Procesos de Mejora Continua en Perforación y Terminación · PDF fileoptimizar el...
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1
Procesos de Mejora Continua en
Perforación y Terminación
Conferencia IAPG – Juan Manuel Moggia
Comodoro Rivadavia, Octubre 2009
Agenda
PAE Golfo San Jorge
Nuestras operaciones
Proceso Technical Limit
Plan de optimización 2009
Resultados
Conclusiones
Preguntas
2
CHILE
BOLIVIA
ARGENTINA
Cuenca Marina Austral
Caipipendi
Aguada Pichana
San Roque
Cuenca Marina Austral
Caipipendi
Aguada Pichana
San Roque
CAA 40/46 Cuenca Malvinas
Bandurria
Coirón
Cuenca GSJ Marina
Coirón
CAA 40/46 Cuenca Malvinas
Bandurria
Koluel Kaike / El Valle
Anticlinal Funes
Cerro Dragón
Acambuco
Lindero Atravesado
Golfo San Jorge – Yacimiento Cerro Dragón
Inicio de operaciones: 1958 (Amoco)
Área: 3.480 Km2
Pozos Perforados: 5.191
Pozos Productores Activos: 3.079
Pozos Inyectores: 635
Producción de Petróleo: 17,6 Mm3 opd
Fluido: 190,8 Mm3 fpd
Producción Gas: 9.015 Mm3 gpd
Agua Inyectada: 167,8 Mm3 wpd
3
PAE operador
PAE no-operador
PAE Golfo San Jorge
4
CHILE
BOLIVIA
ARGENTINA
PAE Golfo San Jorge
Equipos de Torre 2005 2007 Junio
2009
Perforación 8 9.5 11
Completación/
Workover
20 22 24
Pulling 15 16 17
Cantidad de equipos de torre activos
Configuración típica de pozos
Reservorios Productivos:
Arenas en formaciones Comodoro Rivadavia, Mina El Carmen y D-
129
Características de perforación:
Profundidad promedio 2500 metros
Pozos verticales con objetivo de múltiples capas (10 / 20 arenas)
Lodo base agua + PHPA – KCl. Inhibidor de arcillas
Características de completación:
Bombeo mecánico (75%), Electrosumergible, PCP, etc.
Casing 5 1/2” cementado y punzado
Fracturas: 2 a 6 por pozo
Punzados: 15 a 20 por pozo.
Ensayos de pistoneo: 10 a 12 por pozo
Método de punzados: Wireline, cañón de 4”, 22 gr.
Producción multicapa en conjunto
5
Actividad de Peforación y Workover
6
Implementación del procesos de gestión de performance
7Fuerte foco en la eficiencia y en la productividad
SITUACIÓN INICIAL
• El planeamiento de las operaciones y el seguimiento de las mismas se realizaba con poca o nula intervención del personal operativo.
• Los desvíos del programa no se registraban y las oportunidades de mejora no se gestionaban en forma sistemática.
• La escasez de recursos para cumplir adecuadamente con el plan de desarrollo requería que se tomen acciones para optimizar el desempeño de los equipos de torres.
PROCESO DE CAMBIO
Pasos previos al Technical Limit
Capacitación del personal
Definición de un plan de implementación
Prueba Piloto en 9 equipos
Creación de la figura Coach
Apoyo de la Gerencia
Participación activa en la aplicación del proceso del grupo de ingeniería y supervisión de la
gerencia de torres.
8
Proceso Technical Limit
El Proceso de Technical Limit consiste en hacer participar al personal operativo
en las etapas de planeamiento y propone intercambio de experiencias para establecer objetivos de máximo
desempeño.
Workshop de Límite Técnico
Analizar paso a paso las operaciones con participación activa del personal operativo
Identificación de oportunidades de mejora y diseño de un plan de acción de cada sector
Compromiso del equipo
Intercambio de los puntos de vista de los participantes, aprovechando la experiencia y conocimientos de todo el
personal operativo.
9
Pérdida Convencional
o Tiempo Reducido
DURACION REAL DEL POZO
Tiempo del Límite Técnico
TIEMPO REMOVIBLE
Tiempo Perdido Invisible
(Pérdida) y
Tiempo Perdido de
Tecnología
TIEMPO TEORICO DEL
POZO (Límite Técnico)
BRECHA
Luego del trabajo se realiza un review de las operaciones realizadas por el equipo, analizando la causa raíz de
los desvíos y se proponen acciones para mejorar el desempeño futuro.
El seguimiento detallado y la detección de desvíos permite priorizar las principales oportunidades de mejora y
accionar para corregir los desfasajes en futuras operaciones.
10
Aplicación de Límite Técnico
11
WorkShops ParticipantesAños de
experiencia
Perforación 14 6866806
Completacion 31 1242 12870
Pulling 27 879 9466
TOTAL 72 2807 29142
Experiencia 2007 / 2008
12
Desafío 2009
Lograr un ahorro del 20 % en el presupuesto del plan de trabajo 2009 sin afectar la
actividad, la producción, ni los estandares de SSA :
9 % a través de modificaciones al alcance de los trabajos
11 % a través de mejoras en la eficiencia y optimización de costos
Mantener el nivel de actividad
Alcanzar la producción
comprometida
Flujo de caja equilibrado
13
Acciones
Cambio de Alcance
de diseño
Desafío Prácticas
Operacionales
Gestión de Performance
Plan
Perforación
2009Perforación Terminación
Limitaciones en el alcance en los trabajos
Suspensión de trabajos direccionales
Suspensión de la extracción de testigos laterales (por impacto o rotación)
Abandono temporario de pozos
Con pobre cementación primaria
Con herramientas aprisionadas o en pesca
No punzar intervalos con potencial de alto caudal de agua (reducir cementaciones)
Restricción de un máximo de 12 ensayos por pozo (intervalos o paquetes)
Cada ensayo tiene un propósito y duración pre-determinados
No repetición de los ensayos
Limitación a 4 de la cantidad máxima de fracturas por pozo
14
2008 2009
Cantidad Promedio de
Fracturas Por Pozo4 3.1
Cantidad Promedio de
Ensayos Por Pozo9.6 9.4
Horas promedio por ensayo de
zona11 8.75
15
Desafío de Practicas Operativas
Tareas realizadas
Identificación de oportunidades (technical limit, propuestas internas, propuestas externas)
Priorización y clasificación de oportunidades según el impacto en:
• Tiempo y Costos (Premio)
• Manejabilidad
• Esfuerzo
Seguimiento de los Planes y trazabilidad de los beneficios
Adopción de Planes Piloto exitosos como practicas operativas
Responsables
Un equipo de trabajo para cada una de las pruebas piloto, encargados del cumplimiento y medición de los
resultados.
Premio
Mejor performance de perforación en pozos con tarifa métrica (Recompensa al contratista)
Perforar más pozos en el año (Producción asociada y disponibilidad de equipos).
Ahorro en costos directamente asociados a la disminución de tiempos y servicios
Fuerte foco en la eficiencia y en la productividad
Desafío de Practicas Operativas: Ejemplos de Perforación
Perforación con trepano de 8 ¾” para reducir setup´s en perfilajes.
Reducción de ocurrencia de Setup en un 35%
Se estiman 16 maniobras extras evitadas.
Menores riesgos de pescas y aprisionamientos de sondas.
Tiempo Ahorrado Anual: 12 días
Desarmar sondeo antes de perfilar en TD
Evitar la maniobra extra para desarmar sarta en perfilajes cortos (menores a 30 hrs).
Se requiere evaluación a criterio de las condiciones del pozo.
Tiempo Ahorrado Anual: 30 días
16
Pozos perforados c/ 8.75" % Set-up´s
51 18%
Pozos perforados c/ 8.5" % Set-up´s
84 27%
Desafío de Practicas Operativas: Ejemplos de Terminación
Eliminación de la espera de 4 horas en fracturas con arena
resinada (cierre forzado)
El fragüe se produce mientras se realizan las operaciones de fractura
sucesivas
Ensayos de laboratorio simulando condiciones de lavado de
activador
Terminando ultimas prueba de campo con buenos resultados
Uso de packer especial para minimizar riesgos
Tiempo Ahorrado Anual: 75 días
Disminución del consumo de arenas resinadas usando arena
común en la primeras concentraciones
Uso de simuladores para determinar diseño óptimo
Pruebas de campo y seguimiento de producción de arena
Reemplazo de 40-60% de la arena resinada para fracturas de más
de 400 bls
Reducción de un 11% en el costo de las fracturas
Ahorro en materiales
17
18
Desafío de Practicas Operativas
PERFORACION
• 8 practicas implementadas
• 90 días de perforación
• $$$$ en materiales y servicios
PULLING
• 9 practicas implementadas
• 76 días de pulling
• $$$$ en servicios y materiales
TERMINACION Y WORKOVER
• 16 practicas implementadas
• 642 días de workover
• $$$$ en materiales y servicios
PROYECTOS DE GAS
• 5 practicas implementadas
• $$$$ en servicios
IMPACTO TOTAL ANUALIZADO POR NUEVAS PRACTICAS Y DISEÑOS: 7% del presupuesto
(en la estimación de impacto no se incluye el beneficio por producción adelantada)
Gestión de Performance
Implementación total del proceso Technical Limit
Planificación integral de todas las actividades. Objetivos desafiantes
Seguimiento detallado de tiempos y costos
Captura de desvíos, generación de lecciones aprendidas y ejecución de
acciones correctivas
19
CURVA DE AVANCE TERMINACION - PVH-1220
0
10
20
30
40
50
60
70
- 5,0 10,0 15,0 20,0 25,0
LIMITE TECNICO
OBJETIVO
REAL
OFFSET PROMEDIO
PRESUPUESTO
CURVA DE AVANCE PERFORACION - PVH-1220
PROF. FINAL, 1700
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11
OFFSET PVH-1195
OFFSET PVH-1194
OFFSET PVH-1193
MEJOR OFFSET PVH-1161
OBJETIVO
REAL
Lump Sum
LIMITE TECNICO
Gestión de Performance
20
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80%
Factor climatico
Conflicto Gremial
Fractura. S. Out
Ensayo Extendido Por pedido especial
Fractura. Lavado de arena
Otra causa
Pozo con desplazamiento
Cementación de zona no programada
Espera cia de servicios
Falla de packer
Falla MDF
Operación adicional no programada
Espera Locación
Falla operativa
Falla de cia de servicio
Falla de TPN
Cau
sa
Efecto
Indicadores de Performance
21
Indicadores de Performance
22
Evolución Desvios Perforación & Completación
-10%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
YTD Ago-08 a Jul-09
% T
iem
po
Perforación
Completación
Indicadores de Performance
23
Tiempo Promedio de Intervención con Workover
0
5
10
15
20
25
10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8 9
2008 2009
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Dias para reparar pozo Dias Programados Riesgo por Integridad de Pozo
Indicadores de Performance
24
CicloFrac (sin conflicto)
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
4 5 6 7 8 9 10 11 12 1 2 3 4 5 6 7 8
2008 2009
Realizar fractura con optiprop Cierre de pozo en reposo de fractura Lavar optiprop luego de operación de fractura
Cambio de zona entre fracturas Probar htas de fractura
Indicadores de Performance
25
-
5.00
10.00
15.00
20.00
25.00
30.00
Armar cañería y
bajar trepano o MDF
+ fresa
Bajar tbg de
producción. BM
Bajar varillas. BM Movimiento de hta
entre ensayos para
cambio de zona
Cambio de zona
entre fracturas
Punzar zonas con
cañon de 4". Etapa
principal
Montaje de equipo y
lineas
2008
2009
Indicadores de Performance
26
PULLING: Tiempo Promedio de Intervención (sin conflicto, sin factor climatico)
0.00
10.00
20.00
30.00
40.00
50.00
60.00
70.00
80.00
90.00
100.00
110.00
120.00
130.00
140.00
150.00
REPARAR TBG
PUNZAR
PESCA Y E
NGANCHE
PESCA Y C
BIO D
E BBA
INSTALAR E
SP
INSTALAR B
BEO MECANIC
O
ESPACEAR
CBIO E
SP x E
SP
CBIO D
ÑO S
ELECTIVA
CBIO D
E VASTAG
O
CBIO D
E BBA
TIPO DE INTERVENCION
PR
OM
ED
IO
2008 2009
2008 2009 (1er semestre)
Días / 10K pies perforados (*) 20.6 17.9
Días / 10K pies perforados (todos los pozos) 21.1 19.0
Días / Completación (*) 21.7 19 (15.1 en 2Q)
Días / Intervención (pulling) 2.7 2.3
Pozos perforados en tarifa Lump Sum 60% 83%
Costo Promedio de Perforación y Terminación x pozo $ 1,550,000.00 $ 1,260,000.00
Equipos de perforación activos 12.5 11
Pozos Perforados 198 116 ( Dic-09)
Producción inicial promedio x pozo nuevo 36 m3/d 41 m3/d
Producción incremental por pozos nuevos
(producción diaria de los pozos enganchados en el año en curso)
1902 m3/d (30-Jun)
2520 m3/d (31-Dic)
2223 m3/d (30-Jun)
2547 m3/d (6-Ago)
Presupuesto original para campaña de perforación 2009: 177 pozos
Presupuesto modificado para campaña de perforación 2009: 224 pozos
Latest Estimated de pozos perforados al 31 de Diciembre de 2009: 231 pozos
(231 a Dic-09)
2008 2009 (1er semestre)
Días / 10K pies perforados (*) 20.6 17.9
Días / 10K pies perforados (todos los pozos) 21.1 19.0
Días / Completación (*) 21.7 19 (15.1 en 2Q)
Días / Intervención (pulling) 2.7 2.3
Pozos perforados en tarifa Lump Sum 60% 83%
Costo Promedio de Perforación y Terminación x pozo $ 1,550,000.00 $ 1,260,000.00
Equipos de perforación activos 12.5 11
Pozos Perforados 198 116 ( Dic-09)
Producción inicial promedio x pozo nuevo 36 m3/d 41 m3/d
Producción incremental por pozos nuevos
(producción diaria de los pozos enganchados en el año en curso)
1902 m3/d (30-Jun)
2520 m3/d (31-Dic)
2223 m3/d (30-Jun)
2547 m3/d (6-Ago)
Presupuesto original para campaña de perforación 2009: 177 pozos
Presupuesto modificado para campaña de perforación 2009: 224 pozos
Latest Estimated de pozos perforados al 31 de Diciembre de 2009: 231 pozos
(231 a Dic-09)
Resultados
27
2008 2009 (1er semestre)
Días / 10K pies perforados (*) 20.6 17.9
Días / 10K pies perforados (todos los pozos) 21.1 19.0
Días / Completación (*) 21.7 19 (15.1 en 2Q)
Días / Intervención (pulling) 2.7 2.3
Pozos perforados en el tiempo objetivo 60% 83%
Costo Promedio de Perforación y Terminación x pozo 1 0.81
Equipos de perforación activos 12.5 11
Pozos Perforados 198 116 (231 a Dic-09)
Producción inicial promedio x pozo nuevo 36 m3/d 41 m3/d
Producción incremental por pozos nuevos
(producción diaria de los pozos enganchados en el año en
curso)
1902 m3/d (30-Jun)
2520 m3/d (31-Dic)
2223 m3/d (30-Jun)
2547 m3/d (6-Ago)
NOTAS: (*) El índice no incluye pozos especiales (pozos de gas, exploratorios, proyecto casing drilling, etc.)
Los índices de días se calculan descontando el efecto de conflictos gremiales.
Resultados: Producción de pozos nuevos
28
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
1/1
/09
15/1
/09
29/1
/09
12/2
/09
26/2
/09
12/3
/09
26/3
/09
9/4
/09
23/4
/09
7/5
/09
21/5
/09
4/6
/09
18/6
/09
2/7
/09
16/7
/09
30/7
/09
13/8
/09
27/8
/09
10/9
/09
24/9
/09
8/1
0/0
9
22/1
0/0
9
5/1
1/0
9
19/1
1/0
9
3/1
2/0
9
17/1
2/0
9
31/1
2/0
9
m3o
pd
2009 2008
Conclusiones
Generar canales de dialogo “de abajo hacia arriba”, involucrando a sectores
operativos en la etapas de planeamiento y brindando la oportunidad de escuchar
sus propuestas y requerimientos, resulta en una mejor planificación de la tarea, un
mayor compromiso por parte del grupo de trabajo y en una mejor performance de la
operación en general.
La implementación de planes de optimización y la gestión con foco en la
performance y control de costos esta resultando en la mejor campaña de los
últimos años.
Mas ideas, mas planificación, mas gestión, mas compromiso, mas liderazgo y mas
actitud positiva, resultan en menos desvíos, menos tiempo, menos costo y mas
producción.
Preguntas?
30