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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
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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
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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
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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").
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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.).
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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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
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
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
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
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 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
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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:
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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).
Las operaciones con problema constituyeron el 1.85% (0.19 días) del tiempo total de
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: Lankahuasa 1 1er Etapa
0 2 4 6 8 10 12
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 44
Grafica IV.2.3.5.Operaciones con esperas Lankahuasa 1, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Malas Condiciones Climatológicas
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 4.00 5.73 1.73
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problema constituyeron el 6.57% (0.7 días) del tiempo total de
operación (grafica IV.2.4.4), no hubo esperas.
Etapa 2 Pozo LANKAHUASA 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Problemas con el Lodo
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas con Aparejo de Fondo
Problemas con Conexiones Superficiales
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Tuberia de revestimiento
Tomar Registros Elèctricos
Ampliar agujero a 26"
Perforar con barrena de 12 1/4" a 500 m.
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Actividad Programa Real Diferencia (días)
Perforación (días) 17.00 9.75 7.25
Cambio de etapa (días) 8.00 8.73 0.73
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 53
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 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-
Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 3 Pozo LANKAHUASA 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Circula limpiando agujero fuera de programa
Brote/Reventón
Problemas con el Lodo
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Total de operaciones con problemas
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
Malas Condiciones Climatológicas
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 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
Tuberia de revestimiento
Tomar Registros Elèctricos
Cortar nucleos
Ampliar agujero
Perforar con 17 1/2" a 1830 m.
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 56
Grafica IV.2.5.7. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Lankahuasa 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Tuberia de revestimiento
Tomar Registros Elèctricos
Cortar nucleos
Ampliar agujero
Perforar con 17 1/2" a 1830 m.
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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).
Actividad Programa Real Diferencia (días)
Perforación (días) 20 26.35 6.35
Cambio de etapa (días) 8.50 24.56 16.06
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 58
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.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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 4 Pozo LANKAHUASA 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas con el Lodo
Pérdida de Circulación
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 4ta Etapa
1.15
1.15
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40
Malas Condiciones Climatológicas
Total de esperas
Tiempo (Días)
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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
Tuberia de revestimiento
Tomar Registros Elèctricos
Cortat nùcleos
Perforar con Bna de 12 1/4" a 2880
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
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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
Tuberia de revestimiento
Tomar Registros Elèctricos
Cortat nùcleos
Perforar con Bna de 12 1/4" a 2880
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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)
RealProgramadaNormalNormal+NP
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 30.92 29.81 1.11
Cambio de etapa (días) 28.33 35.63 7.3
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 68
Grafica IV.3.2.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 2
0 10 20 30 40 50 60 70
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 69
Grafica IV.3.2.4. Tiempos de operaciones con problema del pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Grafica IV.3.2.5. Tiempos de espera en la operación del pozo Lankahuasa 2. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 2
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
Circula limpiando agujero fuera de programa
Problemas con la tubería de revestimiento
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas con Aparejo de Fondo
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Pérdida de Circulación
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Dias)
Esperas del Pozo: LANKAHUASA 2
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
Malas Condiciones Climatológicas
Total de esperas
Tiempo (Dias)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Total
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 71
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 1.45 0.96 0.49
Cambio de etapa (días) 3.51 5.79 2.28
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
Grafica IV.3.2.2. 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 alcanzada en esta etapa entre
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 72
Grafica IV.3.2.3 Avances programado y real del pozo Lankahuasa 2, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Etapa 1 Pozo LANKAHUASA 2
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 73
Grafica IV.3.2.4. Operaciones con problema Lankahuasa 2, etapa 1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas por Cierre/Resistencia de
Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas con la tubería de revestimiento
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“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.
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 1.83 3.8 1.97
Cambio de etapa (días) 4.29 5.8 1.51
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Etapa 2 Pozo LANKAHUASA 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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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-
Castañeda, G. 2004A).
Grafica IV.3.3.6. Operaciones con esperas Lankahuasa 2, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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
Pérdida de Circulación
Total de operaciones con problemas
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
Malas Condiciones Climatológicas
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 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
Preparativos para cementar.
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.
Levantar barrena a la superficie
Efectuar viaje corto
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Preparativos para cementar.
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.
Levantar barrena a la superficie
Efectuar viaje corto
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
Tabla IV.3.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 2 en etapa 3.
(PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 10.5 11.56 1.06
Cambio de etapa (días) 8.41 12.48 4.07
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).
3er Etapa Pozo LANKAHUASA 2
0
100
200
300
400
500
600
700
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 82
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.3.4.2. Siendo mayor el avance promedio esperado:
Grafica IV.3.4.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 2, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.).
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 2 3er Etapa
0 5 10 15 20 25 30
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
Grafica IV.3.4.4. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 2, etapa 3.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 3 Pozo LANKAHUASA 2
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 83
Grafica IV.3.4.5. Operaciones con problema Lankahuasa 2, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Grafica IV.3.4.6. Operaciones con esperas Lankahuasa 2, 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 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.)
Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 2 3er Etapa
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
Falla/Repara equipo Compañía
Pérdida de Circulación
Problemas por Cierre/Resistencia de
Agujero
Problemas con Aparejo de Fondo
Total de operaciones con problemas
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 compañías
Malas Condiciones Climatológicas
Esperas por PEMEX
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 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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 85
Grafica IV.3.4.8. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Lankahuasa 2, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 17.12 13.46 3.66
Cambio de etapa (días) 12.12 11.58 0.54
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Grafica IV.3.5.5. Operaciones con esperas Lankahuasa 2, etapa 4.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
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 compañías
Esperas por PEMEX
Malas Condiciones Climatológicas
Total de esperas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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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).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 12 1/4"x9 5/8"
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.
Circular acondicionando agujero para T. R.
Bajar barrena de 12 1/4" con sarta direccional a 3198 md.
Tomar Registros Elèctricos
Sacar 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.
Sacar barrena a la superficie.
Circular limpiando agujero.
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)
Programa Normal No Programadas
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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.).
Grafica IV.3.5.7. Tiempos programados y reales por operación, pozo Lankahuasa 2, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 2 Etapa 12 1/4"x9 5/8"
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-
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.
Circular acondicionando agujero para T. R.
Bajar barrena de 12 1/4" con sarta direccional a 3198 md.
Tomar Registros Elèctricos
Sacar 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.
Sacar barrena a la superficie.
Circular limpiando agujero.
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
)
RealProgramadaNormalNormal+NP
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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,
Las conclusiones anteriores son consideradas para la elaboración del
límite técnico y como base en la administración del conocimiento del
campo en estudio.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 95
IV.4. POZO LANKAHUASA 21
IV.4.1. Descripción del pozo
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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)
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 25.75 65.73 39.98
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 97
Grafica IV.4.2.2. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa
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%):
Grafica IV.4.2.3. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Pozo LANKAHUASA 21
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problema constituyeron el 24.88% (23.98 días) del tiempo
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 21
0 20 40 60 80 100 120
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 21
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
Circula limpiando agujero fuera de programa
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Pesca
Problemas en la toma de información
Repasa/Estabiliza Agujero
Desviación de pozo (SIDE-TRACK)
Falla/Repara equipo Compañía
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
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Página 99
Grafica IV.4.2.6. Tiempos de espera en la operación del pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
IV.4.3. Etapa de perforación 36” x 30”, etapa 1.
La perforación del pozo Lankahuasa 21 en su primera etapa tuvo una duración
de 3.46 días y el tiempo programado fue de 3.25 días, dando una diferencia
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.
Esperas del Pozo: LANKAHUASA 21
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
Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Total
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 100
Tabla IV.4.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21
etapa 1. (PEMEX 2002)
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 25.75 65.73 39.98
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.4.3.2. Se muestran los tiempos programados durante las
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)
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.4.3.3. Siendo prácticamente los mismos:
1er Etapa Pozo LANKAHUASA 21
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 101
Grafica IV.4.3.3. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 21, etapa 1 (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
La gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real
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).
Las operaciones con problema constituyeron el 1.16% (0.04 días) del tiempo
total de operación (grafica IV.4.3.6) no hubo esperas.
Etapa 1 Pozo LANKAHUASA 21
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 102
Grafica IV.4.3.6. Operaciones con problema Lankahuasa 21, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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
Repasa/Estabiliza Agujero
Total de operaciones con
problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 36"x30"
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
Esperar fraguado y considerar colocaciòn de 2 anillos de cemento.
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.
Efectuar viaje corto
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 104
mantuvieron dentro del programa fueron: introducción del conductor, hacer preparativos para cementar y cementar el mismo;
(grafica IV.4.3.8.).
Grafica IV.4.3.8. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Lankahuasa 21, etapa 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 36"x30"
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
Esperar fraguado y considerar colocaciòn de 2 anillos de cemento.
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.
Efectuar viaje corto
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
Tabla IV.4.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Lankahuasa 21 en etapa 2.
(PEMEX 2002)
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 0.83 1.08 0.25
Cambio de etapa (días) 2.41 2.375 0.035
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:
Grafica IV.4.4.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 106
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.4.4.2. Siendo menor el avance promedio real:
Grafica IV.4.4.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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 (IV.4.4.3).
Grafica IV.4.4.3. Comparativo de operaciones programadas y reales del pozo Lankahuasa 21 etapa 2.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Etapa 2 Pozo LANKAHUASA 21
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 107
Grafica IV.4.4.4. Operaciones con problema Lankahuasa 21, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones programadas al compararlas con las normales y no
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)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 26"x20"
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 .
Levantar barrena a la superf icie.
Efectuar viaje corto.
Circular pozo limpiando agujero
Armar barrena de 26" , Hta. 9 1/2" y perfora a 500 m., tomar desviaciòn.
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Grafica IV.4.4.6. Tiempos programados y reales por operación, pozo Lankahuasa 21, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 26"x20"
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 .
Levantar barrena a la superf icie.
Efectuar viaje corto.
Circular pozo limpiando agujero
Armar barrena de 26" , Hta. 9 1/2" y perfora a 500 m., tomar desviaciòn.
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
de 12.63 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la
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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 12.41 25.79 13.38
Cambio de etapa (días) 6.66 5.91 0.75
Global (días) 19.07 31.7 12.63
Avance (m/día) 116.54 44.39 72.15
En la gráfica IV.4.5.1. Se muestran los tiempos programados durante las
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
el pozo Lankahuasa 21, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
3er Etapa Pozo LANKAHUASA 21
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 111
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.4.5.2. Siendo mayor el avance promedio
programado:
Grafica IV.4.5.2. Avances programado y real del pozo Lankahuasa 21. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
En la gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real,
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-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 3 Pozo LANKAHUASA 21
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
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: LANKAHUASA 21 3er Etapa
0 5 10 15 20 25
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 112
Grafica IV.4.5.4 Operaciones con problema Lankahuasa 21, etapa 3 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Grafica IV.4.5.5. Operaciones con esperas Lankahuasa 21, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones programadas al compararlas con las normales y no
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).
Operaciones con problemas del Pozo: LANKAHUASA 21 3er Etapa
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
Repasa/Estabiliza Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Circula limpiando agujero fuera de programa
Desviación de pozo (SIDE-TRACK)
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Pesca
Total de operaciones con problemas
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)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 17 1/2"x13 3/8"
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.
Circular acondicionando agujero para T. R.
Bajar barrena de 17 1/2" con sarta direccional a 2160 md.
Tomar Reg. Elect. con tuberìa f lexible.
Sacar barrena a superf icie.
Efectuar viaje corto y circular pozo
Circular limpiando agujero.
Armar y meter Bna. de 17 1/2" con y perforar desviando pozo
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Grafica IV.4.5.7. Tiempos programados y reales por operación, del pozo Lankahuasa 21, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs reales Pozo LANKAHUASA 21 Etapa 17 1/2"x13 3/8"
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.
Circular acondicionando agujero para T. R.
Bajar barrena de 17 1/2" con sarta direccional a 2160 md.
Tomar Reg. Elect. con tuberìa f lexible.
Sacar barrena a superf icie.
Efectuar viaje corto y circular pozo
Circular limpiando agujero.
Armar y meter Bna. de 17 1/2" con y perforar desviando pozo
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
de 53.93 días y el tiempo programado fue de 19.78 días, dando una diferencia
de 34.15 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la
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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 10.12 35.52 25.40
Cambio de etapa (días) 9.66 18.41 8.75
Global (días) 19.78 53.93 34.15
Avance (m/día) 128.49 38.74 89.75
En la gráfica IV.4.6.1. 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.
Grafica IV.4.6.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Lankahuasa 21, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
4ta Etapa Pozo LANKAHUASA 21
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 116
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.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-
Castañeda, G. 2004A).
En la gráfica comparativa del tiempo programado en la etapa frente al real,
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problema constituyeron el 25.77% (13.90 días) del tiempo
de operación de la etapa y no hubo esperas (grafica IV.4.6.4).
Etapa 4 Pozo LANKAHUASA 21
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 117
Grafica IV.4.6.4. Operaciones con problema pozo Lankahuasa 21, etapa 4 (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones programadas al compararlas con las normales y no
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
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Problemas en la toma de información
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Circula limpiando agujero fuera de programa
Pesca
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 118
Grafica IV.4.6.5. Tiempos programados y normales por operación, pozo Lankahuasa 21, etapa 4 (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs normales y no programados 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
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.
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas.
Circular y probar T. R.
Armar barrena de 8 1/2" y Hta direccional, bajar y checar cima de cemento.
Levantar barrena a superficie.
Rebajar cemento efectuando pruebas.
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.
Efectuar preparativos para cementar liner.
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
Levantar barrena a superficie.
Circular acondicionando agujero para TR
Bajar barrena de 12 1/4" con sarta direccional a 3036 md.
Tomar registros eléctricos con tubería f lexible
Sacar barrena a superficie.
Efectuar viaje corto y circular pozo.
Considerar corte de 3 nùcleos
Circular limpiando agujero.
Armar y meter barrena de 12 1/4" con sarta navegable y perforar desviando
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Sacar barrena a superficie.
Circular pozo.
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas.
Circular y probar T. R.
Armar barrena de 8 1/2" y Hta direccional, bajar y checar cima de cemento.
Levantar barrena a superficie.
Rebajar cemento efectuando pruebas.
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.
Efectuar preparativos para cementar liner.
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
Levantar barrena a superficie.
Circular acondicionando agujero para TR
Bajar barrena de 12 1/4" con sarta direccional a 3036 md.
Tomar registros eléctricos con tubería f lexible
Sacar barrena a superficie.
Efectuar viaje corto y circular pozo.
Considerar corte de 3 nùcleos
Circular limpiando agujero.
Armar y meter barrena de 12 1/4" con sarta navegable y perforar desviando
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 120
IV.4.7. ANÁLISIS DE LOS TIEMPO DE PERFORACIÓN PARA LA
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
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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-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
Las conclusiones anteriores son consideradas para la elaboración del
límite técnico y como base en la administración del conocimiento del
campo en estudio.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
Coordenadas Geográficas Coordenadas UTM
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.).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 124
Tabla IV.5.2.1 Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1. (PEMEX
2002).
Actividad Programa Real Diferencia (días)
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
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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-
Castañeda, G. 2004A).
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-
Castañeda, G. 2004A).
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
Problemas con el Lodo
Circula limpiando agujero fuera de programa
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Repasa/Estabiliza Agujero
Pérdida de Circulación
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Problemas con Conexiones Superficiales
Pesca
Problemas en la toma de información
Brote/Reventón
Problema de Avance
Falla/Repara equipo Compañía
Pérdida de Circulación
Total de operaciones con problemas
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
Esperas por compañías
Malas Condiciones Climatológicas
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 127
Grafica IV.5.2.6 Tiempos programados frente a los reales y normales, Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 128
Tabla IV.5.3.1 Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1 en etapa 1.
(PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
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.
Grafica IV.5.3.1. 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).
1er Etapa Pozo SIHINI 1
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 130
Grafica IV.5.3.4 Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
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
Esperas por compañías
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 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
Sacar soltador a superficie
Espera de fraguado
Considerar colocacion de dos anillos
Checar salida de cemento a fondo marino
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)
Levantar barrena a superficie
Efectuar viaje corto
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
Levantar barrena a superficie
Perf. a 500 m para observar manifestacion de gas somero
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Desconectar barrena de 36" y estabilizadores
Sacar soltador a superficie
Espera de fraguado
Considerar colocacion de dos anillos
Checar salida de cemento a fondo marino
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)
Levantar barrena a superficie
Efectuar viaje corto
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
Levantar barrena a superficie
Perf. a 500 m para observar manifestacion de gas somero
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 133
IV.5.4. Etapa de perforación 26” x 20”, ETAPA 2.
La perforación del pozo Sihini 1 en su segunda etapa tuvo una duración de
8.77 días y el tiempo programado fue de 6.125 días, dando una diferencia 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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 1.08 1.5 +0.42
Cambio de etapa (días) 5.04 7.27 +2.23
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 134
Grafica IV.5.4.2. Avances programado y real del pozo Sihini 1 (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 2 Pozo SIHINI 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Esperas por compañías
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 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
Levantar barrena a superficie
Armar bna 26", hta. 9 1/2" Checar cima cem., reb. cem. y acc. y perf. a 500m
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
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
Levantar barrena a superficie
Armar bna 26", hta. 9 1/2" Checar cima cem., reb. cem. y acc. y perf. a 500m
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
26.85 días y el tiempo programado fue de 15.29 días, dando una diferencia de
11.56 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación
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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 9.08 18.46 +9.38
Cambio de etapa (días) 6.21 8.39 +2.18
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.
Grafica IV.5.5.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 139
Grafica IV.5.5.2. Avances programado y real del pozo Sihini 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones normales coinciden con las operaciones programadas
Grafica IV.5.5.3. Comparativo de operaciones programadas y reales Sihini 1etapa 3. (Velázquez-Cruz,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 3 Pozo SIHINI 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 140
Grafica IV.5.5.4. Operaciones con problema Sihini 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
Las esperas de esta etapa ocurren por problemas de logística. No resultan
significativas a la etapa.
Grafica IV.5.5.5. Operaciones con esperas Sihini 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
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
Problemas con el Lodo
Circula limpiando agujero fuera de programa
Repasa/Estabiliza Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Pérdida de Circulación
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Problemas en la toma de información
Pesca
Total de operaciones con problemas
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)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
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
Levantar barrena a superficie
circular acondicionando lodo
Meter bna a fondo para acondicionar para TR
Tomar registros electricos
Levantar barrena a superficie
Con bna 17 1/2" y sarta estabilizada perfora @ 1825 mvbmr
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
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
Levantar barrena a superficie
circular acondicionando lodo
Meter bna a fondo para acondicionar para TR
Tomar registros electricos
Levantar barrena a superficie
Con bna 17 1/2" y sarta estabilizada perfora @ 1825 mvbmr
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 143
IV.5.6. Etapa de perforación 12 ¼” x 9 5/8”, ETAPA 4.
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.
Tabla IV.5.6.1. Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1 en etapa
4. (PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 15.71 18.07 +2.36
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.
Grafica IV.5.6.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
4ta Etapa Pozo SIHINI 1
0
200
400
600
800
1000
1200
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 144
Grafica IV.5.6.2. Avances programado y real Sihini 1 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Etapa 4 Pozo SIHINI 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 145
Grafica IV.5.6.4. Operaciones con problema Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
Las esperas se presentan por malas condiciones climatológicas durante la
toma de registros eléctricos.
Grafica IV.5.6.5. Operaciones con esperas Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
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
Problemas en la toma de información
Repasa/Estabiliza Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas con Conexiones Superficiales
Total de operaciones con problemas
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
Malas Condiciones Climatológicas
Esperas por PEMEX
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 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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Circular y probar TR
Arma bna 8 3/8" y hta. dir. LWD/MWD bajar y checar cima cemento
Levantar barrena a superficie
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
Sacar soltador a superficie
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
Levantar barrena a superficie
Meter bna 12 1/4" con hta. dir. @ 3600, acondicionar
Efectuar preparativos y toma de Registros Electricos
Levantar barrena a superficie
Circular aondicionando lodo
Efectuar viaje corto
Circular acondicionando agujero
C/bna 12 1/4" y sarta nav. Perf. Desv. a partir de 1850m KOPa 3600m/3268mv
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Circular y probar TR
Arma bna 8 3/8" y hta. dir. LWD/MWD bajar y checar cima cemento
Levantar barrena a superficie
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
Sacar soltador a superficie
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
Levantar barrena a superficie
Meter bna 12 1/4" con hta. dir. @ 3600, acondicionar
Efectuar preparativos y toma de Registros Electricos
Levantar barrena a superficie
Circular aondicionando lodo
Efectuar viaje corto
Circular acondicionando agujero
C/bna 12 1/4" y sarta nav. Perf. Desv. a partir de 1850m KOPa 3600m/3268mv
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
días y el tiempo programado fue de 27.7 días, dando una diferencia de 22.42
días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del
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.
El avance estimado era de 70.33 m/día y el real fue de 31.85 m/día.
Tabla IV.5.7.1. Tiempos programados y reales del pozo Sihini 1 en etapa
5. (PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 17.33 32.27 14.94
Cambio de etapa (días) 10.37 16.08 +5.71
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.
Grafica IV.5.7.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Sihini 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
5ta Etapa Pozo SIHINI 1
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
La mayor parte de los problemas se reportan durante la perforación con el
avance
Etapa 5 Pozo SIHINI 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 150
Grafica IV.5.7.4. Operaciones con problema Sihini 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
Las esperas reportadas son en mayor parte por Logística durante la
perforación y en la introducción del Liner.
Grafica IV.5.7.5. Operaciones con esperas Sihini 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
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
Pérdida de Circulación
Brote/Reventón
Problemas en la toma de información
Circula limpiando agujero fuera de programa
Problema de Avance
Problemas con el Lodo
Repasa/Estabiliza Agujero
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
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
Malas Condiciones Climatológicas
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 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
Circular y probar TR
Armar bna 5 7/8" meter y checar cima de cemento
Levantar bna a superficie
Rebajar cemento y probar
Meter bna 8 3/8" Checar boca liner
Sacar soltador a superficie
Cementar liner 7" y operar empacador en boca
Efectuar preparativos para cementar liner
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
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
efectuar viaje corto
considerar corte de 3 nucleos
Circular
Perforar direccional hasta 4819mdbmr/4225mvbmr
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Levantar bna a superficie
Circular
Rebajar cemento a P.I. Efectuando pruebas
Circular y probar TR
Armar bna 5 7/8" meter y checar cima de cemento
Levantar bna a superficie
Rebajar cemento y probar
Meter bna 8 3/8" Checar boca liner
Sacar soltador a superficie
Cementar liner 7" y operar empacador en boca
Efectuar preparativos para cementar liner
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
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
efectuar viaje corto
considerar corte de 3 nucleos
Circular
Perforar direccional hasta 4819mdbmr/4225mvbmr
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
RealProgramadaNormalNormal+NP
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
RealProgramadaNormalNormal+NP
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
Coordenadas Geográficas Coordenadas UTM
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Actividad Programa Real Diferencia (días)
Perforación (días) 36.5 151.46 +114.96
Cambio de etapa (días) 31.5 53.4 +21.9
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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 por Cierre/Resistencia de Agujero
Problemas con Aparejo de Fondo
Problemas con Barrena
Problemas con Conexiones Superficiales
Problemas en el Control Direccional
Problemas con el Lodo
Problemas con la Cementación
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas en la toma de información
Circula limpiando agujero fuera de programa
Falla/Repara equipo Compañía
Pesca
Problemas con el Avance
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Malas Condiciones Climatológicas
Esperas por compañías
Total de esperas
Tiempo (Días)
Pozo KOSNI -101
0.00
50.00
100.00
150.00
200.00
250.00
Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5 Total
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 2.29 4.08 +1.79
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
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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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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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
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas con la Cementación
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Desconectar barrena de 36" y estabilizadores
Sacar soltador a superficie
Espera de fraguado
Considerar colocacion de dos anillos
Checar salida de cemento a fondo marino
Cementar
Preparativos para cementar conductor de 30"
Meter conductor 30" con TP 5" a 300 m
Preparativos para meter conductor de 30" (junta seg.)
Levantar barrena a superficie
Efectuar viaje corto
Tomar desviación
Colocar suficientes baches lodo 1.20 gr/cc viscoso
Armar y meter bna. 30" FM c/ ROV y amp. a 300 m
Preparar cabezal de 30" en superficie
Con ROV observar si no hay presencia de gas
Levantar barrena a superficie
Perforar a 500 m para obs. si no hay manif. gas somero
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Desconectar barrena de 36" y estabilizadores
Sacar soltador a superficie
Espera de fraguado
Considerar colocacion de dos anillos
Checar salida de cemento a fondo marino
Cementar
Preparativos para cementar conductor de 30"
Meter conductor 30" con TP 5" a 300 m
Preparativos para meter conductor de 30" (junta seg.)
Levantar barrena a superficie
Efectuar viaje corto
Tomar desviación
Colocar suficientes baches lodo 1.20 gr/cc viscoso
Armar y meter bna. 30" FM c/ ROV y amp. a 300 m
Preparar cabezal de 30" en superficie
Con ROV observar si no hay presencia de gas
Levantar barrena a superficie
Perforar a 500 m para obs. si no hay manif. gas somero
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
7.75 días y el tiempo programado fue de 6.12 días, dando una diferencia de
1.63 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación
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).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 1.08 2.12 +1.04
Cambio de etapa (días) 5.04 5.63 +0.59
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.
Grafica IV.6.4.1. 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).
2da Etapa Pozo KOSNI 1
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 172
Grafica IV.6.4.2. Avances programado y real del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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).
Etapa 2 Pozo KOSNI 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
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
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Esperas por compañías
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 174
Grafica IV.6.4.6. Tiempos Programados-normales por operación, Kosni 1, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 1 Etapa 26"x 20"
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Probar T. R.
Quebrar estab. de 26" y meter bna. 17 1/2" a cima de cemento.
Meter buje de desgaste
Probar preventores
Bajar preventores submarinos, raiser y sentar mismos en cabezal
Recuperar herramienta soltadora
Cementar T. R. de 20"
Preparativos para cementar
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
Levantar bna a superficie
Armar Bna. 26", Hta.9 1/2" y checar cima de cem., rebajar accesorios y perforar a 500 m
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Probar T. R.
Quebrar estab. de 26" y meter bna. 17 1/2" a cima de cemento.
Meter buje de desgaste
Probar preventores
Bajar preventores submarinos, raiser y sentar mismos en cabezal
Recuperar herramienta soltadora
Cementar T. R. de 20"
Preparativos para cementar
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
Levantar bna a superficie
Armar Bna. 26", Hta.9 1/2" y checar cima de cem., rebajar accesorios y perforar a 500 m
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
34.01 días y el tiempo programado fue de 12.79 días, dando una diferencia de
21.22 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación
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.
El avance estimado era de 78.71 m/día y el real fue de 63.44 m/día.
Tabla IV.6.5.1.Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa 3.
(PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 7.75 23.18 +15.43
Cambio de etapa (días) 5.04 10.83 +5.79
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.
Grafica IV.6.5.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Kosni 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
3er Etapa Pozo KOSNI 1
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 177
Grafica IV.6.5.2. Avances programado y real del pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Etapa 3 Pozo KOSNI 1
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
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 1 2da Etapa
0 5 10 15 20 25 30 35 40
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 178
Grafica IV.6.5.4. Operaciones con problema Kosni 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
Las esperas reportadas se debieron en su totalidad a esperas por parte de las
compañías, siendo características durante las fases de perforación.
Grafica IV.6.5.5. Operaciones con esperas Kosni 1, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 1 3er Etapa
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
Problemas con Conexiones Superficiales
Pesca
Problemas con el Lodo
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
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
Esperas por compañías
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 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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Circular y probar T. R.
Armar bna. 12 1/4", sarta navegable (LWD-MWD), meter, checar cima de cemento.
Desconectar bna de 17 1/2". estabilizadores
Meter buje de desgaste
Sacar hta. C/sart a sup.
Probar preventores
Energizar ensamble sello y probar
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
Levantar bna a superficie
circular acondicionando lodo
Meter bna a fondo acondic. Para T.R
Tomar registros eléctricos con tubería flexible
Levantar bna a superficie
Con barrena de 17 1/2" y sarta navegable perforar desviado de 525 a 1110 md
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Circular y probar T. R.
Armar bna. 12 1/4", sarta navegable (LWD-MWD), meter, checar cima de cemento.
Desconectar bna de 17 1/2". estabilizadores
Meter buje de desgaste
Sacar hta. C/sart a sup.
Probar preventores
Energizar ensamble sello y probar
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
Levantar bna a superficie
circular acondicionando lodo
Meter bna a fondo acondic. Para T.R
Tomar registros eléctricos con tubería flexible
Levantar bna a superficie
Con barrena de 17 1/2" y sarta navegable perforar desviado de 525 a 1110 md
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
días y el tiempo programado fue de 19.83 días, dando una diferencia de 27.36
días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación del
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.
El avance estimado era de 233.45 m/día y el real fue de 66.45 m/día.
Tabla IV.6.6.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa 4.
(PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
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
Grafica IV.6.6.2. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa
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
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 182
Gráfica IV.6.6.3. Avances programado y real Kosni 1 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problemas durante la etapa se presentaron en su
mayoría durante la perforación direccional, lo cual se refleja en la siguiente
gráfica.
Etapa 4 Pozo KOSNI 1
233.45
66.45
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: KOSNI 1 2da Etapa
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
Problemas con la Cementación
Problemas por Cierre/Resistencia de Agujero
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas en la toma de información
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas en el Control Direccional
Total de operaciones con problemas
Tiempo (Días)
Esperas del Pozo: KOSNI 1 3er Etapa
0.25
1.92
2.17
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50
Esperas por PEMEX
Esperas por compañías
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 184
Gráfica IV.6.6.7. Tiempos programados y normales por operación, Kosni 1, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 1 Etapa 12 1/4"x 9 5/8"
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Circular y probar T. R.
Armar bna. 8 3/8" y hta. Direccional, bajar y checar cima de cemento.
Levantar bna a superficie
Rebajar cemento y probar
Meter bna de 12 1/4" y htta. Direccional , checar boca de liner
Colocar buje de desgaste
Desconectar bna. de 12 1/4". Y estabilizadores
Probar preventores
Sacar soltador a superficie
Cementar liner. de 9 5/8" y activar empacador de boca
Efectuar preparativos para cementar liner
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.
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
Efectuar viaje corto
Circular acondicionando agujero
Con bna. 12 1/4" y sarta navegable, perforar desviado a 3960 md/3214 mv
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Rebajar cemento y accesorios efectuando pruebas
Circular y probar T. R.
Armar bna. 8 3/8" y hta. Direccional, bajar y checar cima de cemento.
Levantar bna a superficie
Rebajar cemento y probar
Meter bna de 12 1/4" y htta. Direccional , checar boca de liner
Colocar buje de desgaste
Desconectar bna. de 12 1/4". Y estabilizadores
Probar preventores
Sacar soltador a superficie
Cementar liner. de 9 5/8" y activar empacador de boca
Efectuar preparativos para cementar liner
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.
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
Efectuar viaje corto
Circular acondicionando agujero
Con bna. 12 1/4" y sarta navegable, perforar desviado a 3960 md/3214 mv
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
El avance estimado era de 122.43 m/día y el real fue de 7.92 m/día.
Tabla IV.6.7.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 1 en etapa
5. (PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 13.17 91.06 +77.89
Cambio de etapa (días) 9.91 18.56 +8.65
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.
Grafica IV.6.7.2. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Kosni 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
5ta Etapa Pozo KOSNI 1
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Hora
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 187
Grafica IV.6.7.3. Avances programado y real Kosni 1 etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problemas están asociadas con los constantes
atrapamientos de tubería y por consecuencia problemas con el avance.
Etapa 5 Pozo KOSNI 1
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 188
Grafica IV.6.7.5. Operaciones con problema Kosni 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
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.
Grafica IV.6.7.6. Operaciones con esperas Kosni 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 1 5ta Etapa
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
Problemas con Aparejo de Fondo
Problemas en la toma de información
Repasa/Estabiliza Agujero
Circula limpiando agujero fuera de programa
Falla/Repara equipo Compañía
Pesca
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Problemas con el Avance
Total de operaciones con problemas
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
Esperas por compañías
Malas Condiciones Climatológicas
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 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
Levantar bna a superficie
Circular
Rebajar cemento a PI efectuando pruebas
Circular y probar TR
Armar bna 5 7/8" meter y checar cima de cemento
Levantar bna a superficie
Rebajar cemento y probar
Meter bna 8 1/2" y checar Boca del Liner
Sacar soltador a superficie
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
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
Efectuar viaje corto
Considerar corte de tres nucleos
Circular
Perforar direccionalmente hasta 5650md/4650mv
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 190
Grafica IV.6.7.8. Tiempos programados y reales por operación, Kosni 1, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Levantar bna a superficie
Circular
Rebajar cemento a PI efectuando pruebas
Circular y probar TR
Armar bna 5 7/8" meter y checar cima de cemento
Levantar bna a superficie
Rebajar cemento y probar
Meter bna 8 1/2" y checar Boca del Liner
Sacar soltador a superficie
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
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
Efectuar viaje corto
Considerar corte de tres nucleos
Circular
Perforar direccionalmente hasta 5650md/4650mv
Tiempo (Hrs)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 191
IV.6.8. ANÁLISIS DE LOS TIEMPO DE PERFORACIÓN PARA LA
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 192
Grafica IV.6.8.1. Avance de perforación y problemáticas, pozo Kosni 1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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
)
RealProgramadaNormalNormal+NP
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 193
IV.7. POZO KOSNI 101
IV.7.1. Descripción del pozo
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.
Coordenadas Geográficas Coordenadas UTM
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 194
Tabla IV.7.2.1 Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101. (PEMEX
2002).
Actividad Programa Real Diferencia (días)
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
Grafica IV.7.2.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
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
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 195
Grafica IV.7.2.2. Avances programado y real del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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,
D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 196
Grafica IV.7.2.4. Tiempos de operaciones con problema del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.,
Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Problemas con Aparejo de Fondo
Problemas con el Lodo
Problemas en el Control Direccional
Pesca
Repasa/Estabiliza Agujero
Problemas en la toma de información
Falla/Repara equipo Compañía
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Desviación de pozo (SIDE-TRACK)
Total de operaciones con problemas
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
Malas Condiciones Climatológicas
Esperas por PEMEX
Esperas por compañías
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 197
Grafica IV.7.2.6. Tiempos programados frente a los reales y normales por etapa, Kosni 101. (Velázquez-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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.
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (horas) 41 25 -16
Cambio de etapa (horas) 169 61 -108
Global (horas) 210 86 -124
Avance (m/día) 219.51 364.8
Tabla IV.7.3.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101 en
etapa 1. (PEMEX 2002).
Pozo KOSNI -101
0.00
20.00
40.00
60.00
80.00
100.00
120.00
Etapa 1 Etapa 2 Etapa 3 Etapa 4 Etapa 5 Total
Día
s
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.7.3.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Grafica IV.7.3.2 Avances programado y real del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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.
1er Etapa Pozo KOSNI 101
0
50
100
150
200
250
Perforación Programa Cambio de
etapa
Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
Etapa 1 Pozo KOSNI 101
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 199
Grafica IV.7.3.3. Gráfica comparativa de tiempos programados y reales del pozo Kosni 101.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 101 1er Etapa
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Sacar soltador a superficie
Esperar fraguado
Considerar colocacion 2 anillos de cemento
Con ROV checar salida de cemento a FM
Cementar conductor 30"
Preparativos para cementar
Meter conductor 30" con TP 5" @375m
Preparativos para meter conductor 30"
Levantar bna a superficie
Efectuar viaje corto
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
Preparar cabezal de 30" en superficie
Con URE tomar reg. de resist. y porosidad.
Con ROV observar si no hay presencia de gas
Levantar barrena a superficie
Perf. a 700 m para obs. si no hay manif. de gas somero
Tiempo (horas)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Sacar soltador a superficie
Esperar fraguado
Considerar colocacion 2 anillos de cemento
Con ROV checar salida de cemento a FM
Cementar conductor 30"
Preparativos para cementar
Meter conductor 30" con TP 5" @375m
Preparativos para meter conductor 30"
Levantar bna a superficie
Efectuar viaje corto
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
Preparar cabezal de 30" en superficie
Con URE tomar reg. de resist. y porosidad.
Con ROV observar si no hay presencia de gas
Levantar barrena a superficie
Perf. a 700 m para obs. si no hay manif. de gas somero
Tiempo (horas)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 202
IV.7.4. Etapa de perforación 26” x 20”, ETAPA 2.
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.
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (horas) 60 55 -5
Cambio de etapa (horas) 134 101 -33
Global (horas) 194 156 -38
Avance (m/día) 130 126.55
Tabla IV.7.4.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101 en
etapa 2. (PEMEX 2002).
Las operaciones de perforación y del cambio de etapa están por debajo de los
tiempos programados.
Grafica IV.7.4.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
2da Etapa Pozo KOSNI 101
0
50
100
150
200
250
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 203
Grafica IV.7.4.2. Avances programado y real del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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.
(Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problemas de esta etapa son las reparaciones de equipo
de compañías.
Etapa 2 Pozo KOSNI 101
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
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 101 2da Etapa
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 204
Grafica IV.7.4.4. Operaciones con problema Kosni 101, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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-
Castañeda, G. 2004A).
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
Falla/Repara equipo Compañía
Total de operaciones con problemas
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
Esperas por compañías
Total de esperas
Tiempo (hrs)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 205
Grafica IV.7.4.6. Tiempos Programados-normales por operación, Kosni 101, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs normales y no programados 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
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
Meter buje de desgaste
Probar preventores
Bajar preventores submarinos y riser y sentar mismos en cabezal
Recuperar herramienta soltadora
Cementar TR 20"
Preparativos para cementar
Meter TR 20" @ 700m sentando cabezal
Preparativos para meter TR 20" (c/cabezal 18 3/4")
Preparar cabezal 20" x 18 3/4" 10M
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 206
Grafica IV.7.4.7. Tiempos programados y reales por operación, Kosni 101, etapa 2. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Meter buje de desgaste
Probar preventores
Bajar preventores submarinos y riser y sentar mismos en cabezal
Recuperar herramienta soltadora
Cementar TR 20"
Preparativos para cementar
Meter TR 20" @ 700m sentando cabezal
Preparativos para meter TR 20" (c/cabezal 18 3/4")
Preparar cabezal 20" x 18 3/4" 10M
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
0.60 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación
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
programadas. En el cambio de etapa se programaron 8.75 días y se tuvieron
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.
El avance estimado era de 118.49 m/día y el real fue de 141.88 m/día.
Tabla IV.7.5.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101en etapa
3. (PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 13.25 11.31 -1.93
Cambio de etapa (días) 8.75 11.29 +2.54
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.
Grafica IV.7.5.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Kosni 101, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
3er Etapa Pozo KOSNI 101
0
100
200
300
400
500
600
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 208
Grafica IV.7.5.2. Avances programado y real del pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Los problemas más comunes durante esta etapa fueron los retrasos por
pegadura y atrapamiento de tuberías, en igual proporción a las fallas de
equipos.
Etapa 3 Pozo KOSNI 101
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
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 101 3er Etapa
0 5 10 15 20 25
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 209
Grafica IV.7.5.4. Operaciones con problema Kosni 101, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Las esperas nuevamente son debidas a retrasos por las compañías.
Grafica IV.7.5.5. Operaciones con esperas Kosni 101, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 101 3er Etapa
0.08
0.17
0.35
0.38
0.98
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20
Problemas con el Lodo
Problemas con Aparejo de Fondo
Falla/Repara equipo Compañía
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de
tubería
Total de operaciones con problemas
Tiempo (dias)
Esperas del Pozo: KOSNI 101 3er Etapa
2.63
2.63
0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00
Esperas por compañías
Total de esperas
Tiempo (dias)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 210
Grafica IV.7.5.6. Tiempos programados- normales, pozo Kosni 101, etapa 3. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 101 Etapa 17 1/2"x 13 3/8"
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
Armar bna 12 1/4" meter y checar cima de cemento
Desconectar bna 17 1/2" y estabilizadores
Meter buje de desgaste
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
Recuperar buje de desgaste y lavar cabezal
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Armar bna 12 1/4" meter y checar cima de cemento
Desconectar bna 17 1/2" y estabilizadores
Meter buje de desgaste
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
Recuperar buje de desgaste y lavar cabezal
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 212
IV.7.6. Etapa de perforación 12 ¼” x 9 5/8”, ETAPA 4.
La perforación del pozo Kosni 101 en su cuarta etapa tuvo una duración de
31.96 días y el tiempo programado fue de 25.25 días, dando una diferencia de
6.71 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación
del pozo en esta etapa, fue de 14.16 días, donde 12.52 días fueron normales,
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.
El avance estimado era de 94.72 m/día y el real fue de 99.88 m/día.
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 14.83 14.16 -0.67
Cambio de etapa (días) 10.42 17.8 +7.36
Global (días) 25.25 31.96 +6.71
Avance (m/día) 94.72 99.88
Tabla IV.7.6.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101 en etapa 4.
(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.
Grafica IV.7.6.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa
en el pozo Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
4ta Etapa Pozo KOSNI 101
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 213
Grafica IV.7.6.2. Avances programado y real Kosni 101 etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problemas para esta etapa están asociadas con los
atrapamientos y actividades de pesca durante la toma de información.
Etapa 4 Pozo KOSNI 101
99.8894.72
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 4ta Etapa
0 5 10 15 20 25 30 35
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 214
Grafica IV.7.6.4. Operaciones con problema Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Las esperas durante esta etapa se deben a condiciones climatológicas.
Grafica IV.7.6.5. Operaciones con esperas Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 101 4ta Etapa
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
Falla/Repara equipo Compañía
Problemas en el Control Direccional
Problemas con Aparejo de Fondo
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Problemas en la toma de información
Pesca
Total de operaciones con problemas
Tiempo (dias)
Esperas del Pozo: KOSNI 101 4ta Etapa
0.13
0.13
0.00 0.02 0.04 0.06 0.08 0.10 0.12 0.14
Malas Condiciones Climatológicas
Total de esperas
Tiempo (dias)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 215
Grafica IV.7.6.6. Tiempos programados y normales por operación, Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Tiempos programados vs normales y no programados Pozo KOSNI 101 Etapa 12 1/4"x 9 5/8"
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
Sacar bna a superficie
Meter bna 12 1/4" @ 3675 mdbmr, acondicionar agujero
Efectuar preparativos y tomar registros electricos
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 216
Grafica IV.7.6.7. Tiempos programados y reales por operación, Kosni 101, etapa 4. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Sacar bna a superficie
Meter bna 12 1/4" @ 3675 mdbmr, acondicionar agujero
Efectuar preparativos y tomar registros electricos
Levantar bna a superficie
Circular acondicionando lodo
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
31.54 días y el tiempo programado fue de 25.91 días, dando una diferencia de
5.63 días más de lo programado. El tiempo que se utilizó para la perforación
del pozo en esta etapa, fue de 20.94 días, donde 5.41 días fueron normales,
14.7 días con problemas, 0.54 días con esperas y 0.29 días de operaciones no
programadas. En el cambio de etapa se programaron 13.25 días y se tuvieron
10.59 días reales, con 9.22 días normales, 0.04 días con problemas y 1.33
días de operaciones no programadas.
El avance estimado era de 85.38 m/día y el real fue de 17.18 m/día.
Tabla IV.7.7.1. Tiempos programados y reales del pozo Kosni 101 en etapa 5.
(PEMEX 2002).
Actividad Programa Real Diferencia
Perforación (días) 12.66 20.94 +8.28
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.
Grafica IV.7.7.1. Tiempos programados frente a los reales durante la perforación y el cambio de etapa en
el pozo Kosni 101, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
5ta Etapa Pozo KOSNI 101
0
100
200
300
400
500
600
700
800
Perforación Programa Cambio de etapa Programa Total Programa
Ho
ras
Esperas
Problemas
No Programadas
Normal
Programa
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 218
Grafica IV.7.7.2. Avances programado y real Kosni 101 etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
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-
Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
Las operaciones con problemas de esta etapa están asociadas a la desviación
del pozo y los atrapamientos de tubería.
Etapa 5 Pozo KOSNI 101
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
Gráfica comparativa Programa VS Real del Pozo: KOSNI 101 5ta Etapa
0 5 10 15 20 25 30 35
1
2
Tiempo (Días)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento
en la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página 219
Grafica IV.7.7.4. Operaciones con problema Kosni 101, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Las esperas reportadas durante esta etapa son exclusivamente esperas de
Logística.
Grafica IV.7.7.5. Operaciones con esperas Kosni 101, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-
Castañeda, G. 2004A).
Operaciones con problemas del Pozo: KOSNI 101 5ta Etapa
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
Problemas en la toma de información
Repasa/Estabiliza Agujero
Pesca
Falla/Repara equipo Compañía
Retrasos por Pegadura/Atrapamiento de tubería
Desviación de pozo (SIDE-TRACK)
Total de operaciones con problemas
Tiempo (hrs)
Esperas del Pozo: KOSNI 101 5ta Etapa
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)
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 220
Grafica IV.7.7.6. Tiempos programados y normales por operación, Kosni 101, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Recuperar buje de desgaste
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
Sacar bna a superficie
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)
Programa Normal No Programadas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 221
Grafica IV.7.7.7. Tiempos programados y reales por operación, Kosni 101, etapa 5. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
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
Recuperar buje de desgaste
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
Sacar bna a superficie
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)
Programa Normal No Programadas Problemas Esperas
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
Página
223
Grafica IV.6.8.1. Avance de perforación y problemáticas, pozo Kosni 101. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda,
G. 2004A).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 227
Grafica V.2. Límite Técnico propuesto para los pozos Lacatzu-1/Chihuix-1. (Velázquez-Cruz, D., Espinosa-Castañeda, G. 2004A).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
Levantar barrena a superficie 3 2.5
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
Levantar barrena a superficie 6 2.5
Tomar registros eléctricos 23 9.5
Meter barrena a fondo acondic. para T.R. 14 4
Circular acondicionando lodo 2 1
Levantar barrena a superficie 4 3.5
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
Circular acondicionando lodo 2 0
Levantar barrena a superficie 15 6.5
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
Levantar barrena a superficie 5 1
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
Circular acondicionando lodo 3 0
Levantar barrena a superficie 9 6.5
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
Levantar barrena a superficie 9 5.5
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
Levantar barrena a superficie 12 10
Tomar registro CBL y giroscópico 14 10.5
726 376.5
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
Durante el proceso de planeación de estos pozos deben considerarse como base los tiempos progrados normales y minimos.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la
Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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).
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
Petroleros”,
Página 238
GRAFICA IV.7.4.1. Avance vs Profundidad (tiempos normales y mínimos) pozos Sihini-1, Kosni-1 y Kosni 101.
(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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en la Planeación de la Perforación de Pozos
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-
Castañeda, G. 2004A).
Durante el proceso de planeación de estos pozos deben considerarse como base los tiempos promedios normalizados
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.
“El Límite Técnico como Herramienta para la Administración del Conocimiento en
la Planeación de la Perforación de Pozos Petroleros”,
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.