puede observarse a continuación, nótese que las operaciones

normales sobrepasan los tiempos de operación programada más el efecto de

los tiempos no productivos(grafica IV.3.3.3).

Grafica IV.3.3.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 2, etapa 2.



76.70

158.18

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 2 2da Etapa

0 2 4 6 8 10 12

1

2

Tiempo (Días)




Página 78

Las operaciones con problema constituyeron el 28.65% (2.75 días) del tiempo

total de operación en la etapa (grafica IV.3.3.4), el 2.6%(0.25 días) fueron de

esperas, como se presenta en la gráfica IV.3.3.5.

Grafica IV.3.3.5. Operaciones con problema Lankahuasa 2, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Grafica IV.3.3.6. Operaciones con esperas Lankahuasa 2, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las operaciones programadas al compararlas con las normales y no

programadas en esta etapa, solo en la instalación de conexiones superficiales

de control rebasan las primeras aunque esto no se reflejó en el tiempo total de

operaciones programadas en la etapa (grafica IV.3.3.7).

Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 2 2da Etapa

2.75

2.75

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00



Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: LANKAHUASA 2 2da Etapa

0.25

0.25

0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 79

Grafica IV.3.3.7 Tiempos Programados vs. Normales y no programados por operación, pozo Lankahuasa 2, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 26"x20"

147.00

36

20

3

12

4

18

2

4

4

36

8

158.50

79.5

17

5

12

3

0

6

0

0

30

6

0 50 100 150 200 250

Total

Inst. CSC (cabezal de 20 3/4" 3M; BOPs 21 1/4" 2M, campana etc.

Cementar T. R. de 20" y esperar fraguado


Meter T. R. de 20" a 450 m. inst. colg. y solt. de 20" (MLS)

Preparativos para meter T. R. de 20" a 450 m.

Tomar Reg. Elect. AIT, SP, DSI, NGT, CAL.



Circular pozo limpiando agujero

Con Bna. de 26", Hta. 9 1/2",Rebajar y perf. a 450 m., tomar desviaciòn.

Armar barrena de 26", hta. 9 1/2 "., checar cima de cemento y probar TR

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 80

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, permiten observar que las actividades de perforar y

circular limpiando agujero tuvieron la mayor cantidad de problemas; la instalación de CSC en operación normal solamente, fue

mucho mayor que el tiempo programado (grafica IV.3.3.8).

Grafica IV.3.3.9. Tiempos programados y reales por operación, pozo Lankahuasa 2, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 26"x20"

147.00

36

20

3

12

4

18

2

4

4

36

8

158.50

79.5

17

5

12

3

6

0

30

6

0

66.00

0

10

56

6.00

6

0

0

0 50 100 150 200 250

Total

Inst. CSC (cabezal de 20 3/4" 3M; BOPs 21 1/4" 2M, campana etc.

Cementar T. R. de 20" y esperar fraguado


Meter T. R. de 20" a 450 m. inst. colg. y solt. de 20" (MLS)

Preparativos para meter T. R. de 20" a 450 m.

Tomar Reg. Elect. AIT, SP, DSI, NGT, CAL.




Con Bna. de 26", Hta. 9 1/2",Rebajar y perf. a 450 m., tomar desviaciòn.

Armar barrena de 26", hta. 9 1/2 "., checar cima de cemento y probar TR

Tiempo (Hrs)




Página 81

IV.3.4. Etapa 17 ½” x 13 3/8”. La perforación del pozo Lankahuasa 2, en su tercera etapa tuvo una duración

de 24.04 días y el tiempo programado fue de 18.91 días, dando una diferencia

de 5.13 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la

perforación del pozo en esta etapa fue de 11.56 días, donde 6.77 días fueron

normales, 1.43 con problemas, 3.04 días de esperas y 0.31 de actividades no

programadas. En el cambio de etapa se programaron 8.41 días y se tuvieron

12.48 días reales, con 7.41 días de operación normal, 0.645 días con

problemas, 4.35 días de esperas, además de 0.06 días de operaciones no

programadas.

El avance estimado era de 137.81 m/día y el real fue de 90.81 m/día, 34%

menor al primero.


(PEMEX 2002).




Global (días) 18.91 24.04 5.13

Avance (m/día) 137.81 90.81 47

En la gráfica IV.3.4.1. Se muestran los tiempos programados frente a los

reales, en estos últimos se muestra el efecto de las esperas que ocasionaron

rebasar el tiempo programado de la etapa.

Grafica IV.3.4.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa

en el pozo Lankahuasa 2, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


0

100

200

300

400

500

600

700


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 82



aparecen en la gráfica IV.3.4.2. Siendo mayor el avance promedio esperado:

Grafica IV.3.4.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 2, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D.,


En la gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real,

puede observarse que el programa sobrepasó los tiempos de operación

normal, pero el real de la etapa fue mayor debido al efecto de las esperas

(grafica IV.3.4.3.).


0 5 10 15 20 25 30

1

2

Tiempo (Días)


Grafica IV.3.4.4. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 2, etapa 3.


Las operaciones con problema constituyeron el 8.65% (2.08 días) y las

esperas el 30.78% (7.40 días) del tiempo total de operación en la etapa

(grafica IV.3.4.5 y IV.3.4.6).


90.81

137.81

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Avance

m/D

ía Programado

Real



Página 83






programadas en esta etapa, en su mayoría no rebasan las primeras; en el

caso de la instalación de conexiones superficiales las operaciones normales

son mayores a las programadas, así como durante la introducción de la TR 13

3/8”(grafica IV.3.4.7.).

Las operaciones reales al compararlas con las programadas en esta etapa

específicamente: perforar, cortar núcleos, viajes no programados, introducción

de TR e instalar conexiones superficiales, las rebasan en duración (grafica

IV.3.4.8.)


0.17

0.38

0.44

0.50

0.60

2.08

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50

Circula limpiando agujero fuera de

programa



Problemas por Cierre/Resistencia de

Agujero



Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: LANKAHUASA 2 3er Etapa

0.92

3.04

3.44

7.40

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00



Esperas por PEMEX

Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 84

Grafica IV.3.4.7. Tiempos Programados vs. Normales y no programados del pozo Lankahuasa 2, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 17 1/2"x13 3/8"

454.00

24

20

3

3

24

3

8

3

12

72

12

12

6

240

12

340.50

55.5

17

6

3

32

0

10

8.5

8.5

8

9

154

9.00

0

7.5

8.5

10.5

10

1.5

0 100 200 300 400 500 600

Total

Instalar CSC (cortar tubo ancla y soltador cabezal e Inst. BOPs.)

Cementar T. R. de 13 3/8" y esperar fraguado.

Efectuar preparativos para cementar T. R. de 13 3/8"

Inst.cabeza de cementar y circular.

Meter T. R. de 13 3/8" a 1897 m. Inst. Colg. y Solt. de 13 3/8" (MLS)

Preparativos para meter T. R. de 13 3/8" A 1897 M.

Levantar barrena a superficie

Circular acondicionando agujero para T. R.

Bajar barrena de 17 1/2" con sarta direccional a 1897 md.

Tomar Reg. Elect. AIT, DSI, LDT, CNL, CAL, NGT, SP.

Sacar barrena a la superficie.

Efectuar viaje corto a la zapata y circular

Circular limpiando agujero.

Con barrena de 17 1/2" Sar. Nav. MWD sist. direc. reb. acc.,y perf. desv. a l897 md/1750 mv.

Arm. Bna de 17 1/2" con sarta nav. (MWD) motor de fondo y Sist. Direc., Chec. Probar T.R.

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 85


Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 17 1/2"x13 3/8"

454.00

24

20

3

3

24

3

8

3

12

72

12

12

6

240

12

340.50

55.5

17

6

3

32

0

8.5

10

8.5

9

154

9.00

0

7.5

50.00

0

34.5

177.50

22

0

65

73

8.5

10

10.5

8

1.5

4

9

2.5 17.5

0 100 200 300 400 500 600 700

Total

Instalar CSC (cortar tubo ancla y soltador cabezal e Inst. BOPs.)

Cementar T. R. de 13 3/8" y esperar fraguado.

Efectuar preparativos para cementar T. R. de 13 3/8"

Inst.cabeza de cementar y circular.

Meter T. R. de 13 3/8" a 1897 m. Inst. Colg. y Solt. de 13 3/8" (MLS)

Preparativos para meter T. R. de 13 3/8" A 1897 M.




Tomar Reg. Elect. AIT, DSI, LDT, CNL, CAL, NGT, SP.


Efectuar viaje corto a la zapata y circular


Con barrena de 17 1/2" Sar. Nav. MWD sist. direc. reb. acc.,y perf. desv. a l897 md/1750 mv.

Arm. Bna de 17 1/2" con sarta nav. (MWD) motor de fondo y Sist. Direc., Chec. Probar T.R.

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 86

IV.3.5. Etapa 12 ¼” x 9 5/8”, cuarta etapa

La perforación del pozo Lankahuasa 2, en su cuarta etapa tuvo una duración de 25.04 días y el tiempo programado fue de 29.25

días, dando una diferencia de 4.21 días menos de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo en esta

etapa, fue de 13.46 días, donde 9.37 días fueron normales, 0.083 días con problemas, 2.98 días de esperas y 1.02 días en

operaciones no programadas. En el cambio de etapa se programaron 12.12 días y se tuvieron 11.58 días reales, 0.54 días menos

del programa con 9 días de operación normal y 2.58 días de operaciones no programadas.

El avance estimado era de 75.97 m/día y el real fue de 125.87 m/día, 65.68% mayor que el primero (tabla IV.3.5.1).

Tabla IV.3.5.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2 en etapa 4. (PEMEX 2002).




Global (días) 29.25 25.04 4.21

Avance (m/día) 75.97 125.87 49.90

En la IV.3.5.1. Se muestran los tiempos

programados durante las actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, en los dos casos resultaron

menores los tiempos reales.


Petroleros”,

Página 87

Grafica IV.3.5.1. Tiempos programados frente a los reales durante

la perforación y el cambio de etapa en el pozo Lankahuasa 2, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los avances promedio que relacionan profundidad alcanzada en esta etapa entre los días empleados para la perforación, tanto en

programa como real, aparecen en la gráfica IV.3.5.2. Siendo mayor el avance promedio real:

4ta Etapa Pozo LANKAHUASA 2

0

100

200

300

400

500

600

700

800


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa


Petroleros”,

Página 88

Gráfica IV.3.5.2. Avances programado y real Lankahuasa 2 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

En la gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real, puede observarse que el tiempo real de la etapa

estuvo por debajo del programado, aún con la realización de actividades no programadas (grafica IV.3.5.3).

Gráfica IV.3.5.3.Comparativo de operaciones programadas y

reales del pozo Lankahuasa 2, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Etapa 4 PozoLANKAHUASA 2

125.87

75.97

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avancem

/Día Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 2 4ta Etapa

0 5 10 15 20 25 30 35

1

2

Tiempo (Días)



Petroleros”,

Página 89

Las operaciones con problema constituyeron el 0.3% (0.08 días) y las esperas el 11.9% (2.98 días) del tiempo total de operación

en la etapa (grafica IV.3.5.4 y grafica IV.3.5.5).

Grafica IV.3.5.4. Operaciones con problema Lankahuasa 2, etapa 4.


Grafica IV.3.5.5. Operaciones con esperas Lankahuasa 2, etapa 4.


Las operaciones programadas al compararlas con las normales y no programadas en esta etapa, en su mayoría fueron menores

(grafica IV.3.5.6).

Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 2 4ta Etapa

0.08

0.08

0.00 0.01 0.02 0.03 0.04 0.05 0.06 0.07 0.08 0.09



Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: LANKAHUASA 2 4ta Etapa

0.67

0.88

1.44

2.98

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50


Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 90

Grafica IV.3.5.6. Tiempos programados vs normales y no programados por operación, pozo Lankahuasa 2, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


702.00

18

18

13

5

8

5

12

8

8

8

8

8

4

5

24

6

16

5

16

96

16

8

96

12

16

12

14

12

5

206

14

441.00

11

10.5

7

0

0

4

13

7

10

4

3

8

13

0

29

4

11.5

5.5

3

72.5

3

20

0

0

0

0

0

6

2

178

16

86.50

0

0

62

0

0

0

0

0

0

24.5

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Total

Sacar escareador a superficie

Bajar escareadores en cascada 13 3/8" - 9 5/8" a P:I:

Sacar barrena a la superficie

Circular pozo-

Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas.

Circular y probar T. R.

Armar bna. de 8 1/2" yta direccional, bajar y checar cima de cemento.

Levantar barrena a superficie.

Rebajar cemento efectuando pruebas.

Meter barrena de 12 1/4" y htta. Direc, checar boca de liner

Sacar soltador a superficie

Cementar liner de 9 5/8" y actiar empacador de booca

Efectuar preparativos para cementar liner.

Instalar cabeza de cementat y circular pozo.

Meter liner de 9 5/8" a 3198 md. anclando colgador a +/- 1697 md.

Preparativos para meter liner de 9 5/8" con colgador y zapata.

Levantar barrena a la superficie.





Efectuar viaje corto y circular.

cON BARRENA DE 12 1/4" Y SARTA NAVEGABLE, perfora desviando pozo.

Bajar bna.12 1/4" y sarta direc. MWD-LWD A 2765 MD. AMPLIAR A 2782 MD.

Sacar nucleo a la superficie.

Cortar nucleo a +/- 2765 - 2782.

Armar y bajar corona, accesorios a 2765 md.



Con Bar. 12 1/4" sar. nav. (MWD-LWD) , Perf.Desv.a +/-2785 md/2485 mv.

Armar barrena de 12 1/4" Sarta navegable, checar cima de cemento, prob. T.R

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 91

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, se encuentran por encima de éstos en general,

excepto al perforar y efectuar viajes cortos para observar pozo (grafica IV.3.5.7.).



702.00

18

18

13

5

8

5

12

8

8

8

8

8

4

5

24

6

16

5

16

96

16

8

96

12

16

12

14

12

5

206

14

441.00

11

10.5

7

0

0

4

13

7

10

4

3

8

13

0

29

4

11.5

5.5

3

72.5

3

0

0

0

0

0

6

2

178

16

86.50

0

0

62

0

0

0

0

0

0

2.00

0

0

0

0

0

0

0

0

71.50

0

0

0

0

0

0

0

0

55.5

20

24.5 2

16

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Total

Sacar escareador a superficie

Bajar escareadores en cascada 13 3/8" - 9 5/8" a P:I:

Sacar barrena a la superficie

Circular pozo-



Armar bna. de 8 1/2" yta direccional, bajar y checar cima de cemento.



Meter barrena de 12 1/4" y htta. Direc, checar boca de liner


Cementar liner de 9 5/8" y actiar empacador de booca


Instalar cabeza de cementat y circular pozo.

Meter liner de 9 5/8" a 3198 md. anclando colgador a +/- 1697 md.

Preparativos para meter liner de 9 5/8" con colgador y zapata.

Levantar barrena a la superficie.





Efectuar viaje corto y circular.

cON BARRENA DE 12 1/4" Y SARTA NAVEGABLE, perfora desviando pozo.

Bajar bna.12 1/4" y sarta direc. MWD-LWD A 2765 MD. AMPLIAR A 2782 MD.

Sacar nucleo a la superficie.

Cortar nucleo a +/- 2765 - 2782.

Armar y bajar corona, accesorios a 2765 md.



Con Bar. 12 1/4" sar. nav. (MWD-LWD) , Perf.Desv.a +/-2785 md/2485 mv.

Armar barrena de 12 1/4" Sarta navegable, checar cima de cemento, prob. T.R

Tiempo (Hrs)




Página 92

IV.3.6. ANÁLISIS DE LOS TIEMPO DE PERFORACIÓN PARA LA

ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO DEL POZO LANKAHUASA 2.

En la gráfica IV.3.6.1. Se presenta la gráfica de avance de perforación donde

se observa la comparación de profundidad contra tiempo y las barrenas que se

utilizaron en las diferentes etapas de 36” y 26”; las barrenas de 17 ½” PDC que

permitieron llegar a la profundidad de 1510m; en la etapa de 12 ¼” se

utilizaron 2 barrenas PDC para alcanzar la profundidad de 3204m.

Grafica IV.3.6.1. Avance de perforación y barrenas utilizadas, pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D.,


En la gráfica IV.3.6.2. Está representado el avance de la perforación del pozo

con las principales problemáticas y las profundidades a las que se



Página 93

presentaron: en la primera etapa hubo retrasos por resistencia e inestabilidad

del pozo; en la etapa de 26” x 20” se presentaron pérdidas de circulación y la

necesidad de apoyarse con un T x C; la etapa 17 ½” x 13 3/8” mostró gran

problemática con la inestabilidad del agujero y la pérdida parcial de circulación,

la etapa final fue más estable.

Grafica IV.3.6.2. Avance de perforación y problemáticas, pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D.,


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1100

1200

1300

1400

1500

1600

1700

1800

1900

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

34000 10 20 30 40 50 60 70

Tiempo (Dias)

Pro

fun

did

ad

(m

)


Gráfica de Avance del Pozo: LANKAHUASA 2

Resistencia a la Introducción de TR a 153m

Reparó UAP y reinicia cementación

Pérdida de lodo a 168 m y colocación de obturante

Perforó con pérdida parcial a 460m

Colocó TxC, esperó fraguado y verificó cima de cemento a 155m

Cementó T. R. de 13 3/8", HD521, N80, 68 Lb/pie a1498.68m con pérdida

Reparó bomba Repara válvula de descarga

Stand Pipe

Elimina lastrabarrenas dañados que rebajaron cemento a 421m

Circular limpiando agujero con movimientos de sarta y abundante recorte a

1510m

Mete Bna. y encuentra resistencia, repasa con pérdida parcial a 1344m

Repasa agujero hasta 986m

Perfora con Bna de 17 1/2" y pérdida a 1510m



Página 94

IV.3.6.1. Conclusiones del pozo Lankahuasa 2

La perforación del pozo Lankahuasa 2 rebasó en un 10.45% (6.2 días)

el tiempo programado.

Las operaciones de perforación reales fueron sensiblemente iguales a

las programadas en un 96% (29.81 vs. 30.92 días); los tiempos de

cambio de etapa duraron 35.63 días contra 28.33 programados; esto es,

25.77% más.

El avance promedio real fue ligeramente mayor que el programado

(107.47 vs. 103.44 m/día) en un 3.8 %.

El mayor tiempo no productivo correspondió a operaciones con pérdida

de circulación con 3.19 días (57.58% del total de 5.54 días de

problemas).

Las esperas en las operaciones de este pozo se debieron a 4.88 días

con malas condiciones climatológicas (47% del total de 10.38 días de

esperas).

El uso de dos Barrenas de 12 ¼” PDC permitió perforar 1681m, lo cual

representa una selección adecuada de barrena.

En la etapa 17 ½” x 13 3/8” se mostró la mayor problemática con la

inestabilidad del agujero y la pérdida parcial de circulación,



campo en estudio.



Página 95

IV.4. POZO LANKAHUASA 21


El Pozo Lankahuasa-21 se encuentra localizado en la plataforma continental

frente a las costas del Estado de Veracruz, en aguas territoriales del Golfo de

México. El pozo se ubica a una distancia aproximada de 22.1 Kms., al S

77°05’00’’ E de la Cd. de Nautla Ver., presentando los siguientes datos

Topográficos:

Tabla IV.4.1.1. Datos topográficos del Pozo Lankahuasa 2 (PEMEX 2002)

E. M. R. 34 m T. A. 63 m P. T. 3036 m.d.b.m.r.

Coordenadas Geográficas: Coordenadas UTM

Latitud Norte; 20°09’25’’ X = 753,358.23

Longitud Oeste 96°33’20’’ Y = 2’231,870.85

El objetivo del pozo fue investigar los horizontes de areniscas productoras del

Mioceno Superior encontradas en el pozo Lankahuasa-1.

El Resultado del pozo Lankahuasa-21 fue Productor de Gas, clasificación

03.03.02, e inició su perforación el día 24 de Abril del 2003, que terminó el día

31 de Julio del 2003 e inició su fase de terminación el día 01 de Agosto del

2003 y se terminó oficialmente el día 10 de Septiembre del 2003.

En la Columna Geológica se tiene la siguiente información:

Edad/Formación mdbmr mvbmr mvbnm Espesor

Fondo Marino

(Rec-Plioceno )

97 97 63 729

Plioceno Inferior 740 738 - 704 1472

Mioceno

Superior

2425 2210 - 2176 500*

Prof. total 3036 2710 -2676

Tabla IV.4.1.2.Columna litológica del Pozo Lankahuasa 1. (PEMEX 2002).



Página 96

IV.4.2. Análisis de tiempos del pozo LANKAHUASA 21.

La perforación del pozo Lankahuasa 21 tuvo una duración de 96.40 días y el

tiempo programado fue de 46.75 días, dando una diferencia de 49.65 días más

de lo programado. Del tiempo de perforación del pozo (65.73 días), 40.21

fueron de operación normal, 19.23 días de operaciones con problemas, 0.63

días de esperas además de 5.67 días de operaciones no programadas. En el

cambio de etapa se emplearon 30.67 días, donde 25.50 días fueron de

operaciones normales, 4.75 días con problemas, 0.10 días en esperas y 0.31

días con actividades no programadas.

El avance real fue apenas el 37.19% del programado, de acuerdo con la tabla

IV.4.2.1.

Tabla IV.4.2.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21. (PEMEX)



Cambio de etapa (días) 21 30.67 9.67

Global (días) 46.75 96.40 49.65

Avance (m/día) 124.19 46.19 78

En la gráfica IV.4.2.2. Se muestran los tiempos programados durante las

actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, en

todos los casos las operaciones normales resultaron mayores que los tiempos

programados, la adición de tiempos no productivos de problemas y las

operaciones no programadas incrementaron notablemente el tiempo real.



Página 97


en el pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los avances promedio que relacionan profundidad final alcanzada entre los

días empleados para la perforación tanto en programa como real, aparecen en

la gráfica IV.4.2.3. Siendo el último la tercera parte del esperado (37%):



Pozo LANKAHUASA 21

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00


etapa


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa

Pozo LANKAHUASA 21

46.19

124.19

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real



Página 98

La gráfica comparativa del tiempo total programado frente al real utilizado,

puede observarse a continuación, nótese la relación entre operación normal y

programada, además de la adición de actividades no programadas y

problemas (Grafica IV.4.2.4.).

Grafica IV.4.2.4. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales, pozo Lankahuasa 21.



total de operación grafica IV.4.2.5, mientras que las esperas sólo el 0.76%

(0.73 días), como se presenta en la gráfica IV.4.2.6.

Grafica IV.4.2.5. Tiempos de operaciones con problema del pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D.,



0 20 40 60 80 100 120

1

2

Tiempo (Días)



0.25

0.31

0.67

0.75

2.15

4.06

4.94

10.85

23.98

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00 30.00



Pesca

Problemas en la toma de información


Desviación de pozo (SIDE-TRACK)




Tiempo (Días)



Página 99

Grafica IV.4.2.6. Tiempos de espera en la operación del pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D.,


De manera conjunta se observan los tiempos comparativos de las diferentes

etapas y un resumen promedio de las mismas, en la gráfica IV.4.2.7. Todas las

etapas muestran un comportamiento real que sobrepasa los tiempos

programados. Los tiempos de las operaciones normales fueron mayores a los

tiempos de programa en todas las etapas.

Grafica IV.4.2.7. Tiempos programados frente a los reales y normales, pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-


IV.4.3. Etapa de perforación 36” x 30”, etapa 1.

La perforación del pozo Lankahuasa 21 en su primera etapa tuvo una duración


prácticamente nula. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo en

esta etapa, fue de 1.08 días con 1.04 días de operación normal y 0.04 días de

problemas. En el cambio de etapa se programaron 2.41 días y se tuvieron

2.375 en realidad, todos en operaciones normal.

El avance estimado fue equivalente de 192 m/día y el avance real de 193.85

m/día.


0.73

0.73

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80

Esperas por PEMEX

Total de esperas

Tiempo (Días)

Pozo LANKAHUASA - 21

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 100

Tabla IV.4.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21

etapa 1. (PEMEX 2002)



Cambio de etapa (días) 21 30.67 9.67

Global (días) 46.75 96.40 49.65

Avance (m/día) 124.19 46.19 78


actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa,

resultaron mayores los relativos a la perforación en el tiempo real e

incrementaron el tiempo total de la perforación del pozo en esta etapa:

Grafica IV.4.3.2. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en

el pozo Lankahuasa 21 (PEMEX 2002)


entre los días empleados para la perforación, tanto en programa como real,

aparecen en la gráfica IV.4.3.3. Siendo prácticamente los mismos:


0

10

20

30

40

50

60

70

80

90


etapa


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 101

Grafica IV.4.3.3. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 21, etapa 1 (Velázquez-Cruz, D.,



utilizado, puede observarse a continuación, nótese la duración de las

actividades normales mayor que lo programado (grafica IV.4.3.4.).

Grafica IV.4.3.5. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21, etapa

1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


total de operación (grafica IV.4.3.6) no hubo esperas.


193.85192.00

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 21 Etapa 1

0 0.5 1 1.5 2 2.5 3 3.5 4

1

2

Tiempo (Días)




Página 102



Al comparar los tiempos programados con los de operación normal y no

programada se puede observar que el tiempo normal por sí mismo resultó

mayor que el programa en la mayoría de las operaciones, excepto en la

introducción del conductor, hacer preparativos para cementar y cementar el

mismo,(grafica,IV.4.3.7)..

Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 21 Etapa 1

0.04

0.04

0.00 0.01 0.01 0.02 0.02 0.03 0.03 0.04 0.04 0.05


Total de operaciones con

problemas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 103

Grafica IV.4.3.7. Tiempos Programados y normales por operación del pozo Lankahuasa 21, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Al comparar los tiempos programados con los de operación real se puede observar que la mayoría de las actividades rebasaron el

programa y mayormente el perforar por el efecto de adicionar operaciones con problema; la excepción de actividades que se


78.00

24

12

1

4

2

12

3

2

2

4

12

82.00

24.5

13.5

0

3.5

1.5

10.5

3.5

5

0

6

14

0

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Total

Instalar C.S.C. Tipo diverter


Checar salida de cemento a fondo marino.

Cementar conductor de 30" a 200 m. y esperar fraguado.

Preparat ivos para cementar.

M eter Cond. de 30" a 200 m. y junta Rec. ALT-2 arriba del lecho marino.

Preparat ivos para meter conductor de 30" , con anillo de soporte (Sist. M ud Line).

Levantar barrena a la superf icie.


Colocar suf icientes baches de lodo de 1.20 g/cc. viscoso

Perforar con Bna. de 36" a 200 m. con agua de mar y lodo bentonìt ico, tomar desv.

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 104

mantuvieron dentro del programa fueron: introducción del conductor, hacer preparativos para cementar y cementar el mismo;

(grafica IV.4.3.8.).



78.00

24

12

1

4

2

12

3

2

2

4

12

82.00

24.5

13.5

0

3.5

1.5

10.5

3.5

5

0

6

14 1

1.00

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Total

Instalar C.S.C. Tipo diverter


Checar salida de cemento a fondo marino.

Cementar conductor de 30" a 200 m. y esperar fraguado.

Preparat ivos para cementar.

M eter Cond. de 30" a 200 m. y junta Rec. ALT-2 arriba del lecho marino.

Preparat ivos para meter conductor de 30" , con anillo de soporte (Sist. M ud Line).



Colocar suf icientes baches de lodo de 1.20 g/cc. viscoso

Perforar con Bna. de 36" a 200 m. con agua de mar y lodo bentonìt ico, tomar desv.

Tiempo (Hrs)




Página 105

IV.4.4. Etapa de perforación 26” x 20”, ETAPA 2.

La perforación del pozo Lankahuasa 21 en su segunda etapa tuvo una

duración de 7.29 días y el tiempo programado fue de 4.625 días, dando una

diferencia de 2.67 días más en operación real. El tiempo total que se utilizó

para la perforación del pozo en esta etapa fue de 3.33 días, donde 3.29 días

tomaron las actividades normales, 0.04 con problemas, no hubo esperas ni

actividades no programadas. En el cambio de etapa se programaron 2.25 días

y se tuvieron 3.95 días en la operación real, con 3.85 normales y 0.10 días con

problemas y sin esperas o actividades no programadas

El avance estimado era de 122.11 m/día y el real fue de 91.50 m/día, apenas

el 74.93% del primero.


(PEMEX 2002)




Global (días) 3.24 3.46 0.22

Avance (m/día) 192 193.85 1.85

En la gráfica IV.4.4.1. se muestran los tiempos programados durante las

actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, ambos

resultaron mayores en el tiempo real e incrementaron notoriamente el tiempo

total de duración de la perforación del pozo en esta etapa:


el pozo Lankahuasa 21, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

2da Etapa Pozo LANKAHUASA 21

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 106



aparecen en la gráfica IV.4.4.2. Siendo menor el avance promedio real:




utilizado, puede observarse a continuación, nótese que las operaciones

normales sobrepasan los tiempos de operación programada (IV.4.4.3).

Grafica IV.4.4.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 21 etapa 2.


Las operaciones con problema constituyeron el 2% (0.15 días) del tiempo total

de operación de la etapa (grafica IV.4.4.4), no hubo esperas.


91.50

122.11

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 21 Etapa 2

0 1 2 3 4 5 6 7 8

1

2

Tiempo (Días)




Página 107




programadas en esta etapa, son menores substancialmente que las

operaciones normales, en las actividades de perforación y en la instalación de

conexiones superficiales de control en esta etapa (grafica IV.4.4.5)

.

Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 21 Etapa 2

0.04

0.10

0.15

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16

Circula limpiando agujero fuera de

programa

Pesca

Total de operaciones con

problemas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 108

Grafica IV.4.4.5. Tiempos Programados vs. Normales y no programados por operación, pozo Lankahuasa 21, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


111.00

24

10

4

12

4

2

2

5

48

171.50

60.5

9

6

12

5

5

2

3

69

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Total

Inst. C.S.C. (Cabezal de 20 3/4" 3K; BOPs. 21 1/4" 2K, campana, etc.

Cementar T. R. de 20" y esperar fraguado.

Preparat ivos para cementar .

M eter T R. de 20" a 500 m. instalando colgador y soltador de 20" (M LS)

Preparat ivos par meter T. R. de 20" a 500 .


Efectuar viaje corto.


Armar barrena de 26" , Hta. 9 1/2" y perfora a 500 m., tomar desviaciòn.

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 109

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, para la operación específica de perforación,

preparativos para introducir TR, preparativos para cementar y en la instalación de conexiones superficiales de control fueron

menores (IV.4.4.6).



111.00

24

10

4

12

4

2

2

5

48

171.50

60.5

9

6

12

5

5

2

3

69

2.5

1

3.50

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Total

Inst. C.S.C. (Cabezal de 20 3/4" 3K; BOPs. 21 1/4" 2K, campana, etc.

Cementar T. R. de 20" y esperar fraguado.

Preparat ivos para cementar .

M eter T R. de 20" a 500 m. instalando colgador y soltador de 20" (M LS)

Preparat ivos par meter T. R. de 20" a 500 .


Efectuar viaje corto.


Armar barrena de 26" , Hta. 9 1/2" y perfora a 500 m., tomar desviaciòn.

Tiempo (Hrs)




Página 110

IV.4.5. Etapa de perforación 17 ½” x 13 3/8” ETAPA 3

La perforación del pozo Lankahuasa 21 en su tercera etapa tuvo una duración

de 31.7días y el tiempo programado fue de 19.07 días, dando una diferencia


perforación del pozo en esta etapa, fue de 25.79 días, donde 15.35 días fueron

normales, 9.81 con problemas y 0.625 de esperas. En el cambio de etapa se

programaron 6.66 días y se tuvieron 5.91 días reales, con 5.73 días de

operación normal, 0.08 días con problemas y 0.10 días de esperas.

El avance estimado era de 116.54 m/día y el real fue de 44.39 m/día, 38% del

primero.

Tabla IV.4.5.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21 en

etapa 3 (PEMEX 2002).




Global (días) 19.07 31.7 12.63

Avance (m/día) 116.54 44.39 72.15


actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, resultó

mayor el tiempo real durante las actividades de hacer agujero y se rebasó el

tiempo programado de la etapa 3.

Gráfica IV.4.5.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en



0

100

200

300

400

500

600

700

800


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 111



aparecen en la gráfica IV.4.5.2. Siendo mayor el avance promedio

programado:




puede observarse que el programa fue sobrepasado tan solo por las

operaciones normales, a las cuáles en el tiempo real se agregan los tiempos

de operaciones con problemas (grafica IV.4.5.3).

Grafica IV.4.5.3. Comparativo de operaciones programadas y reales, pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-


Las operaciones con problema constituyeron el 31.23% (9.9 días) y las

esperas el 2.3% (0.73 días) del tiempo total de operación en la etapa (graficas

IV.4.5.4 y IV.4.5.5).


44.39

116.54

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 5 10 15 20 25

1

2

Tiempo (Días)




Página 112

Grafica IV.4.5.4 Operaciones con problema Lankahuasa 21, etapa 3 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-





programadas en esta etapa para el caso de la perforación del agujero,

introducción de tubería de revestimiento y la instalación de conexiones

superficiales de control resultaron menores (grafica IV.4.5.6).


0.10

0.19

0.46

2.00

3.08

4.06

9.90

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00






Pesca


Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: LANKAHUASA 21 3er Etapa

0.73

0.73

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80

Esperas por PEMEX

Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 113

Grafica IV.4.5.6. Programa del pozo Lankahuasa 21, etapa 3 frente a la operación real. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


458.00

24

10

3

3

24

4

8

4

8

72

8

6

4

280

506.00

55.5

9

0.5

6.5

27

7.5

6

4

5

16.5

0

0

1.5

367

0 100 200 300 400 500 600

Total

Inst. C.S.C. (cortar tubo ancla y soldar cabezal e inst. BOPs.)

Cementar T. R. de 13 3/8" y esperar fraguado

Efectuar prepart ivos para cementar T. R. de 13 3/8"

Instalar cabeza de cementar y circular pozo.

M eter T. R. de 13 3/8" a 2160 m. instalando colgador y soltador de 13 3/8"

Preparat ivos para meter T. R. de 13 3/8" a 2160 m.

Levantar barrena a superf icie.



Tomar Reg. Elect. con tuberìa f lexible.

Sacar barrena a superf icie.

Efectuar viaje corto y circular pozo


Armar y meter Bna. de 17 1/2" con y perforar desviando pozo

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 114

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, para las actividades de perforar, meter TR e instalar

conexiones superficiales de control fueron menores (grafica IV.4.5.7).



458.00

24

10

3

3

24

4

8

4

8

72

8

6

4

280

506.00

55.5

9

0.5

6.5

27

7.5

6

4

5

16.5

0

0

1.5

367

237.50

0

0

235.5

17.50

0

0

15

2 2.5

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Total

Inst. C.S.C. (cortar tubo ancla y soldar cabezal e inst. BOPs.)

Cementar T. R. de 13 3/8" y esperar fraguado

Efectuar prepart ivos para cementar T. R. de 13 3/8"

Instalar cabeza de cementar y circular pozo.

M eter T. R. de 13 3/8" a 2160 m. instalando colgador y soltador de 13 3/8"

Preparat ivos para meter T. R. de 13 3/8" a 2160 m.

Levantar barrena a superf icie.



Tomar Reg. Elect. con tuberìa f lexible.

Sacar barrena a superf icie.

Efectuar viaje corto y circular pozo


Armar y meter Bna. de 17 1/2" con y perforar desviando pozo

Tiempo (Hrs)




Página 115

IV.4.6. Etapa de perforación 12 ¼” x 9 5/8”, etapa 4.

La perforación del pozo Lankahuasa 21 en su cuarta etapa tuvo una duración



perforación del pozo en esta etapa, fue de 35.52 días, donde 20.52 días fueron

normales, 9.33 días con problemas y 5.66 de actividades no programadas. En

el cambio de etapa se programaron 9.66 días, y se tuvieron 18.41 días: 13.54

de operación normal, 4.56 días con problemas y se tuvieron 0.31 días en

actividades no programadas.

El avance estimado era de 128.49 m/día y el real fue de 38.74 m/día,

equivalente al 30.15% del primero.

Tabla IV.4.6.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21 en

etapa 4. (PEMEX 2002).




Global (días) 19.78 53.93 34.15

Avance (m/día) 128.49 38.74 89.75


actividades propias de la perforación y los tiempos de cambio de etapa, en los

dos casos resultaron mayores los tiempos reales.



4ta Etapa Pozo LANKAHUASA 21

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 116


entre los días empleados para la perforación, tanto en programa como real,

aparecen en la gráfica IV.4.6.2 siendo mayor el avance promedio programado:

Grafica IV.4.6.2. Avances programado y real Lankahuasa 21 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-



puede observarse que éste en la etapa sobrepasó el programado; esto ocurrió

desde el tiempo necesario para realizar actividades normales (figura 8.2.4.3)

Grafica IV.4.6.3. Comparativo de operaciones programadas y reales, Lankahuasa 21, etapa 4.



de operación de la etapa y no hubo esperas (grafica IV.4.6.4).


38.74

128.49

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 21 4ta Etapa

0 10 20 30 40 50 60

1

2

Tiempo (Días)




Página 117

Grafica IV.4.6.4. Operaciones con problema pozo Lankahuasa 21, etapa 4 (Velázquez-Cruz, D.,



programadas se observó que la perforación del agujero incorporó actividades

no programadas, aunque desde su operación normal ya había rebasado el

programa en esta etapa, asimismo la toma de núcleos, la toma de registros y

el rebajado de cemento (grafica IV.4.6.5).

Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 21 4ta Etapa

0.10

0.31

0.38

0.75

1.65

2.94

7.77

13.90

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00






Pesca



Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 118

Grafica IV.4.6.5. Tiempos programados y normales por operación, pozo Lankahuasa 21, etapa 4 (Velázquez-Cruz, D.,



505.0

8.0

12

8

4

8

4

8

8

8

8

8

7

4

5

30

6

10

4

10

72

10

6

90

2

135

836.0

18.5

5.0

8.5

1.5

7

0

5.5

5.5

42

4.5

3.5

14

9

0

27.5

5

9

0

11

7

9.5

278.5

143.5

133

30

3.5

194

147.5

19

1.5

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0

Total

Tomar Registro CBL con presiòn y giroscòpico.

Sacar escareadores a superficie.

Bajar escareadores en cascada 13 3/8" - 9 5/8" a P. I.

Sacar barrena a superficie.

Circular pozo.



Armar barrena de 8 1/2" y Hta direccional, bajar y checar cima de cemento.



Meter barrena de 12 1/4" t htta. Direccional, checar boca de liner

Sacar soltador a superficie.

Cementar liner de 9 5/8" y activar empacador de boca.


Inst. cabeza de cementar y circular pozo.

Meter liner de 9 5/8" a 3036 md. anclando colgador rotatorio a +/- 1960 m.

Prep. p/meter liner de 9 5/8" con colgador rotatorio y zapat rimadora.6


Circular acondicionando agujero para TR


Tomar registros eléctricos con tubería f lexible


Efectuar viaje corto y circular pozo.

Considerar corte de 3 nùcleos


Armar y meter barrena de 12 1/4" con sarta navegable y perforar desviando

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 119

Las operaciones programadas al compararlas con las reales en esta etapa, se encuentran por encima de los tiempos

programados, excepto de manera drástica para los casos de Perforar, cortar núcleos, tomar registros y viajes a superficie (grafica

IV.4.6.6).

Graficas IV.4.6.6. Tiempos programados y reales por operación, pozo Lankahuasa 21, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D.,


Tiempos programados vs normales Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 12 1/4"x9 5/8"

505.0

8.0

12

8

4

8

4

8

8

8

8

8

7

4

5

30

6

10

4

10

72

10

6

90

2

135

836.0

18.5

5.0

1.5

7

0

5.5

5.5

42

4.5

3.5

14

9

0

27.5

5

9

0

11

7

9.5

278.5

143.5

133

333.5

204

30

8.5

3.5

147.5

19

194

1.5

7.5

4

16

96.5

13

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0 1400.0

Total

Tomar Registro CBL con presiòn y giroscòpico.

Sacar escareadores a superficie.

Bajar escareadores en cascada 13 3/8" - 9 5/8" a P. I.


Circular pozo.



Armar barrena de 8 1/2" y Hta direccional, bajar y checar cima de cemento.



Meter barrena de 12 1/4" t htta. Direccional, checar boca de liner

Sacar soltador a superficie.

Cementar liner de 9 5/8" y activar empacador de boca.


Inst. cabeza de cementar y circular pozo.

Meter liner de 9 5/8" a 3036 md. anclando colgador rotatorio a +/- 1960 m.

Prep. p/meter liner de 9 5/8" con colgador rotatorio y zapat rimadora.6


Circular acondicionando agujero para TR


Tomar registros eléctricos con tubería f lexible


Efectuar viaje corto y circular pozo.

Considerar corte de 3 nùcleos


Armar y meter barrena de 12 1/4" con sarta navegable y perforar desviando

Tiempo (Hrs)




Página 120


ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO DEL POZO LANKAHUASA 21.

En la gráfica IV.4.7.1.Se presenta la gráfica de avance de perforación

(profundidad vs tiempo) y las barrenas que se utilizaron en las dos primeras

etapas para ampliar los agujeros piloto 26” a 36” y 26”para llegar a cementar TR

20” a 511.59m; la barrena de 17 ½” utilizada permitió hasta 1821m; en la etapa de

12 ¼” se perforó desviado hasta 3034m que fue una profundidad menor a 3200m

del programa.

Grafica IV.4.7.1. Avance de perforación y barrenas utilizadas, pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D.,




Página 121

La grafica IV.4.7.2. Muestra como el problema más crítico desde la etapa 26” x

20” la inestabilidad del agujero con cierres continuos, atrapamientos y en la etapa

de 17 ½” x 13 3/8” la consecuencia del desvío del pozo a 1721m; además se

mantuvo esta condición crítica en la etapa final tanto en atrapamientos de sarta

como de sonda de registros.

Grafica IV.4.7.2 Avance de perforación y problemáticas presentadas, pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-




Página 122

IV.4.8.Conclusiones del pozo Lankahuasa 21

La perforación del pozo Lankahuasa 21 rebasó en un 106% (49.65 días) el

tiempo programado.

Las operaciones de perforación reales fueron mayores a las programadas

en 155% (39.98 días); los tiempos de cambio de etapa duraron 46% más

de lo programado (9.67 días).

El avance promedio real fue apenas el 37.19% del programado (46.19

m/día)) aun cuando el pozo se profundizó 150m menos de lo programado

(3200m).

El mayor tiempo no productivo correspondió a retrasos por pegaduras y

atrapamientos de tubería con 10.85 días (11.26 % del total del tiempo de

operación). En segundo término retrasos por fallas y reparaciones de

equipo de compañía con 4.94 días (5.12% del tiempo de operación).

Los tiempos programados para las etapas 36”x 30”, 26”x 20”, 17 ½” x 13

3/8” y 12 ¼ x 9 5/8” fueron menores a los requeridos para realizar las

operaciones normales asociadas a cada una de ellas.

El problema más crítico durante la perforación de este pozo fue la

inestabilidad del agujero que ocasionó cierres, atrapamientos de sarta, de

sonda y pesca, además del desvío del pozo.



campo en estudio.



Página 123

IV.5. POZO S IHINI 1.

IV.5.1.Descripción del pozo

El pozo Sihini-1, se localiza en la plataforma continental frente a las costas del

Estado de Veracruz, en aguas territoriales del Golfo de México; cuyos datos

topográficos son los siguientes:

Tabla IV.2.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1 (PEMEX

2002)

E. M. R. 25.90 m. T. A. 155.79 m P. T. 4766 m.d. b.m.r.


Latitud Norte; 20° 07’10.07049´´ X = 771,001

Longitud Oeste 96° 23´40.8” Y = 2’226,678

IV.5.2.- Análisis de tiempos del pozo Sihini 1.

La perforación del pozo Sihini 1 tuvo una duración de 129.42 días y el tiempo

programado fue de 80 días, dando una diferencia de 49.42 días más de lo

programado. Las actividades de perforación del pozo representaron 73.02 días,

de los cuales: 51.79 fueron de operación normal, 14.58 días de operaciones con

problemas, 2.17 días de esperas y 4.48 días de operaciones no programadas. En

el cambio de etapa se emplearon 56.09 días, donde 34.08 días fueron de

operaciones normales, 7.6 días con problemas, 8.85 días en esperas y 5.85 días

con actividades no programadas. El pozo está dado actualmente como Invadido

de Agua Salada.

El avance real en magnitud fue de 65.27 m/día vs los 105.91 m/día programado

(tabla IV.5.2.1.).



Página 124

Tabla IV.5.2.1 Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1. (PEMEX

2002).


Perforación (días) 45.5 73.02 +27.52

Cambio de etapa (días) 34.5 56.09 +21.59

Global (días) 80 129.42 +49.42

Avance (m/día) 105.91 65.27

La perforación y el cambio de etapa excedieron los tiempos programados para el

pozo Sihini-1

Grafica IV.5.2.1 Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en el

pozo Sihini-1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los tiempos normales para la perforación y el cambio de etapa, 51.79 días y

34.08 días, son cercanos a los programados 45.5 días y 34.5 días,

respectivamente. La mayor parte de los problemas ocurren durante la perforación,

Pozo SIHINI 1

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00


etapa


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 125

14.58 días de 22.19 días. Los tiempos asociados a esperas ocurren en su

mayoría durante el cambio de etapa, 8.85 días de 11.02 días totales.

Grafica IV.5.2.2 Avances programado y real del pozo Sihini 1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

La perforación del pozo Sihini-1 tuvo una duración de 129.42 y el tiempo

programado fue de 80 días. Las operaciones normales y no programadas

sumaron 96.21 días, lo cual representa un 74.33% del tiempo total reportado. El

tiempo total de operaciones con problemas y esperas suma 33.21 días.

Grafica IV.5.2.3. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales, Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D.,


Los problemas reportados durante el tiempo total de la perforación y cambio de

etapa del pozo 22.19 días, que corresponde al 17.14% del tiempo total de

operaciones reportado. Los problemas se distribuyen de manera bastante

uniforme, siendo los más representativos: Problemas durante la toma de

Pozo SIHINI 1

105.91

65.27

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: SIHINI 1

0 20 40 60 80 100 120 140

1

2

Tiempo (Días)




Página 126

información y la pesca de herramientas, las fallas y reparaciones de equipos y los

problemas de atraso y pegadura de las tuberías

Grafica IV.5.2.4. Tiempos de operaciones con problema del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Durante las operaciones de perforación y cambio de etapa fueron reportados 6.73

días de condiciones climatológicas adversas. Las esperas por parte de logística y

por compañías sumaron 4.29 días frente a los 6.73 días de condiciones climáticas

adversas.

Grafica IV.5.2.5. Tiempos de espera en la operación del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las etapas 1, 2, 3 y 4 presentan tiempos normales menores o iguales a los

programados. Los problemas son más comunes durante la 3era y 5ta etapa.

Operaciones con problemas del Pozo: SIHINI 1

1.33

0.81

0.83

1.23

1.58

1.65

1.27

3.48

3.88

0.83

2.58

2.65

0.06

22.19

0.00 5.00 10.00 15.00 20.00 25.00








Pesca


Brote/Reventón

Problema de Avance




Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: SIHINI 1

1.79

2.50

6.73

11.02

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00

Esperas por PEMEX



Total de esperas

Tiempo (Días)



Página 127

Grafica IV.5.2.6 Tiempos programados frente a los reales y normales, Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D.,


iv.5.3. Etapa de perforación 36” x 30”.

La perforación del pozo Sihini 1 en su primera etapa tuvo una duración de 117

horas y el tiempo programado fue de 148 horas, dando una diferencia de 31 horas

menos de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo en

esta etapa, fue de 33 horas normales, 18.5 horas con problemas, 23 horas con

esperas y sin actividades no programadas. En el cambio de etapa se

programaron 93 horas y se tuvieron 36.5 normales, no se reportaron problemas ni

esperas y 6 horas de operaciones no programadas.

Pozo SIHINI - 1

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5 Total

Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 128

Tabla IV.5.3.1 Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1 en etapa 1.

(PEMEX 2002).


Perforación (horas) 55 74.5 +19.5

Cambio de etapa (horas) 93 42.5 -50.5

Global (horas) 148 117 -31

Avance (m/día) 130.91 98.26

El avance estimado fue de 130.91 m/día y el real de 98.26 m/día.


pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

1er Etapa Pozo SIHINI 1

0

20

40

60

80

100

120

140

160


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 129

Grafica IV.5.3.2 Avances programado y real del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Los tiempos reales reportados son mucho menores a los tiempos programados

para esta etapa.

Grafica IV.5.3.3 Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz,


Los problemas reportados durante esta etapa son por fallas y reparación de los

equipos de compañía.

Etapa 1 Pozo SIHINI 1

98.26

130.91

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: SIHINI 1 1er Etapa

0 1 2 3 4 5 6 7

1

2

Tiempo (Días)




Página 130

Grafica IV.5.3.4 Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz,


Las esperas reportadas son debido a la ausencia de equipos de las compañías

Grafica IV.5.3.5. Comparativa de tiempos programados y reales del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D.,


Operaciones con problemas del Pozo: SIHINI 1 1er Etapa

0.77

0.77

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90



Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: SIHINI 1 1er Etapa

0.96

0.96

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 131

Grafica IV.5.3.6. Tiempos Programados y normales por operación, Sihini 1, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo SIHINI 1 Etapa 36"x 30"

148.0

8

4

0

24

4

2

48

2

3

2

4

13

8

10

2

12

69.5

0

3

0

9.5

0

4.5

2.5

11

6

3

0

2

14.5

0

0

2

10

6.0

0

0

0

6

0

0

0

1

1

1.5

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Total

Desconectar barrena de 36" y estabilizadores


Espera de fraguado

Considerar colocacion de dos anillos


Cementar

Preparativvos para cementar conductor de 30"

Meter conductor 30" con TP 5" a 300 m

Preparativos para meter conductor de 30" (junta de seguridad)



Tomar desviación

Colocar suficientes baches de lodo de 1.20 gr/cc viscoso

Armar y meter bna de 30" a FM c/ROV y ampliar a 300 m

Preparar cabezal de 30" en superficie

Con ROV observar si no hay presencia de gas


Perf. a 500 m para observar manifestacion de gas somero

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 132

Grafica IV.5.3.7. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Sihini 1 etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo SIHINI 1 Etapa 36"x30"

148.0

8

4

0

24

4

2

48

2

3

2

4

13

8

10

2

12

69.5

0

3

0

9.5

0

4.5

2.5

11

6

3

0

2

1.5

14.5

0

0

2

10

6.0

0

6

0

0

0

18.5

0

0

0

0

17

23.0

0

0

23

0

0

1

1

1.5

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Total



Espera de fraguado



Cementar

Preparativvos para cementar conductor de 30"


Preparativos para meter conductor de 30" (junta de seguridad)



Tomar desviación

Colocar suficientes baches de lodo de 1.20 gr/cc viscoso

Armar y meter bna de 30" a FM c/ROV y ampliar a 300 m




Perf. a 500 m para observar manifestacion de gas somero

Tiempo (Hrs)




Página 133


La perforación del pozo Sihini 1 en su segunda etapa tuvo una duración de


2.64 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación

del pozo en esta etapa, fue de 1.5 días sin problemas ni esperas, no hubo

actividades no programadas. En el cambio de etapa se programaron 5.04 días

y se tuvieron 7.27 días reales, con 7 horas de problemas, 39 horas de esperas

y 18 horas de actividades no programadas.

El avance estimado era de 184.62 m/día y el real de 140 m/día.

Tabla IV.5.4.1.Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1en etapa 2.

(PEMEX 2002).




Global (días) 6.125 8.77 +2.64

Avance (m/día) 184.62 140

El cambio de etapa excede los tiempos programados debido a las operaciones

no programadas y las esperas. La perforación no presentó ni problemas ni

esperas

Grafica IV.5.4.1Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en

el pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

2da Etapa Pozo SIHINI 1

0

50

100

150

200

250


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 134

Grafica IV.5.4.2. Avances programado y real del pozo Sihini 1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


El tiempo normal coincide con el tiempo programado de las operaciones.

Grafica IV.5.4.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Sihini 1 etapa 2.


Las operaciones con problemas son nuevamente las fallas y reparaciones de

los equipos de las compañías

Grafica IV.5.4.4. Operaciones con problema Sihini 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).


140.00

184.62

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: SIHINI 1 2da Etapa

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1

2

Tiempo (Días)


Operaciones con problemas del Pozo: SIHINI 1 2da Etapa

0.29

0.29

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35



Tiempo (Días)



Página 135

Nuevamente las esperas ocurren durante los preparativos para meter la TR.

Grafica IV.5.4.5. Operaciones con esperas Sihini 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Esperas del Pozo: SIHINI 1 2da Etapa

0.08

1.54

1.63

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80

Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 136

Grafica IV.5.4.6. Tiempos Programados-normales por operación, Sihini 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo SIHINI 1 Etapa 26"x 20"

147.0

6

2

10

2

24

48

3

4

4

10

2

6

2

24

146.5

13.5

5.5

0

14.5

42

6

4

4

11

3

6

5

31

18.0

6

0

6

6

1

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Total

Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas

Probar TR

Quebrar estabilizadores 26" y meter bna 17 1/2"a cima cemento

Meter buje de desgaste

Probar preventores

Bajar preventores submarinos, riser y sentar mismos en cabezal

Recuperar herramienta soltadora

Cementar

Preparativos para cementar

Meter TR 20" @ 500m sentando cabezal

Preparativos para meter TR 20"

Preparar cabezal 20" x 18 3/4" 10M


Armar bna 26", hta. 9 1/2" Checar cima cem., reb. cem. y acc. y perf. a 500m

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 137

Grafica IV.5.4.7. Tiempos programados y reales por operación, Sihini 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo SIHINI 1 Etapa 26"x20"

147.0

6

2

10

2

24

48

3

4

4

10

2

6

2

24

13.5

5.5

0

14.5

42

6

4

4

11

3

6

5

31

18.0

6

0

6

6

7.0

3

0

4

39.0

0

37

1

146.5

2

0 50 100 150 200 250

Total


Probar TR

Quebrar estabilizadores 26" y meter bna 17 1/2"a cima cemento


Probar preventores

Bajar preventores submarinos, riser y sentar mismos en cabezal


Cementar



Preparativos para meter TR 20"



Armar bna 26", hta. 9 1/2" Checar cima cem., reb. cem. y acc. y perf. a 500m

Tiempo (Hrs)




Página 138

IV.5.5. Etapa de perforación 17 ½” x 13 3/8”, Etapa 3.

La perforación del pozo Sihini 1 en su tercera etapa tuvo una duración de



del pozo en esta etapa fue de 18.46 días de los cuales: 9.66 días fueron de

operaciones normales, donde 8.125 días fueron con problemas, no se

reportaron esperas y 16 horas de operaciones no programadas. En el cambio

de etapa se programaron 6.21 días y se tuvieron 8.39 días reales, 2.35 días

con problemas y 4 horas de esperas, se reportaron 27 horas de operaciones

no programadas.

El avance estimado era de 145.87 m/día y el real fue de 70.43 m/día.

Tabla IV.5.5.1. Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1 en etapa

3. (PEMEX 2002).




Global (días) 15.29 26.85 +11.56

Avance (m/día) 145.87 70.43

Durante la perforación del pozo, esta fue la etapa que presentó mayor número

de problemas.


el pozo Sihini 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

3era Etapa Pozo SIHINI 1

0

100

200

300

400

500

600

700


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 139

Grafica IV.5.5.2. Avances programado y real del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las operaciones normales coinciden con las operaciones programadas

Grafica IV.5.5.3. Comparativo de operaciones programadas y reales Sihini 1etapa 3. (Velázquez-Cruz,


Las operaciones con problemas ocurrieron durante la perforación y posterior a

la toma de registros durante el acondicionamiento del agujero para la

introducción de la tubería de revestimiento (TR).


70.43

145.87

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: SIHINI 1 3er Etapa

0 5 10 15 20 25 30

1

2

Tiempo (Días)




Página 140


G. 2004A).

Las esperas de esta etapa ocurren por problemas de logística. No resultan

significativas a la etapa.


G. 2004A).

Operaciones con problemas del Pozo: SIHINI 1 3er Etapa

0.08

0.15

0.21

0.58

0.83

1.58

1.65

1.92

3.48

10.48

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00









Pesca


Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: SIHINI 1 3er Etapa

0.17

0.17

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14 0.16 0.18

Esperas por PEMEX

Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 141

Grafica IV.5.5.6. Tiempos programados- normales, pozo Sihini 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo SIHINI 1 Etapa 17 1/2"x 13 3/8"

367.0

12

10

16

8

6

8

10

48

212

362.0

0

9

0

0

0

19

8

35

7

11

21.5

227

27.0

10

0

0

0

0

16

2

6

3

2

4

6

4

2

2

6

4

2

6.5

2.5

5

3

1.5 0.5

0.5

0 50 100 150 200 250 300 350 400 450

Total


Circular y probar TR

Armar bna 12 1/4", sarta nav. LWD/MWD, meter checar cima cem.

Desconectar bna 17 1/2" y estabilizadores

meter buje de desgaste

Sacar herramienta con sarta a superficie

Probar preventores

Energizar ensamble sello y probar

Cementar TR 13 3/8"

Efectuar preparativos para cementar

Meter TR 13 3/8" @1825m sentando colgador de 18 3/4"

Preparativos para meter TR 13 3/8" con colgador-soltador

Recuperar buje de desgaste y lavar cabezal


circular acondicionando lodo

Meter bna a fondo para acondicionar para TR

Tomar registros electricos


Con bna 17 1/2" y sarta estabilizada perfora @ 1825 mvbmr

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 142

Grafica IV.5.5.7. Tiempos programados - reales por operación, Sihini 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo SIHINI 1 Etapa 17 1/2"x 13 3/8"Etapa

367.0

12

16

48

212

362.0

0

9

0

0

0

19

35

21.5

227

27.0

0

0

0

0

16

251.5

0

0

0

0

54.5

195

4.0

0

0

0

0

2

6

6

10

2

8

2

6

8

4

6

4

2

3

10

1.5

4

5

11

3

6.5

2.5

7

2

8

0.5

10

2

0.5

1

3

0 100 200 300 400 500 600 700

Total



Armar bna 12 1/4", sarta nav. LWD/MWD, meter checar cima cem.


meter buje de desgaste

Sacar herramienta con sarta a superficie

Probar preventores


Cementar TR 13 3/8"

Efectuar preparativos para cementar

Meter TR 13 3/8" @1825m sentando colgador de 18 3/4"

Preparativos para meter TR 13 3/8" con colgador-soltador




Meter bna a fondo para acondicionar para TR

Tomar registros electricos


Con bna 17 1/2" y sarta estabilizada perfora @ 1825 mvbmr

Tiempo (Hrs)




Página 143


La perforación del pozo Sihini 1 en su cuarta etapa tuvo una duración de 40.93

días y el tiempo programado fue de 24.71 días, dando una diferencia de 16.22

días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del

pozo en esta etapa fue de 18.07 días, donde 16.95 días fueron normales, no

se reportaron ni problemas ni esperas, solamente 26 horas de operaciones no

programadas. En el cambio de etapa se programaron 9 días y se reportaron

22.86 días reales, con 10.125 días normales, 3.81 días con problemas y 5.93

días de esperas y 4.0625 días de operaciones no programadas.

El avance estimado era de 113 m/día y el real fue de 107.13 m/día.


4. (PEMEX 2002).



Cambio de etapa (días) 9 22.86

Global (días) 24.71 40.93 +16.22

Avance (m/día) 113 107.13

Las actividades de perforación reportadas se exceden por muy poco con

respecto de los tiempos programados. Los tiempos no productivos se

agregaron esencialmente durante el cambio de etapa. La mayoría de los

tiempos no productivos resultan por esperas.



4ta Etapa Pozo SIHINI 1

0

200

400

600

800

1000

1200


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 144

Grafica IV.5.6.2. Avances programado y real Sihini 1 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Los tiempos normales de perforación y cambio de etapa exceden en un 10%

los tiempos programados. Los problemas y las esperas se reportan durante el

cambio de etapa. Al igual que la mayor parte de los tiempos no programados.

Grafica IV.5.6.3. Comparativo de operaciones programadas y reales, Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz,


Las operaciones con problemas de etapa se reportaron en el cambio de etapa,

problemas con las conexiones superficiales de control, y problemas con la

toma de información.


107.13113.00

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: SIHINI 1 4ta Etapa

0 5 10 15 20 25 30 35 40 45

1

2

Tiempo (Días)




Página 145


G. 2004A).

Las esperas se presentan por malas condiciones climatológicas durante la

toma de registros eléctricos.


G. 2004A).

Operaciones con problemas del Pozo: SIHINI 1 4ta Etapa

0.81

0.85

0.88

1.27

3.81

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50






Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: SIHINI 1 4ta Etapa

5.90

0.04

5.94

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00


Esperas por PEMEX

Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 146

Grafica IV.5.6.6. Tiempos programados y normales por operación, Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo SIHINI 1 Etapa 12 1/4"x 9 5/8"

593.0

10

8

8

8

8

36

6

8

12

72

8

355

651.0

19

0

0

0

45.5

0

0

15

23

90

30

14

28

322

97.5

0

0

0

0

0

64

11

15

3

6

2

6

6

6

6

4

6

4

3

2

1

13.5

3.5

7

11.5

9

9.5

6.5

2

1

7.5

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Total



Arma bna 8 3/8" y hta. dir. LWD/MWD bajar y checar cima cemento


Rebajar cemento y probar

Meter bna 12 1/4" con herramienta direccional, checar boca liner

Colocar buje de desgaste

Desconectar bna 12 1/4"y estabilizadores

Probar preventores


Cementar liner 9 5/8" y activar empacador

Efectuar preparativos para cementar liner

Meter liner 9 5/8" con colgador anclando mismo a +/- 1625m

Preparativos para meter liner 9 5/8" con colgador

Lavar cabezal

Recuperar buje de desgaste


Meter bna 12 1/4" con hta. dir. @ 3600, acondicionar

Efectuar preparativos y toma de Registros Electricos


Circular aondicionando lodo


Circular acondicionando agujero

C/bna 12 1/4" y sarta nav. Perf. Desv. a partir de 1850m KOPa 3600m/3268mv

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 147

Grafica IV.5.6.7.Tiempos programados y reales por operación, Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo SIHINI 1 Etapa 12 1/4"x9 5/8"

593.0

10

36

72

355

651.0

19

0

0

0

45.5

0

0

15

23

90

30

14

28

13.5

322

97.5

0

0

0

0

0

64

11

15

91.5

0

0

0

0

0

40

142.5

0

0

0

0

0

132.5

3

8

8

8

6

2

6

6

8

6

6

4

6

4

8

12

8

2

3

6

2

6.5

1

9

3.5

11.5

7

1

9.5

7.5

30.5

15

6

9

0 200 400 600 800 1000 1200

Total



Arma bna 8 3/8" y hta. dir. LWD/MWD bajar y checar cima cemento



Meter bna 12 1/4" con herramienta direccional, checar boca liner


Desconectar bna 12 1/4"y estabilizadores

Probar preventores


Cementar liner 9 5/8" y activar empacador


Meter liner 9 5/8" con colgador anclando mismo a +/- 1625m

Preparativos para meter liner 9 5/8" con colgador

Lavar cabezal



Meter bna 12 1/4" con hta. dir. @ 3600, acondicionar

Efectuar preparativos y toma de Registros Electricos


Circular aondicionando lodo



C/bna 12 1/4" y sarta nav. Perf. Desv. a partir de 1850m KOPa 3600m/3268mv

Tiempo (Hrs)




Página 148

IV. 5.7. Etapa de Perforación 8 ½” x 7”, etapa 5.

La perforación del pozo Sihini 1 en su quinta etapa tuvo una duración de 48.35



pozo en esta etapa fue de 32.27 días, donde 22.65 días fueron normales, 5.68

días con problemas y 1.20 días de operaciones con esperas; asimismo, 2.73

días de operaciones no programadas. En el cambio de etapa se programaron

10.37 días y se tuvieron 16.08 días reales, con 12.39 días normales, 1.14 días

con problemas y 1.14 días de esperas y 4.14 días con operaciones no

programadas.



5. (PEMEX 2002).




Global (días) 27.7 48.35 +20.65

Avance (m/día) 70.33 31.85

Las actividades de perforación exceden a las actividades programadas. La

mayor parte de los problemas ocurren durante la perforación. Las esperas

ocurren por igual durante la perforación y el cambio de etapa.



5ta Etapa Pozo SIHINI 1

0

200

400

600

800

1000

1200

1400


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 149

Grafica IV.5.7.2. Avances programado y real Sihini 1 etapa 5. (-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Los tiempos normales de perforación exceden a los tiempos programados. El

corte de núcleos se reporta con varias horas por encima de lo programado

como normal.

Grafica IV.5.7.3. Comparativo de operaciones programadas y reales, Sihini 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz,


La mayor parte de los problemas se reportan durante la perforación con el

avance


70.33

31.85

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: SIHINI 1 5ta Etapa

0 10 20 30 40 50 60

1

2

Tiempo (Días)




Página 150


G. 2004A).

Las esperas reportadas son en mayor parte por Logística durante la

perforación y en la introducción del Liner.


G. 2004A).

Operaciones con problemas del Pozo: SIHINI 1 5ta Etapa

0.06

0.83

1.15

0.67

2.58

1.25

0.17

0.13

6.83

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00


Brote/Reventón



Problema de Avance





Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: SIHINI 1 5ta Etapa

1.50

0.83

2.33

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50

Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 151

Grafica IV.5.7.6. Tiempos programados y normales por operación, Sihini 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo SIHINI 1 Etapa 8 1/2"x 7"

665.0

30

15

8

12

8

10

12

36

14

14

52

12

90

300

832.0

10

43

19.5

11

12

14

37

55.5

30.5

49.5

9.5

11.5

166.5

55

284

99.5

10

24

65.5

4

4

8

8

6

2

6

6

4

4

2

2

0.5

5

2

2

8

2

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000

Total

Tomar registro CBL y giroscopico

Levantar bna a superficie

Circular

Rebajar cemento a P.I. Efectuando pruebas


Armar bna 5 7/8" meter y checar cima de cemento



Meter bna 8 3/8" Checar boca liner


Cementar liner 7" y operar empacador en boca


Anclar colgador a +/- 3400m

Meter liner 7" @ 4819m

Preparativos para meter liner 7"

Circular y sacar bna a superficie

meter bna a fondo y acondicionar para liner 7"

Efectuar preparativos y toma de registros electricos


Circular acondicionando lodo

efectuar viaje corto

considerar corte de 3 nucleos

Circular

Perforar direccional hasta 4819mdbmr/4225mvbmr

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 152

Grafica IV.5.7.7.Tiempos programados y reales por operación, Sihini 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

IV.5.8. Análisis de los tiempos de perforación para la administración del conocimiento del pozo Sihini 1.

Tiempos programados vs reales Pozo SIHINI 1 Etapa 8 1/2"x 7"

665.0

30

15

12

8

10

8

12

8

36

6

14

14

52

90

300

832.0

10

43

19.5

11

12

14

37

55.5

30.5

49.5

166.5

55

284

99.5

24

164.0

26

17.5

119

56.0

29

4

8

4

6

2

12

4

6

4

2

2

0.5

5

2

2

2

9.5

8

11.5

10

65.5

1.5

7

6

14

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200

Total

Tomar registro CBL y giroscopico


Circular

Rebajar cemento a P.I. Efectuando pruebas





Meter bna 8 3/8" Checar boca liner


Cementar liner 7" y operar empacador en boca


Anclar colgador a +/- 3400m

Meter liner 7" @ 4819m

Preparativos para meter liner 7"

Circular y sacar bna a superficie

meter bna a fondo y acondicionar para liner 7"

Efectuar preparativos y toma de registros electricos



efectuar viaje corto

considerar corte de 3 nucleos

Circular

Perforar direccional hasta 4819mdbmr/4225mvbmr

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 153

Los factores que influyeron en los tiempos no productivos son:

Esperó materiales y reparó ROV. Esperó TR de 20”, cemento y equipo para correr TR, Reparó válvula de Top/Drive y falla en gusano recuperador de recorte. Cambió mallas de temblorinas por rotura. (Profundidad 505 m).

Sarta atrapada a 1151m. Se realizó maniobras de pesca, desconectó sarta y recuperó pez 100%. Suspenden perforación por taparse mallas de la succión de bombas.

Repasa resistencia circulando y rotando de 1170 a 1807m. Bombea bache de 8 m3 de obturante tratando de restablecer circulación sin éxito perdiéndose 15 m3 de fluido de control.

Nivela conjunto de preventores, reubicando posicionalmente la plataforma, colocó cemento para afianzar el conjunto de CSC ( profundidad del pozo 3150m)

Habiendo perforado a 4075m observó desnivelamiento de Conexiones Superficiales de Control (CSC) y manifestación del pozo, controló el mismo con densidades de 1.4 - 1.6 gr/cc. Colocó tapón de cemento para afirmar CSC

Al perforar a 4459m observó manifestación del pozo. Lodo de 1.47 x 78, controló el mismo con densidad de 1.45 gr/cc

En toma de registros se atoró cable a 1550m y detectó entrada de gas controlándola con densidad de 1.47 gr/cc.


Petroleros”,

Página 154

Grafica IV.5.8.1. Grafica de avance del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

0.00

100.00200.00

300.00400.00

500.00600.00

700.00800.00

900.001000.00

1100.001200.00

1300.001400.00

1500.001600.00

1700.001800.00

1900.002000.00

2100.002200.00

2300.002400.00

2500.002600.00

2700.002800.00

2900.003000.00

3100.003200.00

3300.003400.00

3500.003600.00

3700.003800.00

3900.004000.00

4100.004200.00

4300.004400.00

4500.004600.00

4700.004800.00

4900.005000.00

5100.00

0 20 40 60 80 100 120

Tiempo (Dias)

Prof

undi

dad

(m)


Gráfica de Avance del Pozo: SIHINI 1

Con barrena de 36”, con agua de mar y baches de lodo viscoso de 1.04 gr/cc

X 200 seg. de viscosidad; amplió agujero de 8 ½” a 36” hasta 305 m de

profundidad. Cementó TR de 30” a 296.18 m.

Con barrena de 17 ½”, tipo 115, con lodo de emulsión inversa de 1.15

gr/cc X 50 seg. de viscosidad, perforó de 515 hasta 1174 m.

Con barrena de 8 ½” tipo 116 marca Hughes, 6 DC ½” con agua de

mar perforó agujero piloto a la profundidad de 505 m

Con barrena de 26”tipo 115, con agua de mar y baches de lodo viscoso de 1.05

gr/cc X 150 seg. de viscosidad; Amplió agujero de 8 ½” de 305 m a 505m y

perforó hasta 515 m. Cementó TR de 20” a 496 m.

Con barrena de 12 ¼”PDC con lodo de emulsión inversa de 1.30

gr/cc X 88 – 110 seg. de viscosidad, perforó de 1815 m hasta

3750 m. Cementó Liner de 9 5/8” a 3746 m

Con barrena de 8 3/8”PDC, con lodo de emulsión inversa de

1.32_1.47 gr/cc X 95- 86 seg. de viscosidad, perforó de 3750 m

a 4766 m. Cemento Liner de 7” a 4575 m.

Con barrena de 17 ½”, #6014926 con lodo de emulsión inversa de 1.25

gr/cc X 78 seg. de viscosidad, perforó de 1174 hasta 1810 m. Cementó

TR de 13 3/8” a 1790.77 m.


Petroleros”,

Página 155

Grafica IV.5.8.2.Avance de perforación y problemáticas, pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

0.00100.00

200.00300.00

400.00500.00

600.00700.00

800.00900.00

1000.001100.00

1200.001300.00

1400.001500.00

1600.001700.00

1800.001900.00

2000.002100.00

2200.002300.00

2400.002500.00

2600.002700.00

2800.002900.00

3000.003100.00

3200.003300.00

3400.003500.00

3600.003700.00

3800.003900.00

4000.004100.00

4200.004300.00

4400.004500.00

4600.004700.00

4800.004900.00

5000.005100.00

0 20 40 60 80 100 120

Tiempo (Dias)

Pro

fund

idad

(m)


Gráfica de Avance del Pozo: SIHINI 1

Esperó materiales y reparó ROV. Esperó TR de 20”, cemento y equipo para

correr TR, Reparó válvula de Top/Drive y falla en gusano recuperador de

recorte. Cambió mallas de temblorinas por rotura.(Profundidad 505 m)

Sarta atrapada a 1151m realizó maniobras de pesca, desconectó sarta

y recuperó pez 100%. Suspenden perforación por taparse mallas de la

succión de bombas.

Repasa resistencia circulando y rotando de 1170 a 1807m. Bombea

bache de 8 m3 de obturante tratando de restablecer circulación sin

éxito perdiéndose 15 m3 de fluido de control..

Nivela conjunto de preventores, reubicando posicionalmente

la plataforma,colocó cemento para afianzar el conjunto de

CSC ( profundidad del pozo 3150m)

Habiendo perforado a 4075m observó desnivelamiento de CSC

y manifestación del pozo, controló el mismo con densidades

de 1.4 - 1.6 gr/cc. Colocó tapón de cemento para afirmar CSC

Al perforar a 4459m observó manifestación del pozo. Lodo

de 1.47 x 78, controló el mismo con densidad de 1.45 gr/cc


Petroleros”,

Página 156

IV.5.9. Conclusiones del pozo Sihini 1.

La perforación del pozo Lankahuasa norte 1 tuvo una duración de 80.44 días y el tiempo programado fue de 82.75 días, dando

una diferencia de 2.31 días (2.87%) menos de lo programado.

Del tiempo de perforación del agujero (35.15 días), 22.44días (63.84%) fueron de operación normal, 5.69 días (16.19%) de

operaciones con problemas 0.25 días (0.7 %) de esperas además de 6.77 días (19.26%) de operaciones no programadas. En el

cambio de etapa se emplearon 45.29 días, donde 23.31 días (51.47%) fueron de operaciones normales, 4.73 días (10.44%) con

problemas, 3.1 días (6.84%) en esperas y 14.15 días (31.24%) con actividades no programadas.

Se cumplió con el programa de perforación del pozo de manera global, las actividades normales constituyeron el 55%(45.48 días)

del mismo, las actividades no programadas el 22% (18.1 días) y los tiempos no productivos el 23%(19 días).

Las operaciones con problema constituyeron el 12.95%( 10.42 días) del tiempo de operación y las esperas el 4.16% (3.35 días).

La etapa de 8 ½” x 7” fue la única cuya duración real fue mayor al tiempo programado.

El agujero de 36” fue inestable aún con el uso de densidad de 1.06 gr/cc; la cementación de la TR 20” fue limitada al presentarse

fuga entre las TR´s de 30” y 20”.

Los retrasos más importantes en las etapas de 12 ¼” y 8 ½” se debieron a las fallas frecuentes en los equipos MWD y LWD.

En la etapa última se presentó inestabilidad del agujero por desajustes en la densidad del lodo, al incorporarse gas y se

propiciaron fricciones, atoramientos y operación deficiente de sondas.

Las barrenas utilizadas durante las diferentes etapas funcionaron de manera conveniente, al no reportarse fallas y alcanzar los

objetivos de profundidad propuestos.


Petroleros”,

Página 157

IV.6. POZO KOSNI 1

IV.6.1.Descripción del pozo Kosni 1

El pozo Kosni-1, se localiza en la plataforma continental frente a las costas del Estado de Veracruz, en aguas territoriales del

Golfo de México. En particular, el sitio donde se perforó el pozo Kosni 1 se ubica a una distancia de 12.2 Km al N 47°43´35.2” E

del pozo Lankahuasa-1, a 56.2 Km al S 77° 01’ 18.99” E del pozo Pino Suarez- 1; cuyos datos topográficos son los siguientes:

Tabla IV.6.1.1. Datos topográficos del Pozo Kosni 1. (PEMEX 2002).

E. M. R. 25 m. T. A. 175.5 m P. T. 4868 m.d.b.m.r.


Latitud Norte; 20° 15’34.29´´ X = 765,177

Longitud Oeste 96° 27´41.26” Y = 2’242,103

El pozo está dado actualmente como Productor de Gas.

IV.6.2. Análisis de tiempos del pozo Kosni 1.

La perforación del pozo Kosni 1 tuvo una duración de 204.85 días y el tiempo programado fue de 68 días, dando una diferencia de

136.85 días más de lo programado. Las actividades de perforación del pozo representaron 151.46 días, de los cuales: 52.96 días

fueron de operación normal, 82.77 días de operaciones con problemas, 10.35 días de esperas y 5.38 días de operaciones no


Petroleros”,

Página 158

programadas. En el cambio de etapa se emplearon 53.4 días, donde 28.71 días fueron de operaciones normales, 7.94 días con

problemas, 5.67 días en esperas y 11.08 días con actividades no programadas.

El avance real en magnitud fue de 31.52 m/día, en relación a los 152.66 m/día programados (tabla IV.6.2.1).




Global (días) 68 204.85 +136.85

Avance (m/día) 152.66 31.52

Tabla IV.6.2.2. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1

La perforación del pozo Kosni-1 fue de 204.85 días y el tiempo programado fue de 68 días. Las operaciones normales y no

programadas sumaron 98.13 días, una diferencia 30.13 días más de lo programado. El tiempo total de operaciones con problemas

y esperas suma 106.73 días.


Petroleros”,

Página 159

Grafica IV.6.2.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en el pozo Kosni-1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Pozo KOSNI 1

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00


etapa


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa


Petroleros”,

Página 160

La mayoría de los problemas ocurrieron durante la perforación, las esperas ocurrieron por igual tanto en la perforación como en el

cambio de etapa.

Las operaciones normales y no programadas durante la perforación superan al programado.

La mayor parte de las operaciones con problemas ocurren durante la perforación 82.77 días (54.64%) de los 151.46 días

reportados de actividades de perforación

Las esperas ocurrieron en mayor cantidad durante las actividades de perforación 10.35 días (6.83%) de los 151.46 días de

perforación.

Los tiempos normales totales sobrepasan al tiempo programado en 13.67 días.

La suma de las actividades normales y no programadas excede al programa en 30.13 días.


Petroleros”,

Página 161

Grafica IV.6.2.3. Avances programado y real del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

La perforación del pozo Kosni-1 fue de 204.85 días y el tiempo programado fue de 68 días. Las operaciones normales y no

programadas sumaron 98.13 días, una diferencia 30.13 días más de lo programado y el tiempo total de operaciones con

problemas y esperas suma 106.73 días.

Pozo KOSNI 1

152.66

31.52

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

Avancem

/Día Programado

Real


Petroleros”,

Página 162

Grafica IV.6.2.4. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales, Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 1

0 50 100 150 200 250

1

2

Tiempo (Días)



Petroleros”,

Página 163

Los problemas reportados durante el tiempo total de la perforación y cambio de etapa del pozo 90.71 días, que corresponde al

44.28% del tiempo total de operaciones reportado. Los problemas principales son el retraso por pegadura y atrapamiento de la

sarta de perforación, los problemas con el avance derivados de éstos y la pesca, 33.83%, 31.99 y 10.47%, respectivamente del

tiempo total de problemas.

Grafica IV.6.2.5. Tiempos de operaciones con problema del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los tiempos no productivos asociados a las esperas fueron 16.02 días (7.82%) de los 204.85 días de operaciones reportadas. La

mayor parte de las esperas 9.67 días (60.36%) se deben a esperas de equipos y refacciones de las compañías. Las esperas de

logística por el contrario son mucho menores para este pozo.

Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 1

0.04

0.10

0.27

0.33

0.42

0.48

0.50

3.29

3.31

4.69

8.06

9.50

29.02

30.69

90.71

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00 90.00 100.00



Problemas con Barrena


Problemas en el Control Direccional


Problemas con la Cementación





Pesca

Problemas con el Avance



Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 164

Grafica IV.6.2.6. Tiempos de espera en la operación del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Grafica IV.6.2.7. Tiempos programados frente a los reales y normales, Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Esperas del Pozo: KOSNI 1

2.44

3.92

9.67

16.02

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00 18.00

Esperas por PEMEX



Total de esperas

Tiempo (Días)

Pozo KOSNI -101

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa


Petroleros”,

Página 165

Durante las etapas 3era y 4ta los tiempos normales 20.90 días y 25.88 días exceden a los tiempos programados de 12.79 días y 19.83 días, respectivamente.

Durante la quinta etapa se reportaron 75.04 días (82.73%) de los 90.71 días de problemas totales.

IV.6.3.Etapa de perforación 36” x 30”, etapa 1.

La perforación del pozo Kosni 1 en su primera etapa tuvo una duración de 6.27 días y el tiempo programado fue de 6.16 días,

dando una diferencia de 0.11 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del pozo en esta etapa fue

de 4.08 días, de los cuales 4.02 días (96.5 horas) se reportaron como normales, sin problemas ni esperas y con 1.5 horas de

actividades no programadas. En el cambio de etapa se programaron 3.87 días y se reportaron 1.31 días de operaciones

normales, 7 horas de operaciones con problemas, sin esperas; además de 14 horas de operaciones no programadas.

El avance estimado fue de 130.91 m/día y el real de 78.37 m/día.



Cambio de etapa (días) 3.87 2.18 -1.68

Global (días) 6.16 6.27 +0.11

Avance (m/día) 130.91 78.37

Tabla IV.6.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa 1. (PEMEX 2002).


Petroleros”,

Página 166

En general la perforación supera el tiempo programado en la misma proporción que el cambio de etapa es menor al programado,

en general, el tiempo reportado es ligeramente mayor al programado para la primera etapa.

Grafica IV.6.3.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en el pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

1er Etapa Pozo KOSNI 1

0

20

40

60

80

100

120

140

160


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa


Petroleros”,

Página 167

Grafica IV.6.3.2. Avances programado y real del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Las operaciones normales y no programadas son menores que los tiempos programados en esta etapa.

Grafica IV.6.3.3. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Los problemas reportados durante la primera etapa están asociados al cambio de etapa en la cementación.

Etapa 1 Pozo KOSNI 1

130.91

78.37

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 1 1er Etapa

0 1 2 3 4 5 6 7

1

2

Tiempo (Días)



Petroleros”,

Página 168

Grafica IV.6.3.4. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Durante la perforación de la primera etapa no se reportaron esperas.

Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 1 1er Etapa

0.06

0.23

0.29

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30 0.35




Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 169

Grafica IV.6.3.5. Tiempos Programados y normales por operación, Kosni 1, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 1 Etapa 36"x 30"

8

4

0

24

4

2

48

2

3

2

4

13

8

10

2

12

4.5

9

8

2

2.5

21

16.5

3

46

14

148.0

1

1

2

0

0.5

128.0

1.5

1.5

4.5

2.5

1.5

1.5

15.5

1.5

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Total



Espera de fraguado



Cementar

Preparativos para cementar conductor de 30"


Preparativos para meter conductor de 30" (junta seg.)



Tomar desviación

Colocar suficientes baches lodo 1.20 gr/cc viscoso

Armar y meter bna. 30" FM c/ ROV y amp. a 300 m




Perforar a 500 m para obs. si no hay manif. gas somero

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 170

Grafica IV.6.3.6. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Kosni 1 etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo KOSNI 1 Etapa 36"x 30"

8

4

0

24

4

2

48

2

3

2

4

13

8

10

2

12

4.5

9

8

2

2.5

21

16.5

3

46

14

5.5

1

1

148.0

1.5

1.5

2.5

4.5

1.5

1.5

128.0

0.5

0

2

1.5

15.5 7.0

1.5

0 20 40 60 80 100 120 140 160

Total



Espera de fraguado



Cementar

Preparativos para cementar conductor de 30"


Preparativos para meter conductor de 30" (junta seg.)



Tomar desviación

Colocar suficientes baches lodo 1.20 gr/cc viscoso

Armar y meter bna. 30" FM c/ ROV y amp. a 300 m




Perforar a 500 m para obs. si no hay manif. gas somero

Tiempo (Hrs)




Página 171

IV.6.4. Etapa de perforación, 26” x 20”, ETAPA 2.

La perforación del pozo Kosni 1 en su segunda etapa tuvo una duración de



del pozo en esta etapa fue de 2.12 días, donde 46 horas fueron normales, 5

horas con problemas, no hubo esperas ni actividades no programadas. En el

cambio de etapa se programaron 5.04 días y se tuvieron 5.63 días reales, con

4.06 días normales, sin problemas y 21 horas de operaciones de espera,

además debemos incluir 16.5 horas de operaciones no programadas.

El avance estimado era de 184.62 m/día y el real de 95.06 m/día.

Tabla IV.6.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa

2. (PEMEX 2002).




Global (días) 6.12 7.75 +1.63

Avance (m/día) 184.62 95.06

Durante el cambio de etapa las operaciones normales y no programadas son

menores al tiempo estimado para la misma, solo se reportan esperas en esta

etapa. Las actividades de perforación se reportan mucho mayores a las

programadas, durante la perforación se reportaron los problemas.


el pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

2da Etapa Pozo KOSNI 1

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 172

Grafica IV.6.4.2. Avances programado y real del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Los tiempos normales y no programados exceden por poco las actividades

programadas

Grafica IV.6.4.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Kosni 1 etapa 2.


Los problemas son por fallas y reparación de equipos de compañía

Grafica IV.6.4.4. Operaciones con problema Kosni 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).


184.62

95.06

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

200.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 1 2da Etapa

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

1

2

Tiempo (Días)


Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 1 2da Etapa

0.21

0.21

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25



Tiempo (Días)



Página 173

Las operaciones con esperas se deben esperas por compañías. Se reportan

durante la operación de armado del cabezal.

Grafica IV.6.4.5. Operaciones con esperas Kosni 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Esperas del Pozo: KOSNI 1 2da Etapa

0.88

0.88

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 174

Grafica IV.6.4.6. Tiempos Programados-normales por operación, Kosni 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


147.0

6

10

2

24

48

3

4

4

10

2

6

2

24

143.5

8.5

2.5

10.5

49

1.5

5

1.5

12.5

6.5

2.5

43.5

16.5

16.5

2

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180

Total


Probar T. R.

Quebrar estab. de 26" y meter bna. 17 1/2" a cima de cemento.


Probar preventores

Bajar preventores submarinos, raiser y sentar mismos en cabezal


Cementar T. R. de 20"


Meter T. R. de 20" a 500 m sentando cabezal

Preparativos para meter T. R. de 20" (c/cabezal 18 3/4")

Preparar cabezal de 20" x 18 3/4 10 M


Armar Bna. 26", Hta.9 1/2" y checar cima de cem., rebajar accesorios y perforar a 500 m

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 175

Grafica IV.6.4.7. Tiempos programados y reales por operación, Kosni 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo KOSNI 1 Etapa 26"x20"

147.0

6

10

2

24

48

3

4

4

10

2

6

2

24

143.5

8.5

2.5

10.5

49

1.5

5

1.5

12.5

6.5

2.5

43.5

16.5

16.5

5.0

5

21.0

21

2

0

0

0

0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 200

Total


Probar T. R.

Quebrar estab. de 26" y meter bna. 17 1/2" a cima de cemento.


Probar preventores

Bajar preventores submarinos, raiser y sentar mismos en cabezal


Cementar T. R. de 20"


Meter T. R. de 20" a 500 m sentando cabezal

Preparativos para meter T. R. de 20" (c/cabezal 18 3/4")

Preparar cabezal de 20" x 18 3/4 10 M


Armar Bna. 26", Hta.9 1/2" y checar cima de cem., rebajar accesorios y perforar a 500 m

Tiempo (Hrs)




Página 176

IV.6.5. Etapa de perforación 17 ½” X 13 3/8”, Etapa 3.

La perforación del pozo Kosni 1 en su tercera etapa tuvo una duración de



del pozo en esta etapa fue de 23.18 días, donde 15.85 días fueron reportados

como normales, 4.41 días de operaciones con problemas y 2.04 días de

tiempos de esperas; además se reportaron 0.87 días (21 horas) de actividades

no programadas. En el cambio de etapa se programaron 5.04 días y se

tuvieron 10.83 días reales: con 5.04 días de operaciones normales, 12.5 horas

de problemas, 3 días (72 horas) de tiempos de espera y 2.27 días (54.5 horas)

de operaciones no programadas.


Tabla IV.6.5.1.Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa 3.

(PEMEX 2002).




Global (días) 12.79 34.01 +21.22

Avance (m/día) 78.71 63.44

La perforación excede por mucho los tiempos programados. Los tiempos

normales y no programados del cambio de etapa también exceden los valores

programados. El tiempo total de esperas de la etapa es igual al tiempo

programado para el cambio de etapa.


el pozo Kosni 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 177



Los tiempos programados 307 horas son menores, en una proporción cercana

a la mitad, con respecto de los tiempos reportados como normales y no

programados 577 horas

Las esperas y problemas ocurren en casi la misma proporción 118.5 horas de

problemas y 121 horas de esperas

Grafica IV.6.5.3. Comparativo de operaciones programadas y reales Kosni 1 etapa 3. (Velázquez-Cruz,


Las operaciones con problemas se deben en su mayor parte a las fallas y

reparaciones de equipo. Los problemas con el lodo son también significativos

para esta etapa.


78.71

63.44

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 5 10 15 20 25 30 35 40

1

2

Tiempo (Días)




Página 178


G. 2004A).

Las esperas reportadas se debieron en su totalidad a esperas por parte de las

compañías, siendo características durante las fases de perforación.


G. 2004A).


0.27

0.33

0.48

1.31

2.54

4.94

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00

Problemas con Barrena


Pesca




Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: KOSNI 1 3er Etapa

5.04

5.04

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 179

Grafica IV.6.5.6. Tiempos programados- normales, pozo Kosni 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 1 Etapa 17 1/2"x 13 3/8"

307.0

10

16

8

2

24

180

501.5

373.5

75.5

21

12

6

3

2

4

6

2

6

8

6

2

8

2

17

7

2.5

1.5

1.5

2

9.5

3

4.5

4.5

7

7.5

12

6.5

20

19.5

2.5

54.5

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0

Total



Armar bna. 12 1/4", sarta navegable (LWD-MWD), meter, checar cima de cemento.

Desconectar bna de 17 1/2". estabilizadores


Sacar hta. C/sart a sup.

Probar preventores


Cementar T. R. de 13 3/8"

Efectuar preparativos para cementar T. R.

Meter T. R. de 13 3/8" a 1110 m (sentando en colgador de 18 3/4)

Prep's p/meter T.R. 13 3/8" con colgador-soltador

Recup. Buje de desgaste y lavar cabezal



Meter bna a fondo acondic. Para T.R

Tomar registros eléctricos con tubería flexible


Con barrena de 17 1/2" y sarta navegable perforar desviado de 525 a 1110 md

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 180

Grafica IV.6.5.7. Tiempos programados - reales por operación, Kosni 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo KOSNI 1 Etapa 17 1/2"x 13 3/8"

307.0

10

16

8

2

24

180

501.5

373.5

75.5

21

118.5

106

121.0

49

2

8

2

6

8

6

2

6

4

2

3

6

12

2.5

19.5

20

6.5

12

7.5

7

4.5

4.5

3

9.5

2

1.5

1.5

2.5

7

17 54.5 11.5

1

66

0

5

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 900.0

Total



Armar bna. 12 1/4", sarta navegable (LWD-MWD), meter, checar cima de cemento.

Desconectar bna de 17 1/2". estabilizadores


Sacar hta. C/sart a sup.

Probar preventores


Cementar T. R. de 13 3/8"

Efectuar preparativos para cementar T. R.

Meter T. R. de 13 3/8" a 1110 m (sentando en colgador de 18 3/4)

Prep's p/meter T.R. 13 3/8" con colgador-soltador

Recup. Buje de desgaste y lavar cabezal



Meter bna a fondo acondic. Para T.R

Tomar registros eléctricos con tubería flexible


Con barrena de 17 1/2" y sarta navegable perforar desviado de 525 a 1110 md

Tiempo (Hrs)




Página 181

IV.6.6. Etapa de perforación 12 ¼” x 9 5/8”

La perforación del pozo Kosni 1 en su cuarta etapa tuvo una duración de 47.19



pozo en esta etapa fue de 31 días, donde 18.88 días fueron normales, 9.04

días con problemas, 1.39 días de esperas y 1.68 días de operaciones no

programadas. En el cambio de etapa se programaron 7.63 días y se reportaron

16.19 días reales, con 7 días de operaciones normales, 1.18 días de

operaciones con problemas, 0.77 días de esperas y 7.23 días de operaciones

no programadas.


Tabla IV.6.6.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa 4.

(PEMEX 2002).


Perforación (días) 12.20 31

Cambio de etapa (días) 7.63 16.19

Global (días) 19.83 47.19 +27.36

Avance (m/día) 233.45 66.45


en el pozo Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

4ta Etapa Pozo KOSNI 1

0

200

400

600

800

1000

1200


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 182

Gráfica IV.6.6.3. Avances programado y real Kosni 1 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las operaciones normales durante la etapa superan al tiempo total

programado. Los problemas se presentaron esencialmente durante la

perforación, lo cual obligo a realizar actividades inicialmente no programadas.

Gráfica IV.6.6.4. Comparativo de operaciones programadas y reales, Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz,


Las operaciones con problemas durante la etapa se presentaron en su

mayoría durante la perforación direccional, lo cual se refleja en la siguiente

gráfica.


233.45

66.45

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50

1

2

Tiempo (Días)




Página 183

Gráfica IV.6.6.5. Operaciones con problema Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Los tiempos de esperas durante la etapa están asociados a las fallas de los

equipos LWD durante la perforación direccional.

Gráfica IV.6.6.6. Operaciones con esperas Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).

Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 1 4ta Etapa

0.04

0.42

0.44

0.83

0.94

5.17

2.40

10.23

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00









Tiempo (Días)


0.25

1.92

2.17

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50

Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 184

Gráfica IV.6.6.7. Tiempos programados y normales por operación, Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


476.0

273

621.0

420

214.0

40.5

8

8

2

48

3

2

36

8

6

3

8

6

6

6

8

8

10

3

4

4

6

2

8

21

0

4.5

6.5

8

0

3

15.5

31

3

11.5

0

0

5

26.5

6.5

26

3

14.5

4

11.5

31

63

2

77.5

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 900.0

Total



Armar bna. 8 3/8" y hta. Direccional, bajar y checar cima de cemento.



Meter bna de 12 1/4" y htta. Direccional , checar boca de liner


Desconectar bna. de 12 1/4". Y estabilizadores

Probar preventores


Cementar liner. de 9 5/8" y activar empacador de boca


Meter liner de 9 5/8" a 3960 md anclando colgador a +/- 890 md

Prep's p/meter liner de 9 5/8" con colgador

Lavar cabezal

Recup. Buje de desgaste.

Saca bna. a superficie

Mete bna. 12 1/4" Y htta. Direccional a 3960 md acondicionar agujero

Efectua preparativos y toma registros eléctricos con tubería flexible.





Con bna. 12 1/4" y sarta navegable, perforar desviado a 3960 md/3214 mv

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 185

Gráfica IV.6.6.8. Tiempos programados y reales por operación, Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs reales Pozo KOSNI 1 Etapa 12 1/4"x 9 5/8"

476.0

273

621.0

420

214.0

40.5

245.5

215

52.0

33.5

8

2

6

4

4

3

10

8

8

6

6

6

8

3

6

8

36

2

3

48

2

8

8

11.5

4

14.5

3

26

6.5

26.5

5

0

0

11.5

3

31

15.5

3

0

8

6.5

4.5

0

21

77.5

2

63

31

2

22.5

5

0

1

0

13.5

5

0.0 200.0 400.0 600.0 800.0 1000.0 1200.0

Total



Armar bna. 8 3/8" y hta. Direccional, bajar y checar cima de cemento.



Meter bna de 12 1/4" y htta. Direccional , checar boca de liner


Desconectar bna. de 12 1/4". Y estabilizadores

Probar preventores


Cementar liner. de 9 5/8" y activar empacador de boca


Meter liner de 9 5/8" a 3960 md anclando colgador a +/- 890 md

Prep's p/meter liner de 9 5/8" con colgador

Lavar cabezal

Recup. Buje de desgaste.

Saca bna. a superficie

Mete bna. 12 1/4" Y htta. Direccional a 3960 md acondicionar agujero

Efectua preparativos y toma registros eléctricos con tubería flexible.





Con bna. 12 1/4" y sarta navegable, perforar desviado a 3960 md/3214 mv

Tiempo (Hrs)




Página 186

IV.6.7. Etapa de perforación 8 ½” x 7” ETAPA 5.

La perforación del pozo Kosni 1 en su quinta etapa tuvo una duración de

109.62 días y el tiempo programado fue de 23.08 días, dando una diferencia

de +86.54 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la

perforación del pozo en esta etapa fue de 91.06 días, donde 12.29 días fueron

reportados como operaciones normales, 69.10 días de operaciones con

problemas, 6.91 días de esperas 2.75 días de operaciones no programadas.

En el cambio de etapa se programaron 9.91 días y se reportaron 18.56 días

reales, con 11.29 días de operaciones normales, 5.94 días de operaciones con

problemas, 1.02 días de esperas y 0.31 días (7 horas) de actividades no

programadas.


Tabla IV.6.7.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa

5. (PEMEX 2002).




Global (días) 23.08 109.62 +86.54

Avance (m/día) 122.43 7.92

Los problemas son característicos de la perforación. El número de operaciones

asociados a actividades no programadas es propio de la perforación pero no

tan relevante.




0

500

1000

1500

2000

2500

3000


Hora

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 187

Grafica IV.6.7.3. Avances programado y real Kosni 1 etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las actividades normales reportadas para la perforación y el cambio de etapa

casi se igualan con las actividades programadas 566 horas de actividades

reales vs 554 horas programadas. Los problemas agregan 75.04 días a la

etapa y las esperas 7.94 días.

Grafica IV.6.7.4. Comparativo de operaciones programadas y reales, Kosni 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz,


Las operaciones con problemas están asociadas con los constantes

atrapamientos de tubería y por consecuencia problemas con el avance.


122.43

7.92

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 1 5ta Etapa

0 20 40 60 80 100 120

1

2

Tiempo (Días)




Página 188


G. 2004A).

La mayor parte de las esperas están relacionadas con condiciones

climatológicas adversas durante la perforación y esperas por fallas en los

equipos de compañías.


G. 2004A).


0.10

0.92

2.46

4.69

5.38

6.96

25.52

29.02

75.04

0.00 10.00 20.00 30.00 40.00 50.00 60.00 70.00 80.00






Pesca


Problemas con el Avance


Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: KOSNI 1 5ta Etapa

0.52

3.50

3.92

7.94

0.00 1.00 2.00 3.00 4.00 5.00 6.00 7.00 8.00 9.00

Esperas por PEMEX



Total de esperas

Tiempo (Días)


Petroleros”,

Página 189

Grafica IV.6.7.7. Tiempos programados y normales por operación, Kosni 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 1 Etapa 8 1/2"x 7"

864.0

30

14

107

80

467

566.0

0

33.5

31

20

99.5

66.5

201.5

0

0

0

66

2

15

8

30

6

4

12

14

4

2

3

10

12

4

8

8

8

12

4

0.5

2

5.5

5

3

13.5

14.5

4

26.5

1.5

4

5

9

9

11

73.5

7.5

0.0 100.0 200.0 300.0 400.0 500.0 600.0 700.0 800.0 900.0 1000.0

Total

Tomar registros CBL y gisroscopicos


Circular

Rebajar cemento a PI efectuando pruebas





Meter bna 8 1/2" y checar Boca del Liner


Cementar Liner 7" y operar empacado en boca

Efectuar preparativos para cementar Liner

Anclar colgador +/- 3880m

Meter Liner 7" @ 5650md

Preparativos para meter Liner 7"

Circular y sacar bna a supercie

Meter bna a fondo y acondicionar para Liner 7"

Efectuar preparativos y toma registros electricos




Considerar corte de tres nucleos

Circular

Perforar direccionalmente hasta 5650md/4650mv

Tiempo (Hrs)



Petroleros”,

Página 190


Tiempos programados vs reales Pozo KOSNI 1 Etapa 8 1/2"x 7"

864.0

107

80

467

566.0

0

99.5

201.5

0

0

66

1801.0

0

113.5

1658.5

190.5

0

166

8

14

14

4

12

6

30

4

4

30

2

3

10

12

8

8

8

12

4

2

15

20

13.5

3

5

5.5

66.5

14.5

4

26.5

1.5

4

5

9

9

31

11

33.5

2

0.5

73.5

7.5

4

24

1

13

0

11.5

0.0 500.0 1000.0 1500.0 2000.0 2500.0 3000.0

Total

Tomar registros CBL y gisroscopicos


Circular

Rebajar cemento a PI efectuando pruebas





Meter bna 8 1/2" y checar Boca del Liner


Cementar Liner 7" y operar empacado en boca

Efectuar preparativos para cementar Liner

Anclar colgador +/- 3880m

Meter Liner 7" @ 5650md

Preparativos para meter Liner 7"

Circular y sacar bna a supercie

Meter bna a fondo y acondicionar para Liner 7"

Efectuar preparativos y toma registros electricos




Considerar corte de tres nucleos

Circular

Perforar direccionalmente hasta 5650md/4650mv

Tiempo (Hrs)




Página 191


ADMINISTRACIÓN DEL CONOCIMIENTO DEL POZO Kosni 1.

Los principales elementos de los tiempos no productivos para el pozo Kosni 1,

son:

Inestabilidad de agujero debida a la interacción roca-fluido.

Operaciones de pesca

Por caída de piñón fracturado al pozo

Falla en la señal LWD

Durante operaciones de rebajar cemento deja pez de restos de barrena a 4019m

Atrapamientos constantes de sarta



Página 192

Grafica IV.6.8.1. Avance de perforación y problemáticas, pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

0 50 100 150 200

Tiempo (Dias)

Pro

fun

did

ad

(m

)


Gráfica de Avance del Pozo: Kosni 1

Con bna. de 17 1/2" y motor de fondo de 8" circuló limpiando agujero de flote y canal con

movimientos verticales de sarta, destapó y limpió equipo de control y tratamiento de fluidos.

Falla en señal de LWD, c/bna. a 1971 m y movimientos verticales de sarta circuló linpiando fondo y

acondicionó mismo (1.24 gr/cc x 80seg), levantó barrena a 596m donde observó fricciones de

15000 lbs (retraso de 20 hrs por LWD).

Problemas con el acondicionamiento de lodo polimérico salado a una densidad de 1.24 gr/cc

al perforar a 1993m.

En operaciones de pesca a 1963m por caída de piñón fracturado al pozo

Metió ban. De 12 1/4" y eq. Geo-pilot a 2155 m donde encontró resistencia franca, repasó

intervalo de 2155-2163m en repetidas ocasiones con bombeo y rotación con alto torque, a

2312m falla LWD y se presentaron complicaciones en el control químico del lodo 1.28 x 60

sarta atrapada a 2663m

Falla de equipo geo-pilot a 3292m y suspende también por observar pérdida de angulo

Con bna. PDC 12 1/4" y eq. Geo-pilot repasa y conforma agujero por fricciones y alto

torque (3757-3767m), atrapamiento de sarta al realizar conexión.

Falla en señal del LWD al perforar a 3968m (22hrs de retraso).

Falla en unidades de potencia, y cambio llave de apriete en metida de TR

9 5/8" a 28m.

Rebajo cemento y accesorios y dejó pez de restos de barrena a 4019m.

Perf. A 4217m y ob. Pérdida de presión, sacó tubo lavado; al perf. A

4221m se atrapó la sarta; trató liberar s/e, cortó tubería y al desvío de

pozo de 4132 a 4193m perf. Desviado hasta perder los roles de bna.

mete canasta y deja nuevo pez (21 días de op. utilizados

Con bna. 8 3/8" repasó intervalo 4795-

4804m atrapándose sarta, la liberó dejan-

do pescado, intentó cortar en varias oca-

siones hasta lograrlo, desvió con cuchara

y perf. Desviado a 4229m (41 días op.).

Al tomar registros a 4770m tiene problemas y se presenta flujo del pozo, mete sarta y

controla pozo; tiene fricciones persistente a 4649m en la toma de registros a 4316m.

Con bna. bicentrica 6 3/4" perf. A 4834m donde suspende por atraparse sarta a

4842m y 4810, a 4814m ocurre lo mismo y estabiliza intervalo 4816-4842m, a 4809m

observó perdida de circulación, atrapamiento e incremento de presión, se tuvieron

atrapamientos, perdidas y necesidad de aumentar densidad del lodo a 1.57 gr/cc



Página 193

IV.7. POZO KOSNI 101


El pozo Kosni-101, se localiza en la plataforma continental frente a las costas

del Estado de Veracruz, en aguas territoriales del Golfo de México. En

particular, el sitio donde se perforó el pozo Kosni 101 se ubica a una distancia

de 12.2 Km al N 47°43´35.2” E del pozo Lankahuasa-1, a 56.2 Km al S 77° 01’

18.99” E del pozo Pino Suarez- 1; cuyos datos topográficos son los siguientes:

Tabla IV.7.1. Datos topográficos del Pozo kosni 101. (PEMEX 2002).

E. M. R. 25.90 m. T. A. 244.40 m P. T. 4102 m.d.b.m.r.


Latitud Norte; 20° 14’58.251´´ X = 766,541

Longitud Oeste 96° 26´54.865” Y = 2’241,015

*El pozo está dado actualmente como Productor de Gas Seco.

IV.7.2. Análisis de tiempos del pozo Kosni 101.

La perforación del pozo Kosni 101 tuvo una duración de 96.24 días y el tiempo

programado fue de 90 días, dando una diferencia de 6.24 días más de lo

programado. Las actividades de perforación del pozo representaron 49.77

días, de los cuales: 29.71 días fueron de operación normal, 16.92 días de

operaciones con problemas, 0.56 días de esperas y 2.58 días de operaciones

no programadas. En el cambio de etapa se emplearon 46.46 días, donde

33.92 días fueron de operaciones normales, 2.81 días con problemas, 3.40

días en esperas y 6.33 días con actividades no programadas.

El avance real en magnitud fue el 81.37 m/día vs 105.8 m/día del programado

(tabla IV.7.2.1).



Página 194

Tabla IV.7.2.1 Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101. (PEMEX

2002).


Perforación (días) 45 49.77 +4.77

Cambio de etapa (días) 45 46.47 +1.47

Global (días) 90 96.24 +6.24

Avance (m/día) 105.8 81.37

Las operaciones normales y no programadas fueron menores tanto para la

perforación como para el cambio de etapa, 32.29 días vs 44.96 días para la

perforación y 40.25 días vs 45.04 días para el cambio de etapa,

respectivamente.

La mayor parte de los problemas ocurrieron durante la perforación 16.92 días

(85.75%) de los problemas totales

La mayor parte de los tiempos de esperas ocurrieron durante el cambio de

etapa


el pozo Kosni-101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Pozo KOSNI 101

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00


etapa


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 195



La perforación del pozo Kosni-101 fue de 96.23 días y el tiempo programado

fue de 90 días. Las operaciones normales y no programadas sumaron 72.55

días, lo cual representa un 80.61% del tiempo programado y un 75.39% del

tiempo total reportado El tiempo total de operaciones con problemas y esperas

suma 23.69 días.

Grafica IV.7.2. 3 Gráfica comparativa de tiempos programados y reales, Kosni 101. (Velázquez-Cruz,


Los problemas reportados durante el tiempo total de la perforación y cambio

de etapa del pozo 11.88 días, que corresponde al 12.34% del tiempo total de

operaciones reportado. Los problemas principales se deben los atrapamientos

y pegadura de tubería, así como problemas durante la realización de Side-

Tracks.

Pozo KOSNI 101

81.37

105.80

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Avance

m/D

ía Programado

Real

Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 101

0 20 40 60 80 100 120

1

2

Tiempo (Días)




Página 196

Grafica IV.7.2.4. Tiempos de operaciones con problema del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D.,


Los tiempos no productivos asociados a las esperas fueron 4.29 días (4.45%)

de los 96.23 días de operaciones reportadas. La mayor parte de las esperas

2.83 días (60.96%) se deben a esperas de equipos y refacciones de las

compañías. Las esperas de logística por el contrario son muchos menores

para este pozo. Las malas condiciones climatológicas no influyeron

significativamente en la perforación del pozo

Grafica IV.7.2.5. Tiempos de espera en la operación del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D.,


En general las operaciones normales y no programadas están por debajo de

los tiempos programados para las etapas 1, 2, 3 y 5. Durante la 4ta etapa los

tiempos normales y los programados son casi idénticos, 25.73 días y 25.25

días, respectivamente. La 5ta etapa se caracteriza por el incremento en los

tiempos no productivos debidos a problemas.

Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 101

0.17

0.17

0.21

0.29

0.44

0.56

3.58

6.46

7.79

11.88

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00




Pesca







Tiempo (Días)

Esperas del Pozo: KOSNI 101

0.13

1.33

2.83

4.29

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00 4.50


Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (Días)



Página 197

Grafica IV.7.2.6. Tiempos programados frente a los reales y normales por etapa, Kosni 101. (Velázquez-


IV.7.3 Etapa de perforación 36” x 30”

La perforación del pozo Kosni 101 en su primera etapa tuvo una duración de

86 horas y el tiempo programado fue de 210 horas, dando una diferencia de

6.79124 horas menos de lo programado. El tiempo que se utilizó para la

perforación del pozo en esta etapa, fue de 25 horas normales, sin problemas,

esperas u operaciones no programadas. En el cambio de etapa se

programaron 169 horas, de las cuales se reportaron 41.5 horas normales y

19.5 horas de operaciones no programadas.

El avance estimado fue de 100 m/día y el real de 85.33 m/día, apenas el 85.3

% del primero.


Perforación (horas) 41 25 -16

Cambio de etapa (horas) 169 61 -108


Avance (m/día) 219.51 364.8

Tabla IV.7.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101 en


Pozo KOSNI -101

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00


Día

s

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 198

En general tanto la perforación como el cambio de etapa se realizaron en

menos tiempo, es característico que el tiempo programado para el cambio de

etapa es mucho mayor a lo reportado.



Grafica IV.7.3.2 Avances programado y real del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las operaciones de la primera etapa se cubrieron en un tiempo mucho menor

a lo programado, no se reportaron ni problemas ni esperas durante la 1era

etapa.


0

50

100

150

200

250


etapa


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa


219.51

364.80

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

300.00

350.00

400.00

Avance

m/D

ía Programado

Real



Página 199

Grafica IV.7.3.3. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Kosni 101.



0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

1

2

Tiempo (Días)



Petroleros”,

Página 200

Grafica IV.7.3.4. Tiempos Programados y normales por operación, Kosni 101, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales Pozo KOSNI 101 Etapa 36"x 30"Etapa

6

3

18

24

4

24

5

3

4

15

6

40

10

6

35

66.50

0

6

0

0

11

3

11.5

4

21

0

0

19.5

0

1

2

2

2

210

2.5

2

2.5

1.5

1.5

0

19.5

0 50 100 150 200 250

Total

Desconectar bna 36 y estabilizadores


Esperar fraguado

Considerar colocacion 2 anillos de cemento

Con ROV checar salida de cemento a FM

Cementar conductor 30"


Meter conductor 30" con TP 5" @375m

Preparativos para meter conductor 30"



Tomar desviación

Colocar suficientes baches de lodo 1.20 g/cc viscoso

Armar y meter bna 36"a FM c/ROV y amp. agujero a 375m


Con URE tomar reg. de resist. y porosidad.



Perf. a 700 m para obs. si no hay manif. de gas somero

Tiempo (horas)



Petroleros”,

Página 201

Grafica IV.7.3.5. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Kosni 101etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales Pozo KOSNI 101 Etapa 36"x30"Etapa

6

3

18

24

4

24

5

3

4

15

6

40

10

6

35

66.50

0

6

0

0

11

3

11.5

4

21

0

0

19.5

0

0

0

0

0

0

0

1

2

2

2

210

2.5

2

2.5

1.5

1.5

19.5

0

0

0

0

0

0 50 100 150 200 250

Total

Desconectar bna 36 y estabilizadores


Esperar fraguado

Considerar colocacion 2 anillos de cemento

Con ROV checar salida de cemento a FM

Cementar conductor 30"


Meter conductor 30" con TP 5" @375m

Preparativos para meter conductor 30"



Tomar desviación

Colocar suficientes baches de lodo 1.20 g/cc viscoso

Armar y meter bna 36"a FM c/ROV y amp. agujero a 375m


Con URE tomar reg. de resist. y porosidad.



Perf. a 700 m para obs. si no hay manif. de gas somero

Tiempo (horas)




Página 202


La perforación del pozo Kosni 101 en su segunda etapa tuvo una duración de

156 horas y el tiempo programado fue de 194 horas, dando una diferencia de

38 horas menos de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación

del pozo en esta etapa, fue de 55 horas reales, donde 24.5 horas fueron

normales, 1.5 horas con problemas, no hubo esperas y 29 horas de

actividades no programadas. En el cambio de etapa se programaron 134 horas

y se tuvieron 101 horas reales, 6 horas de problemas y 16 horas de esperas,

se incluyen 11 horas de operaciones no programadas.

El avance estimado era de 130 m/día y el real de 126.55 m/día.


Perforación (horas) 60 55 -5

Cambio de etapa (horas) 134 101 -33


Avance (m/día) 130 126.55

Tabla IV.7.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101 en


Las operaciones de perforación y del cambio de etapa están por debajo de los

tiempos programados.



2da Etapa Pozo KOSNI 101

0

50

100

150

200

250


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 203



En general, la perforación de la etapa se realizó en un tiempo menor a lo

programado. Son característicos los incrementos debidos a operaciones no

programadas.

Grafica IV.7.4.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Kosni 101 etapa 2.


Las operaciones con problemas de esta etapa son las reparaciones de equipo

de compañías.


130.00 126.55

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 1 2 3 4 5 6 7 8 9

1

2

Tiempo (Días)




Página 204

Grafica IV.7.4.4. Operaciones con problema Kosni 101, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Las esperas reportadas son en su mayoría esperas por el transporte de

materiales por parte de las compañías.

Grafica IV.7.4.5. Operaciones con esperas Kosni 101, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 101 2da Etapa

0.25

0.25

0.00 0.05 0.10 0.15 0.20 0.25 0.30



Tiempo (hrs)

Esperas del Pozo: KOSNI 101 2da Etapa

0.21

0.79

0.99

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20

Esperas por PEMEX


Total de esperas

Tiempo (hrs)


Petroleros”,

Página 205

Grafica IV.7.4.6. Tiempos Programados-normales por operación, Kosni 101, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


6

10

2

24

50

3

4

3

24

2

4

8

52

10

0

5

0

11

24

0

4

0

12

0

8.5

16

0

0

0

0

11

0

0

15

14

1

1

194

1

1

92.5 40

0 50 100 150 200 250

Total

Rebajar cemento y accesorios, probar TR

Efec. Sim. descontrol y abandono de plataforma

Probar TR

Quebrar estabilizadores 26" y meter bna 17 1/2" a P.I. Cima de cemento


Probar preventores

Bajar preventores submarinos y riser y sentar mismos en cabezal


Cementar TR 20"



Preparativos para meter TR 20" (c/cabezal 18 3/4")


Efectuar viaje corto y sacar bna a superficie

Armar bna 26", checar cima de cem., reb. acc., perf.-amp. agujero de 26" @700m

Tiempo (Días)



Petroleros”,

Página 206


Tiempos programados vs reales Pozo KOSNI 101 Etapa 26"x 20"

6

10

2

24

50

3

4

3

24

2

4

8

52

10

0

5

0

11

24

0

4

0

12

0

8.5

16

0

0

0

11

0

0

15

14

0

0

5

0

0

0

0

0

16

0

0

0

1

1

194

1

1

92.5 40

1

1.5

7.5 16

0 50 100 150 200 250

Total

Rebajar cemento y accesorios, probar TR

Efec. Sim. descontrol y abandono de plataforma

Probar TR

Quebrar estabilizadores 26" y meter bna 17 1/2" a P.I. Cima de cemento


Probar preventores

Bajar preventores submarinos y riser y sentar mismos en cabezal


Cementar TR 20"



Preparativos para meter TR 20" (c/cabezal 18 3/4")


Efectuar viaje corto y sacar bna a superficie

Armar bna 26", checar cima de cem., reb. acc., perf.-amp. agujero de 26" @700m

Tiempo (Días)




Página 207

IV.7.5. Etapa de perforación 17 ½” x 13 3/8”, ETAPA 3.

La perforación del pozo Kosni 101 en su tercera etapa tuvo una duración de

22.60 días y el tiempo programado fue de 22 días, dando una diferencia de


del pozo en esta etapa, fue de 11.31 días, donde 9.7 días fueron normales,

0.77 días con problemas, 0.02 días de esperas y 0.81 días de operaciones no


11.29 días reales, 6.91 días normales, 0.2 días con problemas, 2.62 días de

esperas y 2.37 días de operaciones no programadas.


Tabla IV.7.5.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101en etapa

3. (PEMEX 2002).


Perforación (días) 13.25 11.31 -1.93


Global (días) 22 22.60 +0.60

Avance (m/día) 118.49 141.88

Las operaciones de perforación están por debajo de las programadas, por su

parte los tiempos no productivos fueron introducidos durante el cambio de

etapa, principalmente debidos a las esperas.




0

100

200

300

400

500

600


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 208



En general, el tiempo de operaciones normales y no programadas fue menor al

tiempo programado, las esperas representan la mayor parte de los tiempos no

productivos.

Grafica IV.7.5.3. Comparativo de operaciones programadas y reales Kosni 101 etapa 3. (Velázquez-


Los problemas más comunes durante esta etapa fueron los retrasos por

pegadura y atrapamiento de tuberías, en igual proporción a las fallas de

equipos.


141.88

118.49

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 5 10 15 20 25

1

2

Tiempo (Días)




Página 209



Las esperas nuevamente son debidas a retrasos por las compañías.




0.08

0.17

0.35

0.38

0.98

0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20




Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de

tubería


Tiempo (dias)


2.63

2.63

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00


Total de esperas

Tiempo (dias)


Petroleros”,

Página 210

Grafica IV.7.5.6. Tiempos programados- normales, pozo Kosni 101, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


528.00

14

16

6

20

10

105

14

300

399.00

0

14

29

26

51

83

140

10

57.00

0

33

19.5

4

1

2

4

2

2

4

4

6

2

8

4

3.5

1

3

0.5

6.5

0.5

7.5

6

3

6.5

5

3

1.5

3

0 100 200 300 400 500 600

Total

Efectuar simulacro de descontrol y abandono de plataforma

Circular en el fondo y probar TR




Sacar herramienta de prueba con sarta a superficie

Probar preventores

Bajar herramienta probador, energizar ensamble sello y probar

Cementar TR 13 3/8"

Efectuar preparativos para cementar TR 13 3/8"

Meter TR 13 3/8" @2270m (sentando en colgador de 18 3/4")

Preparativos para meter TR de 13 3/8" con colgador-soltador


Sacar bna a superficie

Circular en fondo acondicionando lodo

Efec. viaje de reconocimiento, acondicionar para meter TR 13 3/8"

Con URE tomar registros eléctricos programados

Efec. viaje corto a zap., circ. en el fondo y sacar bna a superficie

Con bna 17 1/2" perforar @ 2270 mvbmr

Con bna 17 1/2" perf. 30m por debajo zapata y efec. Pba. de goteo

Tiempo (horas)



Petroleros”,

Página 211

Grafica IV.7.5.7. Tiempos programados - reales por operación, Kosni 101, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Tiempos programados vs normales Pozo KOSNI 101 Etapa 17 1/2"x13 3/8"

528.00

14

16

20

8

10

105

14

300

4

399.00

0

14

29

26

51

83

140

10

57.00

0

3

33

19.5

23.50

0

2

63.00

0

52

4

2

6

4

6

4

4

2

2

2

1

3

5

6.5

7.5

6

1

3

0.5

3

6.5

0.5

3.5 1.5

1

2

14

4.5

4

6.5

0.5

0 100 200 300 400 500 600

Total

Efectuar simulacro de descontrol y abandono de plataforma

Circular en el fondo y probar TR




Sacar herramienta de prueba con sarta a superficie

Probar preventores

Bajar herramienta probador, energizar ensamble sello y probar

Cementar TR 13 3/8"

Efectuar preparativos para cementar TR 13 3/8"

Meter TR 13 3/8" @2270m (sentando en colgador de 18 3/4")

Preparativos para meter TR de 13 3/8" con colgador-soltador



Circular en fondo acondicionando lodo

Efec. viaje de reconocimiento, acondicionar para meter TR 13 3/8"

Con URE tomar registros eléctricos programados

Efec. viaje corto a zap., circ. en el fondo y sacar bna a superficie

Con bna 17 1/2" perforar @ 2270 mvbmr

Con bna 17 1/2" perf. 30m por debajo zapata y efec. Pba. de goteo

Tiempo (horas)




Página 212


La perforación del pozo Kosni 101 en su cuarta etapa tuvo una duración de




1.37 días con problemas y sin esperas; además se agregaron 0.27 días de

operaciones no programadas. En el cambio de etapa se programaron 14.42

días y se tuvieron 17.8 días reales, con 13.20 días normales, 3.68 días con

problemas, 3 horas de problemas y 2.43 días de operaciones no programadas.



Perforación (días) 14.83 14.16 -0.67


Global (días) 25.25 31.96 +6.71

Avance (m/día) 94.72 99.88


(PEMEX 2002).

Las operaciones de perforación están por debajo de los tiempos programados,

los tiempos no productivos se incorporan en mayor medida durante el cambio

de etapa.


en el pozo Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


0

100

200

300

400

500

600

700

800

900


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 213



En general, los tiempos programados son correspondientes con los tiempos

normales reportados durante la perforación de esta etapa., los problemas y las

operaciones no programadas son las responsables del incremento de los

tiempos.

Grafica IV.7.6.3. Comparativo de operaciones programadas y reales, Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-


Las operaciones con problemas para esta etapa están asociadas con los

atrapamientos y actividades de pesca durante la toma de información.


99.8894.72

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 5 10 15 20 25 30 35

1

2

Tiempo (Días)




Página 214



Las esperas durante esta etapa se deben a condiciones climatológicas.




0.08

0.21

0.25

0.42

1.19

1.54

3.69

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00 3.50 4.00






Pesca


Tiempo (dias)


0.13

0.13

0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14


Total de esperas

Tiempo (dias)


Petroleros”,

Página 215



606.00

18

14

24

13

13

105

12

350

617.50

0

23.5

14

26.5

144

0

15

275.5

25

58.50

0

16.5

0

6

8

4

8

3

3

4

11

7

3

9

9

16.5

3

10.5

8.5

8

11

18.5

6.5

11

24.5

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Total

Armar bna 8 1/2" y bajar a checar PI, circular y probar TR

Armar bna 12 1/4" bajar a checar BL, circular y probar TR y sacar bna a superficie

Energizar empacador BL, recuperar stinger a superficie y esperar fraguado

Cementar Liner 9 5/8"

Efectuar preparativos para cementar Liner 9 5/8"

Meter Liner 9 5/8" @3675 mdbmr, dejando BL a 2670 mdbmr con TP 5" y colgar mismo

Preparativos para meter Liner 9 5/8"

Armar herramienta y bajar lavar cabezal, sacar herramienta superficie


Meter bna 12 1/4" @ 3675 mdbmr, acondicionar agujero

Efectuar preparativos y tomar registros electricos



Efectuar viaje corto a la zapata

Circular en fondo para limpiar agujero

Rebajar cem. y acc. y probar TR

C/bna 12 1/4" y hta. dir. Perf. Vert. @ 2300m (KOP) cont. Perf. Dir. a 3675 mdbmr/ 3553 mv

Perforar 30m y realizar prueba de goteo

Tiempo (horas)



Petroleros”,

Página 216


Tiempos programados vs normales Pozo KOSNI 101 Etapa 12 1/4"x9 5/8"

606.00

18

14

11

7

3

24

13

13

105

12

350

617.50

10.5

0

8.5

8

11

23.5

16.5

14

26.5

144

0

15

275.5

25

58.50

0

16.5

0

6.5

88.50

0

55.5

0

33

3.00

0

0

6

8

4

8

3

3

4

9

9

3

18.5 24.5

11

3

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900

Total

Armar bna 8 1/2" y bajar a checar PI, circular y probar TR

Armar bna 12 1/4" bajar a checar BL, circular y probar TR y sacar bna a superficie

Energizar empacador BL, recuperar stinger a superficie y esperar fraguado

Cementar Liner 9 5/8"

Efectuar preparativos para cementar Liner 9 5/8"

Meter Liner 9 5/8" @3675 mdbmr, dejando BL a 2670 mdbmr con TP 5" y colgar mismo

Preparativos para meter Liner 9 5/8"

Armar herramienta y bajar lavar cabezal, sacar herramienta superficie


Meter bna 12 1/4" @ 3675 mdbmr, acondicionar agujero

Efectuar preparativos y tomar registros electricos



Efectuar viaje corto a la zapata

Circular en fondo para limpiar agujero

Rebajar cem. y acc. y probar TR

C/bna 12 1/4" y hta. dir. Perf. Vert. @ 2300m (KOP) cont. Perf. Dir. a 3675 mdbmr/ 3553 mv

Perforar 30m y realizar prueba de goteo

Tiempo (horas)




Página 217

IV.7.7. Etapa de perforación 8 ½” x 7”, ETAPA 5

La perforación del pozo Kosni 101 en su quinta etapa tuvo una duración de




14.7 días con problemas, 0.54 días con esperas y 0.29 días de operaciones no


10.59 días reales, con 9.22 días normales, 0.04 días con problemas y 1.33

días de operaciones no programadas.



(PEMEX 2002).



Cambio de etapa (días) 13.25 10.59 -2.66

Global (días) 25.91 31.54 +5.63

Avance (m/día) 85.38 17.18

Durante la perforación de esta etapa se presentan la mayor cantidad de

problemas. El cambio de etapa presenta operaciones no programadas y un

pequeño número de problemas.




0

100

200

300

400

500

600

700

800


Ho

ras

Esperas

Problemas

No Programadas

Normal

Programa



Página 218



En general el tiempo de operaciones normales y no programadas es mucho

menor a las operaciones con problemas, debido a los Side Tracks reportados

durante esta etapa.

Grafica IV.7.7.3. Comparativo de operaciones programadas y reales, Kosni 101, etapa 5. (Velázquez-


Las operaciones con problemas de esta etapa están asociadas a la desviación

del pozo y los atrapamientos de tubería.


17.18

85.38

0.00

10.00

20.00

30.00

40.00

50.00

60.00

70.00

80.00

90.00

Avance

m/D

ía Programado

Real


0 5 10 15 20 25 30 35

1

2

Tiempo (Días)




Página 219



Las esperas reportadas durante esta etapa son exclusivamente esperas de

Logística.




0.04

0.15

0.44

1.79

4.54

7.79

14.75

0.00 2.00 4.00 6.00 8.00 10.00 12.00 14.00 16.00



Pesca





Tiempo (hrs)


0.54

0.54

0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60

Esperas por PEMEX

Total de esperas

Tiempo (hrs)


Petroleros”,

Página 220


Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 101 Etapa 8 1/2"x 7"

622.00

10

20

18

18

18

12

16

15

30

34

100

8

17

15

250

18

351.50

26.5

0

0

7.5

16

24.5

8.5

9

28

1.5

0

0

30.5

35

22.5

9.5

0

98

14

39.00

0

0

0

0

2

3

25

0

3

6

4

4

3

2

4

7

5

8.5

2

1

3

0 100 200 300 400 500 600 700

Total

Tomar registro CBL/VDL y giroscópico

Circular pozo, sacar bna con escariadores a superficie

Bajar bna 5 7/8" con escariador para liner 7" y 9 5/8" en cascada API

Afinar P.I. (antes de la zapata) Probar liner, levantar bna a superficie

Armar, meter bna 5 7/8" y chequear P.I.. Circular y probar liner/TR

Rebajar cementoy probar BL, levantar bna a superficie

Meter bna 8 1/2" checar cima de cemento

Sacar stinger a superficie

Cementar Liner y anclar empacador BL

Efectuar preparativos para cementar Liner 7"

Meter Liner 7" y colgador desde 4756.5 mdbmr a 3575 mdbmr y anclar mismo

Preparativos para metre Liner 7 "

Lavar cabezal


Armar bna 8 1/2" efectuar viaje reconocimiento, circualr en el fondo y sacar a superficie

Con URE efectuar preparativos y tomar registros electricos programados

Rebajar cemento y accesorios y probar TR


Circular en fondo acondicionando lodo para registros

Circular en fondo para limpiar agujero y efectuar viaje corto a zapata

Armar bna de 8 1/2" y eq. Perf. Dir., y cont. Perf. Dir. @ 4756.5 mdbmr/ 4525 mvbmr.

C/bna 8 1/2" perf. 30m por deb. Zap. y efec. Pba. de goteo y sacar bna a sup.

Tiempo (Días)



Petroleros”,

Página 221


Tiempos programados vs normales Pozo KOSNI 101 Etapa 8 1/2"x7"

622.00

10

20

18

18

18

12

16

15

30

34

100

8

17

15

250

18

351.50

26.5

0

0

7.5

16

24.5

8.5

9

28

1.5

0

0

30.5

35

22.5

9.5

0

98

14

354.00

0

353

13.00

0

13

6

4

4

3

2

4

7

5

8.5

1

0 100 200 300 400 500 600 700 800

Total

Tomar registro CBL/VDL y giroscópico

Circular pozo, sacar bna con escariadores a superficie

Bajar bna 5 7/8" con escariador para liner 7" y 9 5/8" en cascada API

Afinar P.I. (antes de la zapata) Probar liner, levantar bna a superficie

Armar, meter bna 5 7/8" y chequear P.I.. Circular y probar liner/TR

Rebajar cementoy probar BL, levantar bna a superficie

Meter bna 8 1/2" checar cima de cemento

Sacar stinger a superficie

Cementar Liner y anclar empacador BL

Efectuar preparativos para cementar Liner 7"

Meter Liner 7" y colgador desde 4756.5 mdbmr a 3575 mdbmr y anclar mismo

Preparativos para metre Liner 7 "

Lavar cabezal


Armar bna 8 1/2" efectuar viaje reconocimiento, circualr en el fondo y sacar a superficie

Con URE efectuar preparativos y tomar registros electricos programados

Rebajar cemento y accesorios y probar TR


Circular en fondo acondicionando lodo para registros

Circular en fondo para limpiar agujero y efectuar viaje corto a zapata

Armar bna de 8 1/2" y eq. Perf. Dir., y cont. Perf. Dir. @ 4756.5 mdbmr/ 4525 mvbmr.

C/bna 8 1/2" perf. 30m por deb. Zap. y efec. Pba. de goteo y sacar bna a sup.

Tiempo (Días)




Página

222

IV.6.8. ANÁLISIS DE LOS TIEMPO DE PERFORACIÓN PARA LA ADMINISTRACIÓN

DEL CONOCIMIENTO DEL POZO Kosni 101.

. Los factores que influyeron en los tiempos no productivos durante la perforación del pozo

Kosni 101 son:

Reparación de CSC y al perforar 744 m observó incremento de presión y

atrapamiento de sarta

Al perforar los 886m densificó lodo a 1.32 gr/cc por fricciones dentro del agujero y

abundante recorte

Cambio de barrena por no poder levantar ángulo a los 2374m

Sonda de registro atrapada a 3397 m

Fallas del LWD



Página

223

Grafica IV.6.8.1. Avance de perforación y problemáticas, pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,

G. 2004A).



Página

224

V . DETERMINACIÓN DEL LÍMITE TÉCNICO Y ADMINISTRACIÓN DEL

CONOCIMIENTO .

En este capítulo, se presentan propuestas de límite técnico considerando el análisis de

los tiempos normalizados promedios, normales y mínimos de las operaciones de cada

etapa, y se ubicaron por zonas de acuerdo a sus características de profundidad de

asentamientos y geometrías de las tuberías de revestimiento.

Como resultado se propone la siguiente propuesta, que contiene la gestión del

conocimiento con base en las mejores prácticas en las actividades que no estaban

consideradas en los programas del pozo, así como problemas ocurridos durante el

proceso de planeación y perforación.

V.1. PROPUESTAS DE L ÍMITE TÉCNICO LANKAHUASA DE LOS POZOS CHIHUIX-1 Y

LACATZU-1 (ZONA ALEJADA).

V.I.1. Administración del Conocimiento para la zona alejada:

Los pozos Lacatzu-1 y Chihuix-1 deben programarse en los mismos tiempos, profundidades y configuraciones de las tuberías de revestimiento (TR´S).

Las geometrías de agujero son: 36”x30”, 26”x20”, 12¼” x 9 5/8”, 8 ½” x 7”. cuatro etapas.

Los equipos: Semisumergible Kan Tan IV – Chihuix 1 y la plataforma Pride South Seas – Lacatzu 1.


Petroleros”,

Página 225

V.1.2. Propuesta que se debe de considerar como base durante la planeación para un programa de perforación de 4 etapas.


Petroleros”,

Página 226

Grafica V.1. Avance vs Profundidad (tiempos normales y mínimos) pozos Lacatzu-1/Chihuix-1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


Petroleros”,

Página 227

Grafica V.2. Límite Técnico propuesto para los pozos Lacatzu-1/Chihuix-1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


Petroleros”,

Página 228

V.2. L ÍMITE TÉCNICO DEL CUBO LANKAHUASA CENTRO PARA LOS POZOS LANKAHUASA NORTE-1, LANKAHUASA DL-

1, LANKAHUASA DL-2.

Y FUTUROS POZOS EN LA ZONA NORTE

V.2.2. Administración del Conocimiento para la zona centro:

Los pozos Lankahuasa DL-1, DL-2 y Nte-1 presentan el mismo número de etapas programadas, los tiempos asociados y las profundidades objetivo son semejantes.

Geometrías: 36”x 30”, 26”x 20”, 17½”x 13 3/8”, 12¼” x 9 5/8” y 8 ½” x 7”, cinco etapas.

Equipo Semisumergible PM 9190 Matarredonda – DL-1, DL-2 y Nte-1.


Petroleros”,

Página 229

TABLA V.2.1. . Propuesta que se debe de considerar como base durante la planeación para un programa de

perforación de 5 etapas en futuros pozos. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Promedios Mínimos

Etapa 1 Normalizados

Perforar a 160 m para observar si no hay manifestacion de gas somero 9 5.5

Levantar barrena a superficie 3 2.5

Con ROV observar si no hay presencia de gas 10 0

Preparar cabezal de 30" en superficie 8 1.5

Armar y meter barrena de 30" a FM con ayuda de ROV y ampliar a 160m. 14 7.5

Colocar suficientes baches de lodo de 1.20 gr/cc viscoso 2 0.5

Tomar desviación 1 0.5

Efectuar viaje corto 1 1.5


Preparativos para meter conductor de 30" (junta de seguridad) 4 2

Meter conductor 30" (con cabezal, estructura de guia permanente y cables guia) con TP 5" a 160 m8 6

Preparativos para cementar 4 1

Cementar conductor de 30" 6 2.5

Checar salida de cemento a fondo marino 1 0

Considerar colocacion de 2 anillos 24 8

Espera de fraguado 16 10.5

Sacar soltador a superficie 4 2.5

Desconectar barrena de 36" y estabilizadores 8 5.5

126 60

Etapa 2

Armar barrena 26", herramienta 9 1/2"y perforar a 150m. 22 7.5

Levantar barrena a superficie 3 1

Preparar cabezal de 20" x 18 3/4" 10m. 3 2

Preparativos para meter T. R. de 20" ( c/cabezal 18 3/4") 3 1.5

Meter T. R. de 20" a 150m. sentando cabezal 14 5.5

Preparativos para cementar 3 1

Cementar T.R. de 20" 5 3

Recuperar herramienta soltadora 2 1.5

Bajar preventores submarinos y raiser, sentar mismos en cabezal 34 15.5

Probar preventores 26 0

Meter buje de desgaste 3 6

Quebrar estab. de 26" meter barrena 17 1/2" a cima de cemento 3 1

probar T.R. 2 0

Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas 4 6.5

127 52

Etapa 3 0 0

Con barrena de 17 1/2" perforar vertical a 160 a 500m. 54 31


Tomar registros eléctricos 23 9.5

Meter barrena a fondo acondic. para T.R. 14 4

Circular acondicionando lodo 2 1


Recuperar buje de desgaste y lavar cabezal 3 3

Preparativos para meter T.R. 13 3/8" con colgador-soltador 5 3

Meter T.R. de 13 3/8" a 500m. (sentando en colgador de 18 3/4") 17 8

Efectuar preparativos para cementar T.R. 5 1

Cementar T.R. de 13 3/8" 8 4

Energizar ensamble sello, energizar y probar 22 5.5

Probar preventores 10 1.5

Sacar herramienta Chsart a superficie. 2 0

Meter buje de desgaste 2 2

Desconectar barrena de 17 1/2" estabilizadores 10 1.5

Armar barrena 12 1/4" y mete checar cima de cemento 6 3

Circular y probar T.R. 2 1.5

Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas 8 6.5

203 92

Etapa 4

Perforar desviando pozo de 530m. A 2030m. 365 154.5

Circular acondicionando agujero 4 4.5

Efectuar viaje corto 3 7



Efectua preparativos y toma registros eléctricos 85 40

Mete barrena 12 1/4" a 2030m. Acondicionar agujero 12 8.5

Saca barrena a superficie 4 4

Recupera buje de desgaste y lavar cabezal 2 0

Preparativos para meter liner de 9 5/8" con colgador 2 2.5

Meter liner de 9 5/8" a 2030m. Anclando colgador a +-350m. 24 19.5

Efectuar preparativos para cementar liner 5 0.5

Cementar liner de 9 5/8" y activar empacador de boca 6 3

Sacar soltador a superficie 3 1

Probar preventores 10 6.5

Desconectar barrena de 12 1/4" estabilizadores 3 3

Colocar buje de desgaste 2 0

Meter barrena de 12 1/4", checar boca de liner 13 4

Rebajar cemento y probar 22 6.5


Armar barrena 8 1/2" y mete checar cima de cemento 6 0

Circular y probar T.R. 2 0

Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas 17 0

612 272.5

Etapa 5

Perforar con sarta navegable manteniendo ángulo de 2030m. A 3665m. 173 122.5

Circular 3 1.5

Considerar corte de 3 núcleos 71 47

Efectuar viaje corto 8 2



Efectua preparativos y toma registros eléctricos 296 90.5

Meter barrena a fondo y acondiciona para liner de 7 5/8" 11 9.5

Circular y sacar barrena a superficie 15 9

preparativos para meter liner de 7 5/8" 3 1.5

Meter liner de 7 5/8" a 3665m. 26 22

Anclar colgador a +-1830m. 3 1

Efectuar preparativos para cementar liner 3 3

Cementar liner de 7 5/8" y operar empacador de boca 4 3

Sacar soltador a superficie 5 4.5

Meter barrena de 8 1/2", checar boca de liner 9 6

Rebajar cemento y probar 13 0


Armar barrena 6 1/2" y mete checar cima de cemento 27 17.5

Circular y probar T.R. 2 1

Rebajar cemento P.I. efectuando pruebas 3 0.5

Circular 4 2


Tomar registro CBL y giroscópico 14 10.5

726 376.5


Petroleros”,

Página 230

Grafica V.2.1. Avance vs Profundidad (tiempos normales y mínimos) pozos Lankahuasa DL-1, Lankahuasa DL-2, Nte-1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G.

2004A).

Durante el proceso de planeación de estos pozos deben considerarse como base los tiempos progrados normales y minimos.


Petroleros”,

Página 231

Grafica V.2.2. Límite Técnico propuesto para los pozos Lankahuasa DL-1, Lankahuasa DL-2, Nte-1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Durante el proceso de planeación de estos pozos deben considerarse como base los tiempos promedios normalizados.



Página

232

V.3.PROPUESTAS L ÍMITE TÉCNICO CUBO LANKAHUASA CENTRO DE LOS POZOS

LANKAHUASA-1, LANKAHUASA-2 Y LANKAHUASA-21 Y FUTUROS A PERFORAR EN

LA ZONA CENTRO

V.3.1. Administración del Conocimiento para la zona alejada:

Se seleccionaron los pozos Lankahuasa 2 y 21 debido a sus similitudes en tiempos de perforación, programas, profundidades y localización.

Los pozos Lankahuasa 2 y Lankahuasa 21 son direccionales desde la plataforma Lankahuasa 1.

La geometría de estos pozos es: 36”x30”, 26”x20”, 17½”x13 3/8”, 12¼” x 9 5/8”

Plataforma Gene Rosser - Lankahuasa 2 y Lankahuasa 21.


Petroleros”,

Página 233

TABLA V.3.1.Propuesta que se debe de considerar como base durante la planeación para un programa de perforación de 4

etapas en futuros pozos (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


Petroleros”,

Página 234

GRAFICA V.3.1. Avance vs Profundidad (tiempos normales y mínimos) pozos Lankahuasa 2 y Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).



Petroleros”,

Página 235

GRAFICA V.3.2. Límite Técnico propuesto para los pozos Lankahuasa 2 y Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).

Durante el proceso de planeación de estos pozos deben considerarse como base los tiempos promedios normalizados



Página

236

V.3. PROPUESTAS PARA EL L ÍMITE TÉCNICO DEL CUBO LANKAHUASA CENTRO

PARA LOS POZOS S IHINI-1, KOSNI-1 Y KOSNI-101 Y FUTUROS POZOS DE L A ZONA

SUR

V.3.1. Administración del Conocimiento para la zona Sur:

Los pozos Kosni-1, Kosni 101 y Sihini-1 presentan semejanzas las profundidades programadas, tirantes de agua, número de etapas, geometrías y tiempos programados.

Las Geometrías 36”x30”, 26”x20”, 17½”x13 3/8”, 12¼” x 9 5/8”, 8 ½” x 7”.

Los equipos:

o Semisumergible Mataredonda Kosni-1,

o Kan Tan IV - Kosni 101 y

o Ocean Whittington – Sihini 1


Petroleros”,

Página 237

TABLA V.3.1. Propuesta que se debe de considerar como base durante la planeación para un programa de

perforación de 5 etapas en futuros pozos. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).


Petroleros”,

Página 238

GRAFICA IV.7.4.1. Avance vs Profundidad (tiempos normales y mínimos) pozos Sihini-1, Kosni-1 y Kosni 101.




Petroleros”,

Página 239

GRAFICA IV.7.4.2. Límite Técnico propuesto para los pozos Sihini-1, Kosni-1 y Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-


Durante el proceso de planeación de estos pozos deben considerarse como base los tiempos promedios normalizados



Página 240

VI . CONCLUSIONES La administración del conocimiento surgió debido a la necesidad de producir riqueza basada en el conocimiento. Dicho conocimiento lo han capitalizado las petroleras líderes del mundo como son British Petroleum, Petrobras, PDVSA y por supuesto Petróleos Mexicanos. De este modo surgió el Limite Técnico, el cual se ha empleado hasta la fecha y que ha traído grandes ahorros y la reducción tiempos no productivos durante la perforación y reparación de pozos, ya que han identificado los cuellos de botella de las etapas de perforación e identificado los tiempos invisible que provocan una perforación lenta, lo anterior es gracias al trabajo conjunto de un grupo multidisciplinario los cuales apoyan con su experiencia y conocimiento que tienen de las áreas a perforar. La metodología del límite técnico se refiere a los tiempos normales que se deben emplear en la perforación y que involucra un trabajo de equipo sistémico en el cual cada especialista le da seguimiento y evalúa las operaciones de teniendo a su disposición, los recursos humanos, técnicos o materiales disponibles para garantizar que se cumplan los tiempos estipulados en el límite técnico.

En este trabajo se aplicó el límite técnico al Campo Lankahuasa ubicado en el norte de nuestro país del cual se seleccionaron 11 pozos. Los pozos se ubicaron de acuerdo a sus características de profundidad de asentamiento de tuberías de revestimiento y sus diámetros o geometrías.

Estos pozos fueron analizados, y se determinaron los tiempos no productivos de cada uno, como son: los tiempos con operaciones con problema, tiempos con operaciones no programadas, tiempos de operaciones normales, además del análisis de tiempos identificamos las mejores prácticas del proceso de perforar un pozo, las actividades que no estaban consideradas en los programas del pozo, problemas ocurridos durante el proceso de planeación y perforación.

Derivado del análisis y aplicación de la metodología se obtuvieron pozos con su límite técnico plasmado en las actividades programadas para cada etapa, por ejemplo pozos Lacatzu-1/Chihuix-1, en los cuales se han reducido y optimizado los tiempos empleados en cada una de las etapas de perforación en aproximadamente 40%.

De esta manera la administración del conocimiento nos permite mantener documentadas las mejores prácticas, las actividades que no estaban consideradas en los programas del pozo, problemas ocurridos durante el proceso de planeación y perforación y esto se refleja y traduce en un ahorro en tiempos y costos además se utiliza para la planeación de futuros pozos a perforar del área.



Página 241

VII . RECOMENDACIONES .

Aplicar el límite técnico a futuras planeación de perforación de pozos en el

área y demás zonas del país

Implementar esta técnica a nivel regional, lo que reflejara un incremento en

la efectividad tanto de planeación como operación.

Aplicación de las mejores prácticas encontradas en el campo, de los once

pozos analizados.

Prever los problemas encontrados en las diferentes etapas como base de

la administración conocimiento adquirido .en el campo.

Administrar el conocimiento adquirido, a fin de captar las experiencias del

campo Lankahuasa.



Página 242

VIII. BIBLIOGRAFÍA Y REFERENCIAS

VIII.I. BIBLIOGRAFÍA

1..- [5] Advances in Knowledge Discovery and Data Mining (1996), edited by

Usama

2..- [1]Castro Martínez Humberto, Pavón Prevé José Manuel, Ayala Vivanco

Enrique. PEMEX Exploración y Producción, Boletín: Ingeniería de

Perforación y Mantenimiento de Pozos “El Límite Técnico en la División

Marina”.

3..- [2] Burgoyne, A.T. et al.: Applied Drilling Engineering, Textbook Series,

SPE, Dallas (1986).

4..- Espinosa Castañeda Gustavo, Tesis: “Sistemas para la Evaluación

Operativa De La Perforación”, México D.F. 2000, I.P.N., E.S.I.A. Ciencias

de la Tierra.

5..- Estudio exploratorio de Administración del conocimiento en México

realizado por el Centro de sistemas de conocimiento del Tecnológico de

Monterrey en 2001

6..- [3] http://es.wikipedia.org/wiki/Gestionn_del_conocimiento*

7..- [4] http://axitia.com/html/administracion_del_conocimient.html

8..- Islas Zacarías Israel, Villafuerte Marco Antonio, Pérez Fernando,”

Análisis de Límite Técnico en el Campo MataPionche, I.M.P. Marzo 2004.

9..- Jones J. Adrian, Drilling the Limit, “A Practical Approach To Break Through

Performance”, SPE.

10..- Marshall W. David, Drilling the Limit, “The Technical Limit Illusion

and Reality”, SPE.

11..- Martínez Romero Néstor, Retos para la Industria Petrolera, Foro

sobre la Reforma Energética, Unión Mexicana de Asociaciones de

Ingenieros, A.C.



Página 243

12..- PEMEX, Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “un Siglo

de la Perforación en México”, cap. II, “Equipos de Perforación,

13..- PEMEX, Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos, “un Siglo

de la Perforación en México”, Cap. VIII, “Diseño de Perforación de Pozos”.

14..- Schreuder J.C., Sharpe P.J, Drilling the Limit; “a Key to Reduce Well

Cost”, SPE.

15..- Velázquez Cruz David, Apuntes: “Introducción a La Optimización de

la Perforación de Pozos”, México D.F. Febrero del 2004, I.P.N., E.S.I.A.

Ciencias de la Tierra.



Página 244

VIII.2.REFERENCIAS DE LA APLICACIÓN

1. Análisis de tiempos no productivos, Informe final del Campo Lankahuasa,

Proyecto F.46462, Instituto Mexicano del Petróleo, Diciembre del 2005.

2. Análisis de tiempos no productivos, Informe final de la localización

Cardúmenes 1, Proyecto F.40151, Instituto Mexicano del Petróleo,

Diciembre del 2001.

3. Análisis de tiempos no productivos, Informe final pozo Aliento 1, proyecto

F.40151, Instituto Mexicano del Petróleo, Noviembre del 2001.

4. Evaluación Operativa de la Perforación de los Pozos del Activo Cantarell,

Informe final del proyecto P.0628, Instituto Mexicano del Petróleo,

Diciembre de 1999.

5. Sistema de Cómputo para la Evaluación Operativa de la Perforación de

Pozos Petroleros, Informe final del proyecto CDC-8203, Instituto Mexicano

del Petróleo, Diciembre de 1996.

“el Ímite tÉcnico como herramienta para la …

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