Batch Drilling 40136l
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Batch drilling:
Optimización de fases planas. Locaciones de cuatro pozos en línea Por Oscar Díaz, Mateo Paladino y Maximiliano Varela (YPF S.A.)
Este trabajo fue seleccionado por el Comité Organizador del 3° Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos.
52 | Petrotecnia • octubre, 2017
Con el avance del proyecto de desarrollo del área de Loma Campana (Añelo, Neuquén), los diseños de pozos y sus arquitecturas se han ido modificando. Este trabajo aborda los aspectos considerados y su impacto en la perforación de cuatro pozos en línea con equipos de tecnología flex rig.
El contexto internacional a finales de 2015 pone de manifiesto la necesidad de la reducción de costos como eje central para mantener la rentabilidad del proyecto. De esta forma, surgen los objetivos para 2016, como la reducción de los costos de pozo (E20 y E30) en un 20% y, específicamente en perforación, se planteó una reducción del 20% en los tiempos de su etapa. Con este nuevo paradigma, a finales de 2015, se comienza a desarrollar el proyecto de locaciones de 4 pozos en línea perforados con un solo equipo de torre (Figura 3) a fin de mejorar la eficiencia operativa para alcanzar el objetivo en el costo por pozo (CAPEX), difiriendo en tiempo la puesta en producción de los pozos al aumentar el ciclo de construcción de pozo. Al realizar el análisis correspondiente de un pozo tipo, se puede observar que los tiempos planos representan una porción importante del tiempo total y la reducción de estos tiempos “muertos” representa un desafío constante que se alcanza con recursos y una buena coordinación de tareas. En este aspecto, las nuevas tecnologías desempeñan un papel fundamental en el cumplimiento de objetivos y replantean las nuevas métricas a seguir. El Proyecto de Locaciones MultiPAD batch drilling, cuyo principal objetivo es la optimización de tiempos de operación de pozos, vinculó muchas áreas de mejora, tanto las relacionadas con las fases planas del pozo como las vinculadas con la perforación del pozo y su optimización de avance. En este trabajo se presentan las operaciones realizadas con el fin de optimizar los tiempos planos y sus costos asociados.
Desarrollo
Introducción En el contexto del desarrollo del campo Loma Campana, el diseño básico de locación consistía en una locación de 4 pozos con arreglo rectangular que eran perforados con dos equipos perforadores diferentes que operaban prácticamente en simultáneo y en secuencia semi batch (Figura 2). Locación 180 x 180 m (antes de 2016). De este modo, se lograba maximizar la perforación de pozos en el año incrementando la asignación de equipos de torre al sacrificar, en cierta forma, la eficiencia en el uso de los recursos y/o la logística.
Como punto de partida para la introducción de cualquier tecnología/implementación se debe realizar una evaluación acorde que incluya aspectos fundamentales de tiempos y costos, y además que mantenga los estándares de calidad y seguridad de la compañía. Como primera medida se realiza un análisis de tiempos en el que se identifican y cuantifican los puntos clave del proyecto. Luego, integralmente, se evaluaron las necesidades para poder implementar los cambios de forma sustentable con el fin de lograr el objetivo de perforar los 4 pozos con un solo equipo y terminarlos sin inconvenientes operativos. Específicamente en este trabajo se buscó optimizar el uso del equipamiento de perforación disponible y, a su vez, realizar modificaciones en los equipos de torre de modo que se adapten a los requerimientos de la operación. Como se ilustró, dentro del Proyecto de Locaciones MultiPAD batch drilling se identificaron oportunidades de mejora tanto para fases plana como para tiempos de perforación. En este trabajo se trabaja sobre los puntos de identificación que se muestran en la figura 1, y se abordan específicamente los correspondientes a skidding & secuencia, armado de herramienta & BHA, prueba de BOP y manifold y optimización de circuito de lodo.
Tamaño de locación El nuevo esquema de locación de 4 pozos en línea per-
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mite optimizar el tamaño de locación tal que posibilite la operación de los equipos que intervengan en el pad. Esto no solo trae beneficios económicos en la fase de construcción, sino que además el impacto ambiental es menor. Como se puede observar, se pasó de una locación de 180 x 180 m a una de 180 x 90 m, en la que se pasa de 6 skidding y 2 DTM a 9 skidding y 1 DTM, y se obtiene un beneficio económico directo por el ahorro en la obra civil, además de que se requiere una menor cantidad de mantas oleofílicas, lo que reduce el costo y el impacto ambiental. Figura 1. Puntos de optimización identificados.
Logística de equipo
Secuencia operativa La secuencia operativa adoptada fue la que permitió entregar puntos de optimización mayores y realizar las operaciones offline detectadas (Figura 4).
Figura 4. Secuencia de movilización de equipo perforador.
Figura 2. Locación 180 x 180 m (antes de 2016).
Figura 3. Locación 180 x 90 m (diseño actual).
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Además, en la figura 4 se pueden observar los diámetros de perforación de las distintas etapas de los pozos por perforar y el tipo de lodo que se utilizará. Como ventaja adicional, este esquema también puede ser más conveniente en los casos que se deba recurrir al uso de un SET de UBD, debido a la zona en que se perforará.
Figura 5. Mapeo del proceso de skidding.
Respecto de los skiddings que conlleva esta secuencia operativa, la misma permitió implementar proyectos internos de optimización Lean Six Sigma, de manera de disminuir los tiempos correspondientes a esta operación. El proyecto se basa en realizar un mapeo del proceso (Figura 5) al buscar una secuencia óptima de tareas y asignar a cada una de ellas el requerimiento de personal, tiempo estimado y dos indicadores (uno de atención para lograr una tarea optimizada y otro de precaución para evitar incidentes). Con ello, se logró la estandarización del proceso, lo que impacta en el alcance de una mayor eficiencia de la operación.
del mismo y el resto por debajo. De esta manera, se evita la inspección del sondeo durante la operación de la locación.
Arme / Desarme de barras y BHA Se implementa una secuencia de manipulación de sondeo con dos objetivos específicos. Por un lado, evitar la inspección de barras de sondeo por acumulación de horas de operación y su correspondiente tiempo extra para el armado y el desarmado de sondeo desde playa; por otro lado, optimizar los tiempos de armado de sondeo desde playa, de manera de minimizar el impacto en el tiempo de perforación de las distintas secciones. La secuencia de armado se puede resumir con el siguiente esquema: § Guías: perfora armando desde playa / saca al peine. § Intermedias: baja herramienta para perforar armando desde playa hasta el zapato. Perfora con los tiros armados las secciones rápidas (700 m a 1700 m); en las secciones lentas, arma desde playa. Con ello se obtienen los metros necesarios de sondeo armados al peine para operar todas las aislaciones de la locación. § Aislaciones: se perfora con tiros armados las dos primeras aislaciones. Para las segundas se rota la tubería, de manera de que los tiros que fueron operados a profundidades mayores al KOP de la curva sean utilizados por encima
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Tareas offline
Cementación de secciones intermedias Debido a que la movilización al final de cada intermedia se hace en sentido O-E, la boca de pozo del pozo anterior queda con para realizar la maniobra de cementación una vez que el equipo ya se ha movido al nuevo pozo. A su vez, para poder realizar esta maniobra se requiere de un running tool que vincula la cabeza de cementación al colgador de cañería a la altura de trabajo requerida y un manifold de trabajo vinculado al circuito de lodos para controlar los fluidos de directa y anular en ambos sentidos sin inconvenientes. El manifold de trabajo, a su vez, tiene la posibilidad de derivar fluidos hacia el manifold del equipo para ser tratados según corresponda.
Figura 6. Ingreso de los tiros en piso de enganche.
§ Se saca desarmando en el último pozo de cada locación. Respecto del BHA, la secuencia de operación no obliga a quebrar las herramientas del BHA operado en las intermedias. Esto, sumado a que las horas de circulación de las herramientas permiten utilizar el mismo BHA direccional en dos secciones intermedias conjuntas, otorga la posibilidad de dejar las herramientas armadas al peine, lo que repercute de manera directa en ahorros de tiempo. En resumen, la planificación del armado del BHA y su utilización, y el armado de los tiros de barras (tiros triples) teniendo en cuenta las zonas rápidas de perforación se logran importantes ahorros de tiempos, ya que, incluso, se ahorra en exceder los metros perforados evitando tener que bajar barras para inspección en el medio del desarrollo de la locación.
Figura 7. Cementación offline de intermedias.
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Prueba de BOP y manifold Con el equipamiento disponible y la capacidad de los equipos de torre de la contratista, se realizó la prueba de forma offline del conjunto BOP y manifold logrando así el ahorro del tiempo correspondiente a la prueba de BOP. Como se puede ver en la figura 9, la prueba de BOP se realiza en un Test stand que permite simular una condición de vinculación tanto a pozo como a barras y realizar las pruebas de presión y funcionamiento de los distintos cierres del stack. Además del ahorro de tiempo directo que conlleva esta operación offline, tiene como ventaja adicional el hecho de extraer estas tareas del camino crítico del pozo y que cualquier retraso no afecte negativamente su duración, reduciendo la probabilidad de incurrir en NPTs correspondientes a esta operación.
Logística de lodo
Ampliación del circuito de LODO Como se mencionó, el equipamiento disponible debía adecuarse a los requerimientos operativos y, para ello, se realizó una ampliación del circuito de lodos, es decir, se agregaron tres piletas con agitación. Su principal ventaja es la posibilidad de preparar volúmenes suficientes de fluido de
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Figura 8. Manifold de cementación offline.
manera offline, optimizando el tiempo de pozo sin retrasar el inicio de la operación de las nuevas etapas. A su vez, permite recibir, acondicionar y mantener los lodos de perforación de forma independiente del equipo, obteniendo una logística más eficiente de los movimientos para recepción y evacuación, y obtener, también, un cierto ahorro en aditivos con el fin de mantener las propiedades del lodo.
Resultados Luego de la implementación del piloto de batch drilling en el yacimiento, se obtuvieron algunos resultados concretos en cuanto a la reducción de tiempos lograda. En la
Figura 9. Test stand con BOP en las diferentes posiciones.
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figura 11 se observa la evolución histórica del tiempo pozo desde 2014 hasta la implementación del Proyecto batch drilling. De la misma se obtiene que la disminución fue del 47% respecto de 2014 y de un 38% respecto de 2015. De ello se puede concluir que el principal salto en este proceso de rebaja de tiempos se debe a la optimización de tiempos implementada en el Piloto en análisis. En la figura 12, se observa una comparativa de las curvas de avance de los pozos operados durante el último semestre de 2015, el tiempo resultante en las locaciones MultiPAD batch drilling y el límite técnico. Como se aprecia, la implementación del proyecto descripto permitió una rebaja de 14.1 días en el tiempo total del pozo. Del total de la reducción de tiempo lograda, 6 días
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Figura 10. Modificaciones en el circuito de lodo. Evolución histórica de tiempo de pozo
6
36,5 Días
Días
30
6,33
5
25
3
22
20
4,90
4 3,61
10
1
5
0
0
2014
2015
0
5
10
15
Días
2,54
2,08
1,83 1,21
Plana G-I
Piloto Batch Drilling
Promedio S2 2015
Plana I-A Piloto Batch Drilling
Plana A Límite técnico
Figura 13. Comparativa de tiempos planos antes y después de la implementación del proyecto de batch drilling.
Figura 11. Evolución en perforación.
0
3,65
3,30
2
15
42%
42,5
35
32%
40
7
49%
45
20
25
30
35
Evolución histórica de tiempo de pozo
500
38% costo/pozo
1000
14 días/pozo
1500
MUSD
m MD
2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Promedio S2 2015
Piloto Batch Drilling
Límite técnico
2014
2015
Año / Loc
Piloto Batch Drilling
Figura 12. Curva de avance comparando los tiempos antes y luego de la implementación del proyecto.
Figura 14. Evolución de costos de perforación.
(un 43%) se deben a la optimización implementada en las operaciones de los tiempos planos. Cuantitativamente, esto puede observarse en la figura 13. En el caso de la fase plana G-I (Guía Intermedia), se obtuvo una reducción del 49% en el tiempo; para el tiempo plano I-A, se redujo el tiempo en un 32% y para la restante correspondiente a la aislación, se redujo en un 42%.
Esta reducción de tiempos lograda tiene repercusión directa sobre los costos totales de los pozos donde se implementó el proyecto. Considerando los costos logrados y comparándolos con los costos de 2014 y 2015, para un mismo diseño de pozo, se obtuvo una reducción de costos de un 50% respecto de la campaña de pozos de 2014, y de un 38% respecto de 2015 (Figura 14).
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Cementación offline de intermedias 6% Armado de BHA y barras 23%
Prueba offline de BOP y manifold 20%
Ahorro en movilización 8%
Construción de locación y mantas 9%
herentemente se torna más segura con la disminución de los DTM; la repetitividad de tareas en estos períodos tiene sus ventajas intrínsecas, como la posibilidad de desglosar y optimizar las tareas de manera eficiente. Además, al permanecer mayor tiempo el equipo en la locación, se logra que la logística interna sea más eficiente. Como conclusión relevante se puede asegurar que, con la tecnología actual, es factible realizar pozos horizontales en Loma Campana en menos de 20 días de perforación.
Bibliografía Simultaneous Operations in Multi-Well Pad: a Cost Effective way of Drilling Multi Wells Pad and Deliver 8 Fracs a Day. SPE170744-MS. V. C. Ogoke, L. J. Schauerte, G. Bouchard, and S.
Optimización de circuito de lodo 34%
Un 50% de esta reducción de costos tiene su origen en la optimización de operaciones mostradas en este trabajo, cuyo impacto individual se muestra en la figura 15. Respecto de los resultados logrados en el Proyecto Lean Six Sigma implementado para optimizar los skiddings, se obtiene una disminución de tiempo por debajo del objetivo de 12 horas de manera rápida. Esto puede interpretarse como una evidencia de la ventaja intrínseca del modo batch drilling de operación, donde la repetitividad de las tareas permite su análisis y su optimización (figuras 16, 17 y 18).
Shaping the future.
Figura 15. Distribución de impacto de cada punto de mejora sobre la disminución de costo lograda.
El futuro necesita energía. Por eso, Wintershall trabaja en la exploración, la producción y el desarrollo de yacimientos nuevos de petróleo y gas. Con tecnología de última generación e importantes socios. Disponemos de una amplia experiencia regional y tecnológica, sobre todo en Europa, el Norte de África, América del Sur, Rusia y la región de Medio Oriente. Como el mayor productor de petróleo y gas de Alemania, velamos por un suministro energético seguro. Para hoy y para el futuro. www.wintershall.com
Conclusiones La operación en modo batch drilling de 4 pozos en línea permite alcanzar los objetivos planteados tanto en lo referente a los costos como a los tiempos de perforación. Por otro lado, se verifica que las tareas offline disminuyen efectivamente el tiempo del pozo no solo porque se realizan por fuera de la curva de avance del pozo, sino porque cualquier imprevisto durante las mismas no tiene efecto negativo sobre el proyecto. Se distinguen algunos beneficios implícitos con el batch drilling que, si bien son difíciles de cuantificar, presentan una alta relevancia; por ejemplo, la operación inJob-Nr.: 286-026414 • Image Anzeige Wüste/Meer/Eis SPANISCH • Kunde: Wintershall Medium: • Farben: 4c · Format: B 115 x H 180 mm (+ 3 mm Beschnitt)
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40 35 Tiempo (h)
30 25 20
Objetivo 12 hs
15 10 0
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07/12/2016
02/12/2016
13/10/2016
30/09/2016
26/09/2016
03/09/2016
30/08/2016
27/08/2016
16/06/2016
13/06/2016
05/06/2016
10/05/2016
06/05/2016
28/04/2016
09/04/2016
03/04/2016
05/02/2016
22/12/2015
24/11/2015
16/11/2015
19/09/2015
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28/07/2015
15/07/2015
04/07/2015
27/06/2015
04/06/2015
22/05/2015
20/04/2015
21/03/2015
24/01/2015
0
Figura 16. Avance en la duración de los skidding guía-guía. 60 50
Tiempo (h)
40 Objetivo 20 hs
30 20 10
02/02/2017
23/12/2016
15/12/2016
25/10/2016
18/10/2016
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20/02/2016
04/12/2015
26/11/2015
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Figura 17. Avance en la duración de los skidding intermedia-intermeda. 50 45 40
Tiempo (h)
35 30 Objetivo 20 hs
25 20 15 10 5
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0
Figura 18. Avance en la duración de los skidding aislación-aislación.
C. Inglehart, P. Eng-Shell. Exploring the Technical Limits of Batch Drilling. SPE Dallas Tx. May 20, 2015. John Kroshus, Drilling Manager, Integrated Petroleum Technologies, Inc. Batch Drilling of Two Wells Underway, Cameroon. Victoria Oil & Gas PLC 28 November 2016. Belanak Development: Batch Drilling Operations in Natuna Sea. SPE-93820-MS. A. Septiantoro, J. Bujnoch and E. Welbourn, ConocoPhillips Indonesia Inc. Ltd. A Look at Batch Drilling in Trinidad and Tobago. SPE-81130-MS. Craig Boodoo, SPE, Denison Dwarkah, SPE, Jerome Rajnauth, SPE. Ministry of Energy and Energy Industries. Liuhua 11-1 Development – Batch Drilling Program is Successful in
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the South China Sea. OTC Paper 8173-MS. George E. Gray and Kenneth H. Hall, Amoco Orient Petroleum Company, Huang Chang Mu, Chin Offshore Oil Nanhai East Corporation. Batch Drilling and Positioning of Subsea Wells in the South China Sea. SPE Paper Number 29909-MS. John D, Hughes and Rod A. Coleman, Amoco Orient Petroleum Company, Robert P. Herrmann, Independent Consultant, Andrew M. Macfarlane, H. O. Mohr Research & Engineering. Walker Rig and Batch Drilling System Contribution in Reducing Moving Time and Increase Drilling Operation Efficiency in North Senoro Drilling Gas Field Development Project. SPE 176223-MS. Muhammad Lutfi (Conoco Philips Algeria) and Desmawati Rahmadona (PHE ONWJ), Job Pertamina – Medco E&P Tomori Sulawesi.
Batch drilling:
Optimización de fases planas. Locaciones de cuatro pozos en línea Por Oscar Díaz, Mateo Paladino y Maximiliano Varela (YPF S.A.)
Este trabajo fue seleccionado por el Comité Organizador del 3° Congreso Latinoamericano y del Caribe de Perforación, Terminación, Reparación y Servicio de Pozos.
52 | Petrotecnia • octubre, 2017
Con el avance del proyecto de desarrollo del área de Loma Campana (Añelo, Neuquén), los diseños de pozos y sus arquitecturas se han ido modificando. Este trabajo aborda los aspectos considerados y su impacto en la perforación de cuatro pozos en línea con equipos de tecnología flex rig.
El contexto internacional a finales de 2015 pone de manifiesto la necesidad de la reducción de costos como eje central para mantener la rentabilidad del proyecto. De esta forma, surgen los objetivos para 2016, como la reducción de los costos de pozo (E20 y E30) en un 20% y, específicamente en perforación, se planteó una reducción del 20% en los tiempos de su etapa. Con este nuevo paradigma, a finales de 2015, se comienza a desarrollar el proyecto de locaciones de 4 pozos en línea perforados con un solo equipo de torre (Figura 3) a fin de mejorar la eficiencia operativa para alcanzar el objetivo en el costo por pozo (CAPEX), difiriendo en tiempo la puesta en producción de los pozos al aumentar el ciclo de construcción de pozo. Al realizar el análisis correspondiente de un pozo tipo, se puede observar que los tiempos planos representan una porción importante del tiempo total y la reducción de estos tiempos “muertos” representa un desafío constante que se alcanza con recursos y una buena coordinación de tareas. En este aspecto, las nuevas tecnologías desempeñan un papel fundamental en el cumplimiento de objetivos y replantean las nuevas métricas a seguir. El Proyecto de Locaciones MultiPAD batch drilling, cuyo principal objetivo es la optimización de tiempos de operación de pozos, vinculó muchas áreas de mejora, tanto las relacionadas con las fases planas del pozo como las vinculadas con la perforación del pozo y su optimización de avance. En este trabajo se presentan las operaciones realizadas con el fin de optimizar los tiempos planos y sus costos asociados.
Desarrollo
Introducción En el contexto del desarrollo del campo Loma Campana, el diseño básico de locación consistía en una locación de 4 pozos con arreglo rectangular que eran perforados con dos equipos perforadores diferentes que operaban prácticamente en simultáneo y en secuencia semi batch (Figura 2). Locación 180 x 180 m (antes de 2016). De este modo, se lograba maximizar la perforación de pozos en el año incrementando la asignación de equipos de torre al sacrificar, en cierta forma, la eficiencia en el uso de los recursos y/o la logística.
Como punto de partida para la introducción de cualquier tecnología/implementación se debe realizar una evaluación acorde que incluya aspectos fundamentales de tiempos y costos, y además que mantenga los estándares de calidad y seguridad de la compañía. Como primera medida se realiza un análisis de tiempos en el que se identifican y cuantifican los puntos clave del proyecto. Luego, integralmente, se evaluaron las necesidades para poder implementar los cambios de forma sustentable con el fin de lograr el objetivo de perforar los 4 pozos con un solo equipo y terminarlos sin inconvenientes operativos. Específicamente en este trabajo se buscó optimizar el uso del equipamiento de perforación disponible y, a su vez, realizar modificaciones en los equipos de torre de modo que se adapten a los requerimientos de la operación. Como se ilustró, dentro del Proyecto de Locaciones MultiPAD batch drilling se identificaron oportunidades de mejora tanto para fases plana como para tiempos de perforación. En este trabajo se trabaja sobre los puntos de identificación que se muestran en la figura 1, y se abordan específicamente los correspondientes a skidding & secuencia, armado de herramienta & BHA, prueba de BOP y manifold y optimización de circuito de lodo.
Tamaño de locación El nuevo esquema de locación de 4 pozos en línea per-
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mite optimizar el tamaño de locación tal que posibilite la operación de los equipos que intervengan en el pad. Esto no solo trae beneficios económicos en la fase de construcción, sino que además el impacto ambiental es menor. Como se puede observar, se pasó de una locación de 180 x 180 m a una de 180 x 90 m, en la que se pasa de 6 skidding y 2 DTM a 9 skidding y 1 DTM, y se obtiene un beneficio económico directo por el ahorro en la obra civil, además de que se requiere una menor cantidad de mantas oleofílicas, lo que reduce el costo y el impacto ambiental. Figura 1. Puntos de optimización identificados.
Logística de equipo
Secuencia operativa La secuencia operativa adoptada fue la que permitió entregar puntos de optimización mayores y realizar las operaciones offline detectadas (Figura 4).
Figura 4. Secuencia de movilización de equipo perforador.
Figura 2. Locación 180 x 180 m (antes de 2016).
Figura 3. Locación 180 x 90 m (diseño actual).
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Además, en la figura 4 se pueden observar los diámetros de perforación de las distintas etapas de los pozos por perforar y el tipo de lodo que se utilizará. Como ventaja adicional, este esquema también puede ser más conveniente en los casos que se deba recurrir al uso de un SET de UBD, debido a la zona en que se perforará.
Figura 5. Mapeo del proceso de skidding.
Respecto de los skiddings que conlleva esta secuencia operativa, la misma permitió implementar proyectos internos de optimización Lean Six Sigma, de manera de disminuir los tiempos correspondientes a esta operación. El proyecto se basa en realizar un mapeo del proceso (Figura 5) al buscar una secuencia óptima de tareas y asignar a cada una de ellas el requerimiento de personal, tiempo estimado y dos indicadores (uno de atención para lograr una tarea optimizada y otro de precaución para evitar incidentes). Con ello, se logró la estandarización del proceso, lo que impacta en el alcance de una mayor eficiencia de la operación.
del mismo y el resto por debajo. De esta manera, se evita la inspección del sondeo durante la operación de la locación.
Arme / Desarme de barras y BHA Se implementa una secuencia de manipulación de sondeo con dos objetivos específicos. Por un lado, evitar la inspección de barras de sondeo por acumulación de horas de operación y su correspondiente tiempo extra para el armado y el desarmado de sondeo desde playa; por otro lado, optimizar los tiempos de armado de sondeo desde playa, de manera de minimizar el impacto en el tiempo de perforación de las distintas secciones. La secuencia de armado se puede resumir con el siguiente esquema: § Guías: perfora armando desde playa / saca al peine. § Intermedias: baja herramienta para perforar armando desde playa hasta el zapato. Perfora con los tiros armados las secciones rápidas (700 m a 1700 m); en las secciones lentas, arma desde playa. Con ello se obtienen los metros necesarios de sondeo armados al peine para operar todas las aislaciones de la locación. § Aislaciones: se perfora con tiros armados las dos primeras aislaciones. Para las segundas se rota la tubería, de manera de que los tiros que fueron operados a profundidades mayores al KOP de la curva sean utilizados por encima
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Tareas offline
Cementación de secciones intermedias Debido a que la movilización al final de cada intermedia se hace en sentido O-E, la boca de pozo del pozo anterior queda con para realizar la maniobra de cementación una vez que el equipo ya se ha movido al nuevo pozo. A su vez, para poder realizar esta maniobra se requiere de un running tool que vincula la cabeza de cementación al colgador de cañería a la altura de trabajo requerida y un manifold de trabajo vinculado al circuito de lodos para controlar los fluidos de directa y anular en ambos sentidos sin inconvenientes. El manifold de trabajo, a su vez, tiene la posibilidad de derivar fluidos hacia el manifold del equipo para ser tratados según corresponda.
Figura 6. Ingreso de los tiros en piso de enganche.
§ Se saca desarmando en el último pozo de cada locación. Respecto del BHA, la secuencia de operación no obliga a quebrar las herramientas del BHA operado en las intermedias. Esto, sumado a que las horas de circulación de las herramientas permiten utilizar el mismo BHA direccional en dos secciones intermedias conjuntas, otorga la posibilidad de dejar las herramientas armadas al peine, lo que repercute de manera directa en ahorros de tiempo. En resumen, la planificación del armado del BHA y su utilización, y el armado de los tiros de barras (tiros triples) teniendo en cuenta las zonas rápidas de perforación se logran importantes ahorros de tiempos, ya que, incluso, se ahorra en exceder los metros perforados evitando tener que bajar barras para inspección en el medio del desarrollo de la locación.
Figura 7. Cementación offline de intermedias.
56 | Petrotecnia • octubre, 2017
Prueba de BOP y manifold Con el equipamiento disponible y la capacidad de los equipos de torre de la contratista, se realizó la prueba de forma offline del conjunto BOP y manifold logrando así el ahorro del tiempo correspondiente a la prueba de BOP. Como se puede ver en la figura 9, la prueba de BOP se realiza en un Test stand que permite simular una condición de vinculación tanto a pozo como a barras y realizar las pruebas de presión y funcionamiento de los distintos cierres del stack. Además del ahorro de tiempo directo que conlleva esta operación offline, tiene como ventaja adicional el hecho de extraer estas tareas del camino crítico del pozo y que cualquier retraso no afecte negativamente su duración, reduciendo la probabilidad de incurrir en NPTs correspondientes a esta operación.
Logística de lodo
Ampliación del circuito de LODO Como se mencionó, el equipamiento disponible debía adecuarse a los requerimientos operativos y, para ello, se realizó una ampliación del circuito de lodos, es decir, se agregaron tres piletas con agitación. Su principal ventaja es la posibilidad de preparar volúmenes suficientes de fluido de
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Figura 8. Manifold de cementación offline.
manera offline, optimizando el tiempo de pozo sin retrasar el inicio de la operación de las nuevas etapas. A su vez, permite recibir, acondicionar y mantener los lodos de perforación de forma independiente del equipo, obteniendo una logística más eficiente de los movimientos para recepción y evacuación, y obtener, también, un cierto ahorro en aditivos con el fin de mantener las propiedades del lodo.
Resultados Luego de la implementación del piloto de batch drilling en el yacimiento, se obtuvieron algunos resultados concretos en cuanto a la reducción de tiempos lograda. En la
Figura 9. Test stand con BOP en las diferentes posiciones.
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figura 11 se observa la evolución histórica del tiempo pozo desde 2014 hasta la implementación del Proyecto batch drilling. De la misma se obtiene que la disminución fue del 47% respecto de 2014 y de un 38% respecto de 2015. De ello se puede concluir que el principal salto en este proceso de rebaja de tiempos se debe a la optimización de tiempos implementada en el Piloto en análisis. En la figura 12, se observa una comparativa de las curvas de avance de los pozos operados durante el último semestre de 2015, el tiempo resultante en las locaciones MultiPAD batch drilling y el límite técnico. Como se aprecia, la implementación del proyecto descripto permitió una rebaja de 14.1 días en el tiempo total del pozo. Del total de la reducción de tiempo lograda, 6 días
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Figura 10. Modificaciones en el circuito de lodo. Evolución histórica de tiempo de pozo
6
36,5 Días
Días
30
6,33
5
25
3
22
20
4,90
4 3,61
10
1
5
0
0
2014
2015
0
5
10
15
Días
2,54
2,08
1,83 1,21
Plana G-I
Piloto Batch Drilling
Promedio S2 2015
Plana I-A Piloto Batch Drilling
Plana A Límite técnico
Figura 13. Comparativa de tiempos planos antes y después de la implementación del proyecto de batch drilling.
Figura 11. Evolución en perforación.
0
3,65
3,30
2
15
42%
42,5
35
32%
40
7
49%
45
20
25
30
35
Evolución histórica de tiempo de pozo
500
38% costo/pozo
1000
14 días/pozo
1500
MUSD
m MD
2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 Promedio S2 2015
Piloto Batch Drilling
Límite técnico
2014
2015
Año / Loc
Piloto Batch Drilling
Figura 12. Curva de avance comparando los tiempos antes y luego de la implementación del proyecto.
Figura 14. Evolución de costos de perforación.
(un 43%) se deben a la optimización implementada en las operaciones de los tiempos planos. Cuantitativamente, esto puede observarse en la figura 13. En el caso de la fase plana G-I (Guía Intermedia), se obtuvo una reducción del 49% en el tiempo; para el tiempo plano I-A, se redujo el tiempo en un 32% y para la restante correspondiente a la aislación, se redujo en un 42%.
Esta reducción de tiempos lograda tiene repercusión directa sobre los costos totales de los pozos donde se implementó el proyecto. Considerando los costos logrados y comparándolos con los costos de 2014 y 2015, para un mismo diseño de pozo, se obtuvo una reducción de costos de un 50% respecto de la campaña de pozos de 2014, y de un 38% respecto de 2015 (Figura 14).
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Cementación offline de intermedias 6% Armado de BHA y barras 23%
Prueba offline de BOP y manifold 20%
Ahorro en movilización 8%
Construción de locación y mantas 9%
herentemente se torna más segura con la disminución de los DTM; la repetitividad de tareas en estos períodos tiene sus ventajas intrínsecas, como la posibilidad de desglosar y optimizar las tareas de manera eficiente. Además, al permanecer mayor tiempo el equipo en la locación, se logra que la logística interna sea más eficiente. Como conclusión relevante se puede asegurar que, con la tecnología actual, es factible realizar pozos horizontales en Loma Campana en menos de 20 días de perforación.
Bibliografía Simultaneous Operations in Multi-Well Pad: a Cost Effective way of Drilling Multi Wells Pad and Deliver 8 Fracs a Day. SPE170744-MS. V. C. Ogoke, L. J. Schauerte, G. Bouchard, and S.
Optimización de circuito de lodo 34%
Un 50% de esta reducción de costos tiene su origen en la optimización de operaciones mostradas en este trabajo, cuyo impacto individual se muestra en la figura 15. Respecto de los resultados logrados en el Proyecto Lean Six Sigma implementado para optimizar los skiddings, se obtiene una disminución de tiempo por debajo del objetivo de 12 horas de manera rápida. Esto puede interpretarse como una evidencia de la ventaja intrínseca del modo batch drilling de operación, donde la repetitividad de las tareas permite su análisis y su optimización (figuras 16, 17 y 18).
Shaping the future.
Figura 15. Distribución de impacto de cada punto de mejora sobre la disminución de costo lograda.
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Conclusiones La operación en modo batch drilling de 4 pozos en línea permite alcanzar los objetivos planteados tanto en lo referente a los costos como a los tiempos de perforación. Por otro lado, se verifica que las tareas offline disminuyen efectivamente el tiempo del pozo no solo porque se realizan por fuera de la curva de avance del pozo, sino porque cualquier imprevisto durante las mismas no tiene efecto negativo sobre el proyecto. Se distinguen algunos beneficios implícitos con el batch drilling que, si bien son difíciles de cuantificar, presentan una alta relevancia; por ejemplo, la operación inJob-Nr.: 286-026414 • Image Anzeige Wüste/Meer/Eis SPANISCH • Kunde: Wintershall Medium: • Farben: 4c · Format: B 115 x H 180 mm (+ 3 mm Beschnitt)
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40 35 Tiempo (h)
30 25 20
Objetivo 12 hs
15 10 0
19/01/2017
07/12/2016
02/12/2016
13/10/2016
30/09/2016
26/09/2016
03/09/2016
30/08/2016
27/08/2016
16/06/2016
13/06/2016
05/06/2016
10/05/2016
06/05/2016
28/04/2016
09/04/2016
03/04/2016
05/02/2016
22/12/2015
24/11/2015
16/11/2015
19/09/2015
06/09/2015
28/07/2015
15/07/2015
04/07/2015
27/06/2015
04/06/2015
22/05/2015
20/04/2015
21/03/2015
24/01/2015
0
Figura 16. Avance en la duración de los skidding guía-guía. 60 50
Tiempo (h)
40 Objetivo 20 hs
30 20 10
02/02/2017
23/12/2016
15/12/2016
25/10/2016
18/10/2016
08/10/2016
17/09/2016
12/09/2016
20/07/2016
01/07/2016
23/06/2016
16/06/2016
22/05/2016
17/05/2016
08/05/2016
22/04/2016
18/03/2016
20/02/2016
04/12/2015
26/11/2015
16/08/2015
18/07/2015
16/06/2015
0
Figura 17. Avance en la duración de los skidding intermedia-intermeda. 50 45 40
Tiempo (h)
35 30 Objetivo 20 hs
25 20 15 10 5
26/12/2016
28/11/2016
18/11/2016
06/11/2016
13/10/2016
27/08/2016
10/08/2016
01/08/2016
09/07/2016
07/07/2016
14/06/2016
01/06/2016
14/04/2016
05/01/2016
03/01/2016
15/11/2015
14/10/2015
10/10/2015
07/09/2015
10/08/2015
20/07/2015
03/07/2015
0
Figura 18. Avance en la duración de los skidding aislación-aislación.
C. Inglehart, P. Eng-Shell. Exploring the Technical Limits of Batch Drilling. SPE Dallas Tx. May 20, 2015. John Kroshus, Drilling Manager, Integrated Petroleum Technologies, Inc. Batch Drilling of Two Wells Underway, Cameroon. Victoria Oil & Gas PLC 28 November 2016. Belanak Development: Batch Drilling Operations in Natuna Sea. SPE-93820-MS. A. Septiantoro, J. Bujnoch and E. Welbourn, ConocoPhillips Indonesia Inc. Ltd. A Look at Batch Drilling in Trinidad and Tobago. SPE-81130-MS. Craig Boodoo, SPE, Denison Dwarkah, SPE, Jerome Rajnauth, SPE. Ministry of Energy and Energy Industries. Liuhua 11-1 Development – Batch Drilling Program is Successful in
62 | Petrotecnia • octubre, 2017
the South China Sea. OTC Paper 8173-MS. George E. Gray and Kenneth H. Hall, Amoco Orient Petroleum Company, Huang Chang Mu, Chin Offshore Oil Nanhai East Corporation. Batch Drilling and Positioning of Subsea Wells in the South China Sea. SPE Paper Number 29909-MS. John D, Hughes and Rod A. Coleman, Amoco Orient Petroleum Company, Robert P. Herrmann, Independent Consultant, Andrew M. Macfarlane, H. O. Mohr Research & Engineering. Walker Rig and Batch Drilling System Contribution in Reducing Moving Time and Increase Drilling Operation Efficiency in North Senoro Drilling Gas Field Development Project. SPE 176223-MS. Muhammad Lutfi (Conoco Philips Algeria) and Desmawati Rahmadona (PHE ONWJ), Job Pertamina – Medco E&P Tomori Sulawesi.
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