artesa 62 ppyt final

PROGRAMA DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DEL POZO DE

DESARROLLO ARTESA 62

GGRRUUPPOO MMUULLTTIIDDIISSCCIIPPLLIINNAARRIIOO DDEE DDIISSEEÑÑOO EE IINNTTEERRVVEENNCCIIOONNEESS AA PPOOZZOOSS

AACCTTIIVVOO DDEE PPRROODDUUCCCCIIOONN MMAACCUUSSPPAANNAA MMUUSSPPAACC

AAGGOOSSTTOO DDEE 22001133

DIVISIÓN SUR UNIDAD DE NEGOCIOS REFORMA

LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM

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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

CONTENIDO

1.- NOMBRE DEL POZO ..................................................................................................................................... 6

2.- OBJETIVO ........................................................................................................................................................ 6

3.- UBICACIÓN ..................................................................................................................................................... 6

3.1.- Pozos terrestres ....................................................................................................................................... 6 3.2.- Plano de Ubicación Geográfica ................................................................................................................ 7

4.- SITUACIÓN ESTRUCTURAL ....................................................................................................................... 8

4.1.- Descripción estructural ............................................................................................................................. 8 4.2.- Planos y Secciones ................................................................................................................................. 8

4.2.1.- Configuración Estructural KM .................................................................................................... 8 4.2.2.- Sección Estructural en base a pozos o puntos geograficos....................................................... 9 4.2.3.- Sección Sísmica en Profundidad ............................................................................................... 9

5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA .............................................................................................................. 10

5.1.- Profundidad Total Programada .............................................................................................................. 10 5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos .......................................................................................... 10

6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE .................................................................................................... 10

6.1.- Columna Geológica ................................................................................................................................ 10 6.2.- Eventos Geológicos Relevantes ............................................................................................................ 11

7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO ................................................................................. 11

7.1.- Características de la formación y fluidos esperados .............................................................................. 11 7.2.- Resultados Métrica de Yacimientos ....................................................................................................... 11 7.3.- Requerimientos de la TR de explotación y del aparejo de producción ................................................... 12

8.- PROGRAMA REGISTRO CONTÍNUO DE HIDROCARBUROS ........................................................... 12

9.- PROGRAMA DE MUESTREO .................................................................................................................... 13

10.- PRUEBAS ADICIONALES ......................................................................................................................... 13

10.1.- Pruebas de Producción ........................................................................................................................ 13

11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .............................. 14

11.1.- Perfil de geopresiones y asentamientos de TR .................................................................................... 14 11.2.- Observaciones ..................................................................................................................................... 15

11.2.1- Conclusiones .......................................................................................................................... 15 11.2.2.- Recomendaciones ................................................................................................................. 15

12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO ............................................... 16

12.1.- Estado Mecánico Gráfico ..................................................................................................................... 16 12.2.- Objetivo de Cada Etapa ....................................................................................................................... 17 12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación ............................................................... 18 12.4.- Temperatura pozo de correlación ........................................................................................................ 19 12.5.- Recomendaciones ............................................................................................................................... 19


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13.- PROYECTO DIRECCIONAL .................................................................................................................... 21

13.1.- Programa Direccional ........................................................................................................................... 21 13.2.- Gráficos del plan direccional ................................................................................................................ 24 13.3.- Análisis de anticolisión ......................................................................................................................... 25 13.4.- Recomendaciones ............................................................................................................................... 25

14.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SÓLIDOS ................................ 26

14.1.- Programa de fluidos ............................................................................................................................. 26 14.1.1.- Observaciones ....................................................................................................................... 27

14.2.- Equipo de control de sólidos ................................................................................................................ 28 14.2.1.- Observaciones ....................................................................................................................... 28

15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA ..................................................................................... 30

15.1.- Programa de Barrenas ......................................................................................................................... 30 15.2.- Programa de Hidráulica........................................................................................................................ 30

15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones ..................................................................................... 30 15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica ....................................................................................................... 31

15.3.1.- Etapa de 17 ½” ...................................................................................................................... 31 15.3.2.- Etapa de 12 ¼” ...................................................................................................................... 32 15.3.3.- Etapa de 8 ½” ........................................................................................................................ 33 15.3.4.- Etapa de 6” ............................................................................................................................ 34

16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS .................................................................................. 35

16.1.- Primera Etapa - Agujero de 17 ½” ........................................................................................................ 35 16.1.1.- Diseño de Sarta de Perforación ............................................................................................. 35 16.1.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 35

16.2.- Segunda Etapa - Agujero de 12 ¼” ...................................................................................................... 36 16.2.1.- Diseño de Sarta de Perforación ( Vertical 1150- 2000 m)...................................................... 36 16.2.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 36 16.2.3.- Diseño de Sarta de Perforación ( Direccional 2000 – 2590 m) .............................................. 37 16.2.4.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 37 16.2.5.- Análisis de Torque y Arrastre ................................................................................................. 38

16.3.- Tercera Etapa - Agujero de 8 ½” .......................................................................................................... 40 16.3.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional .......................................................................... 40 16.3.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación Direccional .................................................................. 40 16.3.3.- Análisis de Torque y Arrastre ................................................................................................. 41

16.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 6” ............................................................................................................... 43 16.4.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional .......................................................................... 43 16.4.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 43 16.4.3.- Análisis de Torque y Arrastre ................................................................................................. 44

17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA .......................................................................................... 46

17.1.- Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora .................................................. 46

18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 47

18.1.- Criterios de diseño ............................................................................................................................... 47 18.2.- Distribución .......................................................................................................................................... 47 18.3.- Criterios de Diseño de TR’s ................................................................................................................. 47 18.4.- Observaciones y recomendaciones ..................................................................................................... 48

19.- CEMENTACIONES ..................................................................................................................................... 48

19.1.- Resumen .............................................................................................................................................. 48 19.2.- Primera Etapa TR de 13 ⅜” ................................................................................................................. 49 19.3.- Segunda Etapa TR de 9 ⅝” .................................................................................................................. 49


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19.4.- Tercera Etapa TR Corta de 7” .............................................................................................................. 50 19.5.- Cuarta Etapa TR Corta de 5” ............................................................................................................... 51 19.6.- Centralización ...................................................................................................................................... 52 19.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotación .................................................... 52 19.8.- Pruebas de Goteo ................................................................................................................................ 52

20.- CONEXIONES SUPERFICIALES ............................................................................................................. 53

20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol .............................................................................................. 53 20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas ........................................................................................................... 54 20.3.- Arreglo de Preventores ........................................................................................................................ 55

20.3.1.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 17 ½” ........................................................... 55 20.3.2.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 12 ¼” ........................................................... 56 20.3.3.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 8 ½” .................................................................. 57 20.3.4.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 6” ...................................................................... 58

20.4.- Presiones de Prueba ............................................................................................................................ 59

21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES ................................................................................ 59

21.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solución .................................................................................... 59 21.2.- Resultados de la Métrica de Pozos ...................................................................................................... 60

22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL ............................................................... 60

23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO ............................................................. 60

24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS ................................................................................ 61

24.1.- Distribución por actividades ................................................................................................................. 61 24.2.- Resumen de tiempos por etapa ........................................................................................................... 65

25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS ............................................... 66

26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN........................................................................................... 72

26.1.- Costos directos .................................................................................................................................... 72 26.2.- Costo integral de la perforación ........................................................................................................... 72 26.3.- Observaciones ..................................................................................................................................... 72

27.- INFORMACIÓN DE POZOS DE CORRELACIÓN ................................................................................ 73

27.1.- Relación de Pozos .............................................................................................................................. 73 27.2.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 22 ........................................................... 74 27.3.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 1 ............................................................. 74 27.4.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 2 ............................................................. 75 27.5.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 44 ........................................................... 75 27.6.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 21 ........................................................... 76 27.7.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 24 ........................................................... 76 27.8.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 26 ........................................................... 77

28.- CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ................................................................... 78

28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo PM-403 ..................................................................................... 78

29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA ...................................................................................................................... 79

30.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN ............................................................................................................ 84

30.1.- Objetivo ................................................................................................................................................ 84 30.2.- Características de la Formación ........................................................................................................... 84 30.3.- Información Estimada del Yacimiento .................................................................................................. 84 30.4.- Fluidos Esperados. .............................................................................................................................. 84

30.4.1.- Fluidos Aportados Pozos Correlación .................................................................................... 85


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30.5.- Sistema de Explotación ........................................................................................................................ 88 30.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Producción .............................................................................. 88 30.7.- Fluidos de Terminación ........................................................................................................................ 88 30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada ........................................................................................... 89

30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación ....................................................................... 89 30.9.- Registros .............................................................................................................................................. 89 30.10.- Limpieza de Pozo ............................................................................................................................... 89 30.11.- Diseño del Aparejo de Producción ..................................................................................................... 90

30.11.1.- Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”..................................................... 91 30.11.2.- Apriete Óptimo ..................................................................................................................... 91

30.12.- Diseño de Empacador y accesorios del Aparejo de Producción. ....................................................... 91 30.13.- Presiones criticas durante los tratamientos. ....................................................................................... 92 30.14.- Diseño de Disparos ............................................................................................................................ 92 30.15.- Diseño de estimulaciones. ................................................................................................................. 92 30.16.- Conexiones Superficiales De Control. ................................................................................................ 93

30.16.1.- Descripción General Del Árbol De Producción .................................................................... 93 30.18.- Programa De Intervención ................................................................................................................. 98 30.19.- Estado Mecánico Propuesto, intervalo KM ....................................................................................... 104 30.20.- R equerimiento de Equipos, Materiales y Servicios ......................................................................... 105

30.20.1.- Equipos .............................................................................................................................. 105 30.20.2.- Materiales y Servicios ........................................................................................................ 105

30.21.- Costos Estimados de la Terminación .............................................................................................. 106 30.21.1.- Costo Integral de la Intervención. ...................................................................................... 106 30.21.2.- Costo Integral de la Intervención. ...................................................................................... 107

31.- ANEXOS ...................................................................................................................................................... 109

ANEXO A: Geopresiones ............................................................................................................................. 109 ANEXO B: Diseño de tuberías de revestimiento .......................................................................................... 114

B.1.- Resumen. ................................................................................................................................. 114 B.2.- Etapa de 17 ½” - TR de 13 3/8” 54.5 lbs/ft, J-55 BCN 0 – 1150m ............................................ 115 B.3- Etapa de 12 ¼” Sección 1 – TR 9 5/8” 47 lbs/ft, TRC-95 VAM SLIJ II 0 – 2590 m................... 116 B.4 - Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m .............................................. 118 B.5 - Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m ...................................................... 119

ANEXO C: Especificación de Barrenas Propuestas ..................................................................................... 121 C.1 – Barrena de 17 ½” TRIC, IADC: 115 ......................................................................................... 121 C.2 – Barrena de 12 4” PDC, IADC: M223 ....................................................................................... 122 C.3 – Barrena de 8 ½” PDC, IADC: M222 ........................................................................................ 123 C.4 – Barrena de 6” PDC, IADC: M333 ............................................................................................ 124

ANEXO D: Mapa de ubicación del contrapozo ............................................................................................. 125 ANEXO E: Diseño del Aparejo de Produccion (Wellcat) .............................................................................. 129 ANEXO F: Diseño de Disparos (formación KM) .......................................................................................... 136

32.- FIRMAS DE AUTORIZACIÓN ................................................................................................................ 137


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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

1.- NOMBRE DEL POZO

Nombre: ARTESA Número: 62 Letra: - No. de conductor -

Clasificación: DESARROLLO

Elemento PEP E/21B-D28-D02QA-0-03 Fondo PEF Centro Gestor 29410400

Pera: ARTESA 21 Equipo PM-403

2.- OBJETIVO

Especificar claramente las metas a lograr al término del proyecto

Obtener producción comercial de aceite negro de las rocas calcáreas de la formación Cretácico Medio (KM).

3.- UBICACIÓN

Estado: CHIAPAS Municipio: JUÁREZ

Referencia Topográfica Sale de la pera del Pozo Artesa 21

Tipo de Pozo Terrestre

3.1.- Pozos terrestres

Altura del terreno sobre el nivel del mar (m): 27

Altura de la mesa rotaria sobre el terreno (m) 9.0

Coordenadas UTM conductor: X: 483,919.70 m Y: 1,958,644.88m

Coordenadas UTM del objetivo (cima KM) X: 484,002.61m Y: 1,959,264.39m

Coordenadas UTM a la Profundidad Total X: 484,011.00m Y: 1,959,330.54m

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN : SUR

ACTIVO: MACUSPANA-MUSPAC

UNP: REFORMA


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3.2.- Plano de Ubicación Geográfica


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4.- SITUACIÓN ESTRUCTURAL

4.1.- Descripción estructural

La estructura del Campo Artesa corresponde a un anticlinal asimétrico con orientación E-W, limitado su flanco norte por la falla Cacho Lopez, al sur por cierre propio, su flanco este por cierre propio al oeste por una falla inversa que lo separa del campo Mundo Nuevo. El campo pertenece a la plataforma Artesa Mundo Nuevo.

4.2.- Planos y Secciones

4.2.1.- Configuración Estructural KM

Configuración estructural del cretácico medio donde se muestra la ubicación de la localización Artesa 62

Artesa


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4.2.2.- Sección Estructural en base a pozos o puntos geograficos

Sección estructural que muestra la ubicación de la localización Artesa 62 4.2.3.- Sección Sísmica en Profundidad

Línea sísmica que muestra la ubicación de la localización Artesa 62 perforando desde la Pera del pozo Artesa 21


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5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA

5.1.- Profundidad Total Programada

Profundidad Vertical

(mvbnm) Profundidad Vertical

(mvbmr) Profundidad Desarrollada

(mdbmr)

Profundidad total Programada 3400 3436 3620

5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos

Objetivo

Prof. Vertical

(mvbnm)

Prof. Vertical (mvbmr)

Prof. Des.

(mdbmr)

Desplaza- miento

(m)

Azimut (°)

Coordenadas UTM (m)

X Y

KM 3287 3315 3477 637 7.26 484,002.61 1,959,264.39

Profundidad Total 3400 3436 3620 683 7.26 484,011.00 1,959,330.54

6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE

6.1.- Columna Geológica

Formación Profundidad

vertical (m.v.b.n.m.)

Profundidad vertical

(m.v.b.m.r.)

Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r)

Espesor (md)

Litología.

Paraje Solo Aflora Aflora Aflora 1860 Areniscas e intercalaciones de lutita

Mioceno Superior 1824 1860 1860 666 Areniscas e intercalaciones de lutita

Oligoceno 2461 2497 2526 633 Lutita gris a gris oscuro, semidura a dura ligeramente laminar y calcárea

Eoceno 3004 3040 3159 327 Lutita gris verdoso semidura con trazas de caliza de color crema, compacta

KM 3285 3321 3486 134

Calizas de grano fino a grueso que va desde mudstone a wackstone, packstone a grainstone y rudstone con litoclasto y bioclasto. Parcialmente dolomitizado.

PT 3400 3436 3620 -


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6.2.- Eventos Geológicos Relevantes

Eventos geológicos esperados

Profundidad (mvbnm)

Profundidad (mvbmr)

Profundidad (mdbmr)

Observaciones

-- -- -- -- --

7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO

7.1.- Características de la formación y fluidos esperados

No. Intervalo Formación Litología

(%) Hidrocarburo

Producción (bpd/mmpcd)

Temperatura (°C)

Presión al plano de

referencia (psi)

% Mol

H2S CO2

Pendiente Definir

KM Carbonatos Aceite 600/0.8 109 (Artesa 22) 4010 (Pws estimada)

0.08 (Artesa 22)

23.5 (Artesa

22)

Notas:

El aparejo de producción será sencillo de 3 ½”. La distribución de los accesorios se enviará con anticipación, una vez conocida la profundidad real de las tuberías de explotación.

7.2.- Resultados Métrica de Yacimientos

El análisis de la Métrica del Yacimiento consta de dos fases. La primera, consiste en identificar el nivel de conocimiento que se tiene del Yacimiento (Índice de Calidad de Definición del Yacimiento, ICADY), es decir, que tanta información se ha capturado y que nivel de procesamiento tiene la misma. Además, considera las diversas restricciones asociadas al desarrollo del proyecto. La segunda fase, consiste en identificar el nivel de complejidad de Yacimiento (Índice de Complejidad de Yacimiento, ICODY), es decir, identificar que tan complejo es el Yacimiento desde el punto de vista estático y conocer como interactúa esta complejidad estática con el esquema de desarrollo seleccionado y el mecanismo de producción que opera en el Yacimiento.

Una vez analizados los parámetros que componen la matriz de evaluación, se obtuvieron los resultados de la Métrica de Yacimiento para la localización Artesa 62. El valor obtenido del índice de complejidad del Yacimiento (ICODY= 17.4), indica que estamos en presencia de un Yacimiento medianamente complejo, mientras que el índice de calidad de definición de Yacimiento (ICADY= 1.4), corresponde a una clasificación definitiva a preliminar. La referencia de clase mundial, establece que un índice de calidad de definición de Yacimiento menor a 2.0, garantiza un mínimo de riesgo en el éxito de un proyecto. En este caso se ubica en 1.4, en la frontera del valor de referencia y con una complejidad de Yacimientos mediana en las cercanías del pozo, existen buenas posibilidades de lograr el éxito volumétrico especialmente por el conocimiento que se tiene del Campo.


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7.3.- Requerimientos de la TR de explotación y del aparejo de producción

El aparejo de producción que se requiere para la Terminación del pozo será de 3 ½”.

8.- PROGRAMA REGISTRO CONTÍNUO DE HIDROCARBUROS

A partir de 500 md hasta la Profundidad Total se recuperarán dos bolsas de muestras de canal cada 5 m para tener control de la columna geológica. Estas muestras deben envasarse quitando el exceso de lodo y deben ser rotuladas con tinta indeleble


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9.- PROGRAMA DE MUESTREO

Muestras de Canal

A partir de 500 md se recuperarán dos bolsas de muestras de canal, debidamente lavadas, sin exceso de lodo y rotuladas con tinta indeleble, cada 5 metros. Laminar en los intervalos, donde el personal del Activo lo determine, previo correlación de registros.

Núcleos de Fondo Se cortará un núcleo en el cretácico medio. La profundidad del corte se definirá por el personal del Activo. El objetivo principal es caracterizar el yacimiento

Núcleos de pared Analizar la factibilidad de cortar núcleos de pared en caso de que no se corte el núcleo de fondo programado

Intervalos Los intervalos se definirán con registros geofísicos.

Pruebas de Presión-Producción Se realizarán en los intervalos que resulten productores si el pozo queda fluyente.

Muestreo de fluidos a boca de pozo Se deberán muestrear a boca de pozo los hidrocarburos producidos.

Muestra de fondo No se requiere

Nota: La información del muestreo estará disponible para la perforadora con carácter confidencial exclusivamente para mejorar sus procesos.

10.- PRUEBAS ADICIONALES

10.1.- Pruebas de Producción

Se efectuará en caso de ser necesario, una vez terminado el pozo, con la finalidad de evaluar su permeabilidad, determinar el daño, y la capacidad de flujo, heterogeneidades, distancia a barreras, dimensión del Yacimiento, etc. debiendo utilizar equipo de alta resolución y cierre en el fondo.

En caso necesario, se tomarán muestras de fondo y de superficie para definir contenido y tipo de fluidos que aporte el pozo y se tomará con herramienta de alta resolución una Curva de Incremento y Decremento.


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11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

La Tabla de datos se incluye en el Anexo A.

11.1.- Perfil de geopresiones y asentamientos de TR

Nota: Geopresiones calculadas con registros reales del pozo Artesa 24


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11.2.- Observaciones Una vez calculadas las geopresiones de los pozos Artesa 24 y Artesa 26, se generó una ventana operacional para los pozos de correlación mencionados y se evaluó que los resultados fueran consistentes con lo observado durante la perforación. Una vez que los resultados fueron satisfactorios se generó una ventana operacional pre-perforación para el pozo Artesa 62. En general se espera: - Gradiente de presión normal hasta el Mioceno con un valor máximo de presión de poro de 1.09

gr/cc a 2200mv. - Gradiente de presión anormal inicia en el Oligoceno con un valor máximo de presión de poro de

1.30 gr/cc - Gradiente de colapso con un valor máximo de 1.51 g/cc a 3167 mv en la formación Eoceno.. - Mínimo gradiente de pérdida de 1.61 gr/cc a 3200md, 1.35 g/cc a 2300 mv, 1.41 g/cc a 1200

mv. Las recomendaciones siguientes incluyen la toma de información necesaria para disminuir esta incertidumbre. 11.2.1- Conclusiones

El Modelo de Geopresiones construido para el pozo Artesa 62 representa adecuadamente los eventos reportados durante la perforación de los pozos de correlación.

Se observa una zona de presión normal hasta dentro de la formación Mioceno, una leve transición y una zona de presión anormal alcanzada en el Oligoceno hasta el Eoceno. La presión de poro a nivel del mesozoico fue proporcionada por el Ingeniero de Yacimientos con un valor calculado de 0.8 gr/cc.

Desde el punto de vista Geomecánico-operacional, a nivel de las formaciones naturalmente fracturadas, no existe ventana operativa; ya que al perforar en la zona productora; cuando el peso de lodo logra vencer la presión de poro en las fracturas se originan pérdidas por disipación y al tratar de controlar bajando la densidad se pueden presentar manifestaciones.

11.2.2.- Recomendaciones Para el monitoreo y la mejora de la predicción del Modelo, se recomienda:

o Toma de registros básicos en cada una de las secciones perforadas: DTCO, DTSM, porosidad,

densidad para evaluar la precisión de los registros sintéticos y por lo tanto del Modelo. o Documentar información de DEC durante la perforación, de estar disponible para ajustar

calibración del Modelo de ser necesario. o Se efectuara una LOT en la zapata de 9 5/8” para calibrar los gradientes de Pérdidas /

Fractura, asi como una FIT en la zapata de 13 3/8”. o Tomar registros de calibre orientado o Sónico Scaner para la estimación de la magnitud del

esfuerzo máximo y la dirección de los esfuerzos horizontales.


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12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO

12.1.- Estado Mecánico Gráfico

Nota: El cambio de gradientes entre el Eoceno y el Cretácico Medio originado por la discordancia presente en este pozo se dará de forma abrupta, por lo que no deberá entrarse al KM en la etapa de 8 ½”.


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La identificación del asentamiento del Liner de 7” se efectuará de la sig. manera: 1.- Se perforará normalmente hasta los 3400 md para despues continuar con metros controlados. 2.- Se monitoreará los resultados del LWD en tiempo real, asi como se circularán Tiempos de Atraso constantemente para la revisión de la litología. 3.-Se suspenderá la perforación a la primer muestra de Mudstone (5%), para toma de registros geofisicos y asentar el Liner de 7”.

12.2.- Objetivo de Cada Etapa

Etapa Diámetro

Barrena (pg) Profundidad

(mvbmr) Profundidad

(mdbmr) Diámetro TR (pg)

Objetivo

Cond. 26 50 50 20

Proveer soporte estructural al cabezal del pozo, equipos desviadores de flujo (en caso de ser usado) y establecer una vía de retorno a los fluidos de perforación.

1 17 ½ ±1150 ±1150 13 ⅜

Aislar las formaciones de alta permeabilidad no consolidadas y acuíferos superficiales e instalar equipo de control del pozo.

2 12 ¼ ±2550 ±2590 9 ⅝

Garantizar integridad y estabilidad del agujero y poder subir la densidad al fluido de control para perforar Zona de Presión Anormal El asentamiento de la TR de 9 ⅝” será en la zona superior de la formación Oligoceno, dentro de la zona de transición y en un cuerpo lutítico para garantizar la integridad de la zapata.

3 8 ½ ±3317 ±3483 7

Aislar Zona de Presiones Anormales para bajar la densidad al fluido de control y perforar las zonas con menor presión del Cretácico El asentamiento de la TR de 7” será en la Cima de la formación Cretácico.

4 6 ±3436 ±3620 5 Perforar la zona depresionada del Cretácico Medio.


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12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación

Etapa Diámetro Barrena

(pg)

Prof. (mvbmr)

Prof. (mdbmr)

Problemática Alternativas de Solución

1 17 ½ ±1150 ±1150 Inestabilidad de agujero

por reacción de arcilla, y abundantes recortes

Mantener estricto control de las propiedades y reología del fluido de perforación.

Mantener una hidráulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero.

Asentar TR en cuello arcilloso.

2 12 ¼ ±2550 ±2590

Pérdidas parciales de circulación

Detección de zona de transición de alta presión (punto óptimo de asentamiento).

Tortuosidad del agujero

Bombear baches obturantes para controlar las pérdidas y mantener una concentración optima en el sistema.

Control estricto de las propiedades del fluido de perforación (Cloruros, Estabilidad Eléctrica, Filtrado, Reología, etc.)

Viajes cortos de calibración del agujero y monitoreo de los pesos de la sarta

Estricto control en la velocidad de corrida de la TR, Gasto de circulación y desplazamiento durante la cementación.

3 8 ½ ±3317 ±3486

Zona de presiones anormales

Atrapamiento e inestabilidad del agujero

Altas presiones en el sistema durante la perforación

Cambio abrupto del gradiente al pasar de EOC a KM.

Acumulación de recortes

Seguimiento adecuado del incremento de la densidad del fluido de perforación con base al perfil de Geopresiones.

Control estricto de las propiedades del fluido de perforación (Cloruros, Estabilidad Eléctrica, Filtrado, Reología, etc.)

Viajes cortos de calibración del agujero y monitoreo de los pesos de la sarta

Calibración y configuración de herramientas direccionales

Bombeo de baches de limpieza

Optimizar prácticas operaciones y supervisión para los viajes de tubería

4 6 ±3436 ±3620

Yacimiento depresionado (Cretácico): Pérdidas de circulación, atrapamiento de sartas.

Correr baches de alta viscosidad de barrido para mejorar la limpieza del agujero

Estricto monitoreo del programa de viajes de tubería.

Utilización de equipo de perforación a flujo controlado.

Optimizar procedimiento para la toma de surveys


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12.4.- Temperatura pozo de correlación

12.5.- Recomendaciones

- Iniciar la perforación del agujero de superficie, con parámetros controlados/reducidos hasta tener todo el aparejo de fondo, en el agujero descubierto. Perforar con el gasto recomendado para garantizar una efectiva limpieza del agujero y mantenerlo en calibre. Se debe disponer de obturantes en el lodo y perforar bombeando baches viscosos e incrementando el peso, según el tren de presiones de poro.

Profundidad mdbmr

Temperatura ºC

Pozo

0 42.71 Artesa 21

500 50.55 Artesa 21

1000 60.65 Artesa 21

1500 72.87 Artesa 21

2000 86.05 Artesa 21

2500 96.96 Artesa 21

3000 105.92 Artesa 21

3403 109.8 Artesa 21


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- Durante la perforación de la etapa de 12 ¼”, correspondiente a la Formación Filisola, Concepción Superior, se atravesarán arenas permeables que podrían ocasionar pérdidas de circulación. De manera preventiva para minimizar las pérdidas de circulación y/o atrapamientos por presión diferencial se deberá mantener una óptima concentración de obturantes en el Fluido de Perforación, propiedades del mismo, logística óptima para el bombeo de baches de limpieza y estricto control de los viajes de tubería.

- Calcular la densidad equivalente de circulación y acondicionar la densidad del lodo de perforación, antes de realizar viajes de calibración o para cambios de barrena, de modo de disminuir las posibles fricciones y/o resistencias.

- Verificar las variables o parámetros de perforación, como son:

Velocidad de penetración

Peso sobre la barrena.

Flujo a la entrada y salida del pozo.

Emboladas y presión de bomba.

Resistencia de la sarta, al momento de maniobrar hacia arriba o hacia abajo.

Revoluciones por minuto y torque, de la mesa rotatoria.

Niveles de volúmenes en las presas.

Propiedades del fluido de perforación.

Evaluación física de los recortes, destacando la profundidad a la que corresponde. - En el caso de un aumento de la velocidad de penetración y el flujo a la salida, es inminente que

estaríamos en presencia de un influjo - En caso de un incremento en la presión de bomba, puede ser indicador de reducción de área de

flujo, lo cual se puede traducir en abundantes recortes de perforación en el espacio anular o reducción del agujero, entre otras cosas. Con la adecuada interpretación y conclusión de dichas variables, podemos prever con mucha certeza la presencia de un problema y dar soluciones inmediatas. En tal sentido, debemos tener disponibles dichas variables día a día, (hora a hora)

- Determinar diariamente las propiedades Reológicas, físico-químicas del fluido de perforación, manteniendo los equipos calibrados y en buen estado de los reactivos, logrando de esta forma obtener valores representativos, que permitan interpretaciones concretas durante la perforación del pozo.

- Realizar un estricto control de las propiedades del fluido de perforación y graficar el programa de fluidos con respecto a sus propiedades y se colocará en un lugar visible en el equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente los valores reales, que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.

- Planificar adecuadamente la logística para el suministro de material densificante, con el objeto de evitar esperas y controlar el pozo cuando se manifieste. Igualmente, con el suministro del material obturante, para restaurar oportunamente la circulación y evitar mayores problemas, durante la perforación.

- En caso de que se presente un atrapamiento sacando la tubería, no martillar hacia arriba. De la misma manera, si el atrapamiento es al bajar la tubería, no martillar hacia abajo.

- Se requiere de un Geólogo y análisis de muestras para la determinación del asentamiento de la TR corta de 7” a la base del Eoceno. MUY IMPORTANTE

- Realizar viajes cortos de limpieza cada 500 m perforados y circular fondos arriba con la misma tasa de bombeo con la que se estaba perforando, el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio para continuar con la perforación y no comprometer el desarrollo de la misma.


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- Al llegar a la profundidad final de cada sección, realizar viajes de limpieza hasta la zapata anterior y circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio.

- Durante la perforación direccional de la etapa de 8 ½” se requiere que la Compañía direccional, incluya en el listado de mediciones la proyección al objetivo, para de esta forma analizar el trabajo direccional y la tendencia de la sarta de perforación. MUY IMPORTANTE y de esta forma tomar las acciones pertinentes OPORTUNAMENTE que conlleven al éxito de la perforación.

- En los viajes de tubería para calibración del agujero y cambios de barrenas llevar control de peso de la sarta SACANDO y BAJANDO y reportar los valores de Fricciones y Resistencias para comparar con el análisis de Torque y Arrastre y tener otra manera para evaluar la limpieza del agujero y calcular los factores de fricción reales.

13.- PROYECTO DIRECCIONAL

13.1.- Programa Direccional

El pozo Artesa 62 tiene un diseño direccional tipo “J”. Se perforará controlando la verticalidad hasta el inicio del KOP a ±2000m, en el agujero de 12 ¼ ”. La construcción de ángulo se realizará a una tasa de 2°/30m, en dirección del Azimut 7.26° hasta alcanzar la inclinación de 30.55° a 2458 mdbmr aproximadamente. Se continuará la perforación manteniendo tangente hasta la profundidad total programada de 3620 mdbmr con un desplazamiento de 683 m.

PROF. INC. AZIM. P.V.V. N/S E/O Sec.V. P.D.P. NORTE ESTE

m deg deg m m m m deg/30m m m

0.00 0.00 0.00 0.00 -28.80 16.50 -26.50 0.00 1958625.20 483929.40

2010.00 0.13 6.53 2010.00 -28.80 16.50 -26.50 2.00 1958625.20 483929.40

2020.00 0.80 6.53 2020.00 -28.70 16.50 -26.40 2.00 1958625.28 483929.50

2030.00 1.47 6.53 2030.00 -28.50 16.50 -26.20 2.00 1958625.48 483929.50

2040.00 2.13 6.53 2040.00 -28.20 16.60 -25.90 2.00 1958625.79 483929.50

2050.00 2.80 6.53 2050.00 -27.80 16.60 -25.50 2.00 1958626.22 483929.60

2060.00 3.47 6.53 2060.00 -27.20 16.70 -24.90 2.00 1958626.76 483929.60

2070.00 4.13 6.53 2069.90 -26.60 16.70 -24.20 2.00 1958627.42 483929.70

2080.00 4.80 6.53 2079.90 -25.80 16.80 -23.50 2.00 1958628.19 483929.80

2090.00 5.47 6.53 2089.90 -24.90 16.90 -22.60 2.00 1958629.08 483929.90

2100.00 6.13 6.53 2099.80 -23.90 17.00 -21.60 2.00 1958630.09 483930.00

2110.00 6.80 6.53 2109.80 -22.80 17.20 -20.40 2.00 1958631.21 483930.10

2120.00 7.47 6.53 2119.70 -21.60 17.30 -19.20 2.00 1958632.44 483930.30

2130.00 8.13 6.53 2129.60 -20.20 17.50 -17.80 2.00 1958633.79 483930.40

2140.00 8.80 6.53 2139.50 -18.70 17.60 -16.40 2.00 1958635.25 483930.60

2150.00 9.47 6.53 2149.40 -17.20 17.80 -14.80 2.00 1958636.83 483930.80

2160.00 10.13 6.53 2159.20 -15.50 18.00 -13.10 2.00 1958638.52 483931.00

2170.00 10.80 6.53 2169.00 -13.70 18.20 -11.30 2.00 1958640.32 483931.20

2180.00 11.47 6.53 2178.90 -11.80 18.40 -9.30 2.00 1958642.24 483931.40


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2190.00 12.13 6.53 2188.60 -9.70 18.70 -7.30 2.00 1958644.27 483931.60

2200.00 12.80 6.53 2198.40 -7.60 18.90 -5.10 2.00 1958646.42 483931.90

2210.00 13.47 6.53 2208.10 -5.30 19.20 -2.90 2.00 1958648.68 483932.10

2220.00 14.13 6.53 2217.90 -3.00 19.40 -0.50 2.00 1958651.05 483932.40

2230.00 14.80 6.53 2227.50 -0.50 19.70 2.00 2.00 1958653.53 483932.70

2240.00 15.47 6.53 2237.20 2.10 20.00 4.60 2.00 1958656.12 483933.00

2250.00 16.13 6.53 2246.80 4.80 20.30 7.40 2.00 1958658.83 483933.30

2260.00 16.80 6.53 2256.40 7.60 20.70 10.20 2.00 1958661.64 483933.60

2270.00 17.47 6.53 2266.00 10.60 21.00 13.10 2.00 1958664.57 483933.90

2280.00 18.13 6.53 2275.50 13.60 21.30 16.20 2.00 1958667.61 483934.30

2290.00 18.80 6.53 2285.00 16.80 21.70 19.40 2.00 1958670.75 483934.70

2300.00 19.47 6.53 2294.40 20.00 22.10 22.60 2.00 1958674.01 483935.00

2310.00 20.13 6.53 2303.80 23.40 22.50 26.00 2.00 1958677.38 483935.40

2320.00 20.80 6.53 2313.20 26.90 22.90 29.50 2.00 1958680.85 483935.80

2330.00 21.47 6.53 2322.50 30.40 23.30 33.10 2.00 1958684.43 483936.20

2340.00 22.13 6.53 2331.80 34.10 23.70 36.80 2.00 1958688.12 483936.60

2350.00 22.80 6.53 2341.00 37.90 24.10 40.70 2.00 1958691.92 483937.10

2360.00 23.47 6.53 2350.20 41.80 24.60 44.60 2.00 1958695.82 483937.50

2370.00 24.13 6.53 2359.40 45.80 25.00 48.60 2.00 1958699.83 483938.00

2380.00 24.80 6.53 2368.50 49.90 25.50 52.80 2.00 1958703.95 483938.50

2390.00 25.47 6.53 2377.50 54.20 26.00 57.00 2.00 1958708.17 483938.90

2400.00 26.13 6.53 2386.50 58.50 26.50 61.40 2.00 1958712.49 483939.40

2410.00 26.80 6.53 2395.50 62.90 27.00 65.80 2.00 1958716.92 483939.90

2420.00 27.47 6.53 2404.40 67.40 27.50 70.40 2.00 1958721.45 483940.50

2430.00 28.13 6.53 2413.20 72.10 28.00 75.00 2.00 1958726.08 483941.00

2440.00 28.80 6.53 2422.00 76.80 28.60 79.80 2.00 1958730.82 483941.50

2450.00 29.47 6.53 2430.80 81.70 29.10 84.70 2.00 1958735.65 483942.10

2460.00 30.13 6.53 2439.40 86.60 29.70 89.70 2.00 1958740.59 483942.60

2470.00 30.80 6.53 2448.10 91.60 30.30 94.70 2.00 1958745.63 483943.20

2470.40 30.83 6.53 2448.40 91.80 30.30 94.90 2.00 1958745.84 483943.20

2490.00 30.83 6.53 2465.20 101.80 31.40 105.00 0.00 1958755.81 483944.40

2520.00 30.83 6.53 2491.00 117.10 33.20 120.30 0.00 1958771.09 483946.10

2550.00 30.83 6.53 2516.80 132.40 34.90 135.70 0.00 1958786.36 483947.90

2580.00 30.83 6.53 2542.50 147.60 36.70 151.10 0.00 1958801.64 483949.60

2610.00 30.83 6.53 2568.30 162.90 38.40 166.50 0.00 1958816.91 483951.40

2640.00 30.83 6.53 2594.00 178.20 40.20 181.80 0.00 1958832.18 483953.10

2670.00 30.83 6.53 2619.80 193.50 41.90 197.20 0.00 1958847.46 483954.90

2700.00 30.83 6.53 2645.60 208.70 43.70 212.60 0.00 1958862.73 483956.60


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2730.00 30.83 6.53 2671.30 224.00 45.40 228.00 0.00 1958878.01 483958.40

2760.00 30.83 6.53 2697.10 239.30 47.20 243.30 0.00 1958893.28 483960.10

2790.00 30.83 6.53 2722.90 254.60 48.90 258.70 0.00 1958908.55 483961.90

2820.00 30.83 6.53 2748.60 269.80 50.70 274.10 0.00 1958923.83 483963.60

2850.00 30.83 6.53 2774.40 285.10 52.40 289.40 0.00 1958939.10 483965.40

2880.00 30.83 6.53 2800.10 300.40 54.10 304.80 0.00 1958954.38 483967.10

2910.00 30.83 6.53 2825.90 315.70 55.90 320.20 0.00 1958969.65 483968.80

2940.00 30.83 6.53 2851.70 330.90 57.60 335.60 0.00 1958984.93 483970.60

2970.00 30.83 6.53 2877.40 346.20 59.40 350.90 0.00 1959000.20 483972.30

3000.00 30.83 6.53 2903.20 361.50 61.10 366.30 0.00 1959015.47 483974.10

3030.00 30.83 6.53 2928.90 376.70 62.90 381.70 0.00 1959030.75 483975.80

3060.00 30.83 6.53 2954.70 392.00 64.60 397.00 0.00 1959046.02 483977.60

3090.00 30.83 6.53 2980.50 407.30 66.40 412.40 0.00 1959061.30 483979.30

3120.00 30.83 6.53 3006.20 422.60 68.10 427.80 0.00 1959076.57 483981.10

3150.00 30.83 6.53 3032.00 437.80 69.90 443.20 0.00 1959091.85 483982.80

3180.00 30.83 6.53 3057.80 453.10 71.60 458.50 0.00 1959107.12 483984.60

3210.00 30.83 6.53 3083.50 468.40 73.40 473.90 0.00 1959122.39 483986.30

3240.00 30.83 6.53 3109.30 483.70 75.10 489.30 0.00 1959137.67 483988.10

3270.00 30.83 6.53 3135.00 498.90 76.90 504.70 0.00 1959152.94 483989.80

3300.00 30.83 6.53 3160.80 514.20 78.60 520.00 0.00 1959168.22 483991.60

3330.00 30.83 6.53 3186.60 529.50 80.40 535.40 0.00 1959183.49 483993.30

3360.00 30.83 6.53 3212.30 544.80 82.10 550.80 0.00 1959198.77 483995.10

3390.00 30.83 6.53 3238.10 560.00 83.90 566.10 0.00 1959214.04 483996.80

3420.00 30.83 6.53 3263.80 575.30 85.60 581.50 0.00 1959229.31 483998.60

3450.00 30.83 6.53 3289.60 590.60 87.30 596.90 0.00 1959244.59 484000.30

3480.00 30.83 6.53 3315.40 605.90 89.10 612.30 0.00 1959259.86 484002.00

3488.90 30.83 6.53 3323.00 610.40 89.60 616.80 0.00 1959264.39 484002.60

3510.00 30.83 6.53 3341.10 621.10 90.80 627.60 0.00 1959275.14 484003.80

3540.00 30.83 6.53 3366.90 636.40 92.60 643.00 0.00 1959290.41 484005.50

3570.00 30.83 6.53 3392.60 651.70 94.30 658.40 0.00 1959305.69 484007.30

3600.00 30.83 6.53 3418.40 667.00 96.10 673.80 0.00 1959320.96 484009.00

3620.50 30.83 6.53 3436.00 677.40 97.30 684.30 0.00 1959331.39 484010.20


DE: 24

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1

13.2.- Gráficos del plan direccional


DE: 25

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1

13.3.- Análisis de anticolisión

El pozo Artesa 62 se perforará desde la pera del Artesa 21 con una separación entre conductores de 13 m. El pozo Artesa 21 no tiene datos direccionales por lo cual se considero como un pozo vertical. Como resultado del análisis anticolisión se observó que la distancia máxima a la que se acercan los pozos Artesa 21 y 62 sera de 12 m a la profundidad de 2190 m con un factor de separación de 0.99

13.4.- Recomendaciones

Es importante el monitoreo y evaluación de las tendencias de las sartas de perforación durante las etapas en que el pozo es vertical, para la toma oportuna de decisiones.

Para perforar las etapas de 17 ½” y 12 ¼” se propone usar una sarta empacada orientada con la finalidad de monitorear los parámetros e interferencia magnética que indiquen cercanía con el Artesa 21 para la toma de medidas oportunas.


DE: 26

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1

14.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SÓLIDOS

14.1.- Programa de fluidos

Propiedades del fluido base agua Localización Artesa 26

Intervalo m

Tipo Fluido Den. g/cm

3

Visc seg

Filtr. ml

MBT Kg/m

3

Sól. %

Vp cps

Yp lb/100p

2

Gel-0 Gel-10 Salin. ppm K

+

Emul Lubric.

volts

26”

0 50 BENTONÍTICO 1.10 50 4.0 30 6 - 8 12 - 17 14 - 25 7 - 11 13 - 21 - - 0.18-0.20

17 1/2”

51 200 POLIM. INHIB 1.12 50 3.0 30 6 - 8 12 - 17 14 - 19 7 - 11 13 - 21 20,000 - 0.18-0.20

200 500 POLIM. INHIB 1.15 50 3.0 35 8 - 9 13 - 18 14 - 19 7 - 11 13 - 21 35,000 - 0.18-0.20

500 800 POLIM. INHIB 1.18 50 3.0 35 9 - 10 14 - 19 14 - 20 7 - 11 13 - 21 40,000 - 0.18-0.20

800 1150 POLIM. INHIB 1.21 50 3.0 35 9 - 12 15 - 20 14 - 20 7 - 11 13 - 21 40,000 - 0.18-0.20

Propiedades del fluido base aceite Localización Artesa 26

Intervalo m

Tipo Fluido Den. g/cm

3

Visc seg

Filtr. ml

RAA Ac/Ag

Sól. %

Vp cps

Yp lb/100p

2

Gel-0 Gel-10

Salin. ppm

CaCl2

x1000

Emul volts

Lubric.

12 1/4”

1151 1300 E.I. 1.25 55 3.0 75/25 11 - 13 15 - 20 14 - 20 7 - 11 13 - 22 140,000 700 0.06-0.08

1300 1600 E.I. 1.28 60 3.0 78/22 12 - 13 16 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 160,000 800 0.06-0.08

1600 2000 E.I. 1.30 65 3.0 80/20 12 - 13 16 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 160,000 800 0.06-0.08

2000 2590 E.I. 1.32 65 3.0 80/20 12 - 13 16 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 200,000 800 0.06-0.08

8 1/2”

2591 3483 E.I. 1.40 65 3.0 80/20 16 - 17 20 - 24 15 - 27 7 - 12 14 - 23

220,000–240,000

800 0.06-0.08

6”

3484 3620 E.I. 0.98 50 3.0 80/20 3 - 4 10 - 15 14 - 19 6 - 11 12 - 20 160,000 800 0.06-0.08

Etapa Intervalo mdbmr

Tipo Fluido Diámetro

(pg) Densidad

gr/cc

Con 0 50 Bentonítico 26 1.10

1 50 1150 Polimerico Inhibido 17 ½ 1.10 – 1.21

2 1151 2590 Emulsión Inversa 12 ¼ 1.25 – 1.32

3 2591 3483 Emulsión Inversa 8 ½ 1.40

4 3484 3620 Emulsión Inversa Baja Densidad 6 0.98

Nota: Las propiedades del fluido han sido ajustadas de acuerdo a las observaciones y comentarios del Personal de Fluidos de la Unidad Operativa Reforma.


DE: 27

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1

14.1.1.- Observaciones

Durante la perforación de las formaciones del Yacimiento, utilizar obturantes

biodegradables y solubles al ácido. Emplear sistemas compatibles con la formación para evitar en lo posible el daño al Yacimiento

Se deberá llevar un monitoreo continuo de la humedad relativa (entre el recorte y el fluido de perforación) y el factor de lubricidad, para ajustar la salinidad y el poder lubricante del fluido respectivamente.

Se graficará la densidad real del fluido con respecto sus propiedades, conforme avance la perforación, y se colocarán en un lugar visible en el equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente los valores reales, que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.

Vigilar y exigir que el equipo de control de sólidos, tenga las mallas recomendadas, para que el fluido esté siempre limpio y las propiedades dentro de sus parámetros, para aprovechar la mejor hidráulica, acarreo, y riesgos potenciales de pegaduras diferenciales y de colapso de agujero.

Realizar tres (3) análisis diario al Fluido de Control, por lo que es necesario mantener los equipos de laboratorio calibrados y los reactivos en buen estado, con la finalidad de obtener valores representativos que faciliten la interpretación de los resultados físico-químicos obtenidos. Para establecer las propiedades del fluido de control a condiciones de fondo, es necesario efectuar una prueba completa al fluido de control en la salida, detectar los efectos de la temperatura sobre el fluido y definir el tratamiento necesario para mantenerlo en buenas condiciones.

Durante la perforación de la sección de 17 ½” y 12 ¼” se recomienda bombear combinaciones de baches viscosos y pesados, lo que garantizará una mejor limpieza del agujero y evitará la acumulación de recortes. Se deberá circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio para continuar con la perforación y no comprometer el desarrollo de la misma.

Es necesario disponer de suficiente material obturante para añadir al sistema y para bombear baches obturantes preventivos que permitan minimizar las posibles pérdidas que se puedan presentar durante la perforación del pozo.

La etapa de 6” presenta las propiedades Reológicas del fluido base, una vez que se requiera la aplicación del N2, éstas variarán conforme al flujo bifásica.

La concentración de cloruro de potasio (KCl), para el fluido base agua, deberá ser monitoreada continuamente mediante el coeficiente de intercambio catiónico (CEC), para evitar la inestabilidad del agujero del Terciario.

Es importante que la compañía de servicio de fluidos realice los análisis abajo indicados a las muestras de recortes, en intervalos de 50 m para toda la perforación, e interactuar con las jefaturas de Sección Química y a la Superintendencia Divisional de Fluidos, para soportar los futuros diseños con sistemas base agua:

Campo Roca Interacción Roca Fluido Fluido

Pozo Profundidad Litología

Capacidad de

Intercambio

Catiónico

Higrometría

(humedad

relativa)

Tiempo de

succión

capilar

Dispersión

Hinchamiento

lineal

Tensión

superficial Lubricidad


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1

14.2.- Equipo de control de sólidos

Etapa Profundidad Intervalo (m)

Diámetro Agujero

(pg)

Tipo y densidad lodo (g/cm

3)

Equipo de control de sólidos

Tamaño (API) de mallas en vibradores

Tamaño (API) de mallas en limpialodos

Con. 0-50 26 Bentonítico

(1.10)

(4) Vibrador Alto Impacto

(1) Limpialodos (2) Centrífugas

API-100 (Brandt-6BHX140-AT)

tamaño de corte 154 micrones


tamaño de corte 78 micrones

1ª.- 50-1150 17 ½ Polimérico

Inhibido (1.10-1.21)


(1) Limpialodos


Tamaño de corte 154 micrones



2ª.- 1150-2590 12 ¼ E. Inversa

(1.25-1.32)


(1) Limpialodos





3ª.- 2590-3483 8 ½ E. Inversa

(1.40)


(1) Limpialodos





4ª.- 3483-3620 6 E. Inversa

(0.98)


(1) Limpialodos





14.2.1.- Observaciones

En el sistema de control de sólidos, se recomienda revisar que las mallas instaladas sean las recomendadas, en caso de no cumplir con el parámetro del porcentaje de sólidos recomendado para la densidad de trabajo, es necesario un ajuste para cerrar más las mallas. Para abrir las mallas deberá de ser aprobado por el Supervisor operativo de fluidos, Ing. de pozo, y Técnico o Coordinador del pozo.

El Ingeniero de pozo, Técnico, y o Coordinador, deberán vigilar que los vibradores trabajen con tamaño de mallas de tal forma que el fluido cubra (recorra) el 90% del total del área de filtración del equipo, de ser menor a este porcentaje, las mallas deben ser cambiadas a un tamaño más cerrado, y continuar ajustando (mínimo) a la recomendación de mallas indicadas en la tabla anterior.

Debido a que el fenómeno de colapso de agujero se magnifica en función del tiempo de exposición, se deberá tener control estricto sobre la filtración del fluido para evitar al máximo el daño a las paredes del agujero.

Se graficará diariamente las propiedades reales del fluido, comparadas con las propiedades recomendadas del programa y se colocarán en un lugar visible en el equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos de la compañía de servicio en cada cambio de turno explique al personal operativo y directivo (Ingeniero de Pozo e ITP) las condiciones actuales del fluido (que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX), para visualizar la tendencia y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.


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1

*Ejemplo del monitoreo y control de las propiedades del fluido

El Primer Frente, compuesto de cuatro vibradores de alto impacto de movimiento lineal con

ángulo de inclinación variable de la canasta de -3º a 5º, permite utilizar un máximo de mallas API 200 con la finalidad de remover selectivamente partículas desde 70 micrones en adelante, garantiza la eliminación contínua de un alto porcentaje del material sólido, en especial arena, favorece y mejora la eficiencia de los Equipos de Control de Sólidos ubicados corrientes abajo.

Limpialodos, conformado por un desarenador y desarcillador integrados de 2 y 16 conos de 12” y 4” respectivamente, con capacidad de procesar 1000 GPM en cada unidad de separación, permite un arreglo de malla en la canasta por encima de 250 Mesh. El Vibrador de alto impacto de movimiento lineal o de moción elíptica balanceada, debe de tener 5 G´s de fuerza, como mínimo en operación y con carga.

Adecuar la presa de trasiego del de las mallas del Limpialodos y el fluido recuperado debe ser procesado en doble etapa de centrifugación recuperando el material densificante. La Centrífuga de baja gravedad específica tiene alta capacidad volumétrica hasta 160 GPM y permite descargas contínuas hasta 5 toneladas/hora con fluidos de control de bajas densidades. La Centrífuga recuperadora de barita deberá ser de bajas revoluciones con velocidades variables entre 2500 y 3250 RPM y fuerza G entre 1250 y 2100, permite eliminar sólidos finos en la limpieza del fluido de control y durante la deshidratación de los recortes.

Deshidratador de recortes, Los recortes con impregnación de líquidos deben tener como máximo 20% para los humectados con Fluido a base de Aceite y 30% para los impregnados con Fluidos a base de Agua. Es necesario, utilizar un Deshidratador de recortes para obtener recortes secos, y reducir el riesgo de derrames en su transportación a confinamiento.

Los vibradores deben mantener 5 G’s de fuerza como mínimo en operación y con carga, y motores adecuados que aseguren la fuerza G solicitada. Asegurarse que mantengan un adecuado ángulo de inclinación, a fin de obtener la mejor eficiencia de remoción y cumplan con los valores de Fuerza G requeridos por los equipos. Si se requiere, se pueden usar las Centrifugas de Alta y Baja revoluciones con un arreglo en serie con el objeto de limpiar el sistema, eliminando sólidos de baja gravedad y recuperar barita al mismo tiempo.


DE: 30

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Mantener los sólidos de baja gravedad en valores menores del 6-8% en volumen, para éllo es necesario utilizar periódicamente la Centrífuga de Alta Revoluciones.

15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA

15.1.- Programa de Barrenas

Notas:

Ver especificaciones de las barrenas propuestas en el Anexo C.

En caso de ser necesario, se utilizará una segunda barrena en las etapas de 17 ½” y 12 ¼”

15.2.- Programa de Hidráulica

15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones

Mantener las propiedades físico-químicas del fluido durante la perforación, a objeto de obtener mejores tasas de penetración y minimizar problemas del agujero (Drill Off Test).

Mantener las bombas del fluido de perforación en buenas condiciones, como la carga de la cámara de pulsaciones, fugas en las válvulas o problemas eléctricos con las mismas, ya que todos estas fallas ocasionan tiempos de espera del equipo de perforación.

Validar la hidráulica definitiva a condiciones de perforación, por el Ingeniero de proyecto del pozo. Se efectuarán ajustes en los parámetros, en caso de ser necesario para garantizar la limpieza y calidad del agujero.

Etapa Bna N°

Diam. (pg.)

Tipo TFA

(Pulg2)

Intervalo (m.)

Metros ROP (m/hr)

PSB (ton.)

RPM Pres. Bba. (psi)

Gasto (gpm)

1 1 17 ½ Tricónica

115 1.035 50 1150 1100 10 12-18 80-120 2145 900

2 2 12 ¼ PDC M323

0.640 1150 2590 1440 10 6-12 120-160 2208 500

3 3 8 ½ PDC M323

0.451 2590 3483 893 10 6-12 120-160 2116 340

4 4 6 PDC M433

0.991 3483 3620 137 7 4-8 80-120 1788 250

Programa hidráulico

Bna. No.

Dens. (gr/cc)

Vp (cp)

Yp lb/100p

2

TFA (pg²)

DPbna (psi)

% Bna

HP @ Bna.

HSI (Hp/pg

2)

V. Anul. (m/min)

Eficiencia Transporte

DEC (gr/cc)

HP (sup)

Camisas (pg.)

1 1.21 12 20 1.035 702 32 369 1.53 31 98 % 1.25 1126 6.5

2 1.32 20 26 0.640 619 28 181 1.53 43 80 % 1.38 644 6

3 1.40 34 30 0.451 611 29 121 2.14 95 90% 1.53 420 6

4 0.98 15 25 0.991 48 3 7 0.25 139 90% 1.10 261 6


DE: 31

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1

15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica

15.3.1.- Etapa de 17 ½”

Nota: Optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches y circulaciones.


DE: 32

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1

15.3.2.- Etapa de 12 ¼”

Notas:

Optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración.


DE: 33

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1

15.3.3.- Etapa de 8 ½”

Notas:

Deberan optimizarse las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes dado el gradiente de colapso existente en esta etapa y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración. Asi como el constante monitoreo de los retornos.

Las caídas de presión en el sistema son altas dado que la hidráulica se calculó considerando

herramientas direccionales para la labor direccional. Es importante verificar la configuración y caídas de presión en las herramientas direccionales para perforar con el máximo gasto permisible y optimizar la limpieza del agujero.

El gasto máximo a emplear en esta etapa estará limitado al permisible por las herramientas direccionales.


DE: 34

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15.3.4.- Etapa de 6”

Notas:

Optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración.

. .


DE: 35

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1

16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS

16.1.- Primera Etapa - Agujero de 17 ½”

16.1.1.- Diseño de Sarta de Perforación

16.1.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación


DE: 36

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16.2.- Segunda Etapa - Agujero de 12 ¼”

16.2.1.- Diseño de Sarta de Perforación ( Vertical 1150- 2000 m)



DE: 37

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16.2.3.- Diseño de Sarta de Perforación ( Direccional 2000 – 2590 m)



DE: 38

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1

16.2.5.- Análisis de Torque y Arrastre

Observaciones Peso Operativo sobre barrena: 4 - 10 Ton Máximo PSB permisible: 26 Ton Torque en superficie: 6797 ft-lbs


DE: 39

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Observaciones Factores de Fricción: 17% en la TR y 23% en el agujero abierto Márgen de Jalón: 68 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium) Peso de la sarta rotando: 83 Tf Peso de la sarta sacando: 88 Tf Peso de la sarta bajando: 79 Tf Fricciones Normales: 4.4 Ton Resistencias Normales: 4 Ton


DE: 40

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16.3.- Tercera Etapa - Agujero de 8 ½”

16.3.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional

16.3.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación Direccional


DE: 41

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1




DE: 42

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1

Observaciones Factores de Fricción: 17% en la TR y 23% en el agujero abierto Márgen de Jalón: 71 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium) Peso de la sarta rotando: 95 Tf Peso de la sarta sacando: 102 Tf Peso de la sarta bajando: 89 Tf Fricciones Normales: 7Ton Resistencias Normales: 6 Ton Se realizará viaje a ±3200m para agregar herramienta LWD a la sarta para definir el punto de asentamiento de la TR 7”; de igual manera, se evaluará el desgaste de la barrena para considerar la utilización de una segunda barrena en esta etapa.


DE: 43

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16.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 6”

16.4.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional



DE: 44

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DE: 45

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Observaciones Factores de Fricción: 17% en la TR y 23 % en el agujero abierto Márgen de Jalón: 95 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium) Peso de la sarta rotando: 91 Tf Peso de la sarta sacando: 95 Tf Peso de la sarta bajando: 87 Tf Fricciones Normales: 4.6 Ton Resistencias Normales: 4 Ton


DE: 46

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17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA

17.1.- Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora

Etapa

Intervalo (m.d.b.m.r.) Registro Observaciones

De a

1 50 1150 Resistividad. Rayos gamma Desviación- Calibración

Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. Geometría del pozo y calibre del agujero

2 1150 2590

Desviación Calibración Resistividad Rayos gamma Sónico Dipolar

Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. - Sónico Dipolar: Geomecánica-Modelo de velocidades.

3 2590 3483

Desviación Calibración Resistividad Rayos gamma Sónico Dipolar LWD*

Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. - Sónico Dipolar: Geomecánica-Modelo de velocidades. *El LWD iniciará a partir de 3250 md

4 3483 3620

LWD* Desviación Calibración Resistividad Rayos Gamma Litodensidad-Neutrón Espectroscopia de rayos gamma naturales **Imágenes de micro resistividad Sónico Dipolar Resonancia Magnética Ultrasónico de Cementación/VDL/CCL VSP

**Reemplazar por registro de imágenes ultrasónicas si las condiciones del lodo lo permiten

Observaciones

Los registros deberán entregarse por triplicado en papel y un archivo electrónico en formato las.

Este programa está sujeto a modificaciones antes y durante la intervención del pozo, de acuerdo al comportamiento del mismo.

Se tomará un registro giroscópico una vez finalizado el pozo.

Los registros definitivos a correr en cada etapa dependerán de los requerimientos finales del Activo, prospectividad de las zonas de interés y las condiciones de operación.


DE: 47

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18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

18.1.- Criterios de diseño

Nota: Factores de Diseño en base al nuevo Procedimiento de Diseño para la selección de Tuberias de Revestimiento PE-DP-DI-0015-2011

18.2.- Distribución

*Drift Alterno

18.3.- Criterios de Diseño de TR’s

TR 13 ⅜” Nivel de vacío para colapso de 550m y perfil de presión externo lodo de la etapa (Criterio pág 34 del Procedimiento de PEMEX). En base al comportamiento de los pozos del Campo no se esperan pérdidas de circulación severas en la perforación de la etapa de 12 ¼” que ameriten usar tubería de revestimiento de mayor resistencia al colapso.

TR de 9 ⅝” Vacío total y presión de estimulación de 6500 psi.

13 ⅜” 54.5 lb/ft

J-55 BCN

9 ⅝” 47 lb/ft TRC-95 V SLIJ II

9 ⅝” 47 lb/ft P-110

V SLIJ II

9 ⅝” 53.5 lb/ft

P-110 V SLIJ II

7” 32 lb/ft P-110

HD 513

5” 18 lb/ft N-80 VFJL

Profundidad (md) 0-1150 0-1800 1800-2540 2540-2590 2390-3483 3283-3620

Criterio PI 1.10 1.125 1.125 1.125 1.125 1.125

Mínimo FS PI 1.78 1.19 1.35 1.56 1.70 1.38

Criterio Colapso 1.00 1.125 1.125 1.125 1.125 1.125

Mínimo FS al colapso 1.04 1.51 1.13 1.65 1.50 1.85

Criterios de tensión 1.50 1.60 1.60 1.60 1.60 1.60

Mínimo FS a la tensión 2.58 1.93 2.62 3.40 3.05 2.01

Criterios Triaxial 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25

Mínimo FS Triaxial 1.94 1.30 1.44 1.66 1.77 1.47

Diám. Ext. (pg)

Grado Peso lb/pie

Conexión Drift (pg)

Resist. Presión Interna

(psi)

Resist. Colapso

(psi)

Resistencia Tensión (1000 lbs)

Distribución (mdbmr)

Cuerpo Junta de a

13 ⅜ J-55 54.5 BCN 12.495 2730 1130 853 853 0 1150

9 ⅝ TRC-95 47.0 VAM SLIJ II 8.525 8150 5090 1289 927 0 1800

9 ⅝ P-110 47.0 VAM SLIJ II 8.525 9440 5300 1493 1073 1800 2540

9 ⅝ P-110 53.5 VAM SLIJ II 8.500* 10900 7950 1710 1710 2540 2590

7 P-110 32.0 HD 513 6.000* 12460 10780 1025 742 2390 3483

5 N-80 18.0 V FJL 4.151 10140 10490 422 336 3283 3620


DE: 48

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1

TR de 9 ⅝” TRC-95 hasta 1800 m dado por el contenido de CO2 (15% mol) esperado en el pozo y en base al gradiente de temperatura que muestra una temperatura de 80°C a 1800 mv.

TR Corta de 7” Vacío total y presión de estimulación de 6500 psi.

TR Corta de 5” Vacío total y un sobre jalón de 130,000 lbs.

18.4.- Observaciones y recomendaciones

La TR 7” maneja Drift Alterno

Para determinar el punto de asentamiento de la TR de 7”, se programó el uso de LWD, se

requiere la presencia de un Geólogo operacional en el equipo de perforación y realizar un

seguimiento estricto de los parámetros de perforación (utilizando Registro Contínuo de

Hidrocarburos).

Las tuberías de revestimiento deben ser medidas y calibradas con suficiente anticipación.

Registrar el volumen desplazado por la TR para observar el comportamiento del pozo durante la

bajada de las tuberías de revestimiento y TR corta.

La longitud de traslape entre la TR Corta de 7” y la TR Corta de 5”, será ajustada acorde con las

condiciones reales del pozo.

19.- CEMENTACIONES

19.1.- Resumen

Diámetro TR (pg)

Prof. (m)

Densidad de lechadas

(gr/cc)

Cima Cemento

(m)

Base Cemento

(m) Observaciones

13 ⅜ 1150

1.55 Sup. 950 Lechada de Llenado

1.90 950 1150 Lechada de Amarre

9 ⅝ 2590

1.60 200 2390 Lechada de Llenado

1.90 2390 2590 Lechada de Amarre

7 3475 1.90 2340 3483 TR Corta /

Lechada Única

5 3620 1.30 3233 3620 TR Corta /

Lechada Única de baja densidad

Nota: la cementación y el volumen de cemento se calibrará de acuerdo a la calidad del agujero con el registro DRCAL. *Cima de cemento 50 m arriba de la Boca de Liner.


DE: 49

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1

19.2.- Primera Etapa TR de 13 ⅜”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad

equivalente de

circulación máxima

(gr/cc)

13 ⅜ 1150 1.90 / 1.55 200 1150 12 - 15 1.58

ACCESORIOS: Zapata guía 13 ⅜” y Cople Diferencial 13 ⅜” – 54.4 lb/ft; J55 BCN Tapón de desplazamiento para TR de 13 ⅜” Centradores de fleje de 13 ⅜” x 17 ½”

DATOS PARA EL DISEÑO

Profundidad: 1150 m Densidad del lodo: 1.21 gr/cc

Diámetro agujero: 17 ½ pg. Tipo de lodo Base Agua

Exceso: 30 % Temp. de fondo: 57 °C

Cima de cemento: 200 m Temp. circulante: 42 °C

LECHADA DE LLENADO

Cantidad de cemento: 64 Ton Agua de mezcla 45.6 lt/saco

Volumen de lechada 74 m3 Rendimiento 62.2 lt/saco

Vol. fluido de mezcla 55 m3 Densidad lechada 1.55 gr/cc

Tirante a cubrir 950 m Tiempo bombeable - Hrs

LECHADA DE AMARRE

Cantidad de cemento 23 Ton Agua de mezcla 21.8 lt/saco


Fluido de mezcla 10 m3 Densidad lechada 1.90 gr/cc


BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES

1 1.02 60 Remover lodo alta movilidad

2 1.18 60 Separar interfase lodo cemento

19.3.- Segunda Etapa TR de 9 ⅝”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad

equivalente de


(gr/cc)

9 ⅝” 2590 1.90 / 1.60 200 2590 12 1.70


DE: 50

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1

ACCESORIOS: Zapata Guía 9 ⅝” – 53.5 lb/ft, P-110, VAM SLIJ II Cople Diferencial 9 ⅝” – 53.5 lb/ft, P-110, VAM SLIJ II Tapón de Desplazamiento (Diafragma) de 9 ⅝” Tapón de Desplazamiento (Rígido) de 9 ⅝” Centradores de Fleje 9 ⅝” x 12 ¼”

LECHADA DE LLENADO





LECHADA DE AMARRE

Cantidad de cemento 10 Ton Agua de mezcla 19.6 lt/saco




BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES



19.4.- Tercera Etapa TR Corta de 7”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad

equivalente de


(gr/cc)

7 3483 1.90 2390 3483 8 1.97

ACCESORIOS: Zapata Flotadora 7” – 32 lb/ft, P-110, HD 513 Cople Flotador 7” - 32 lb/ft, P-110, HD 513 Cople de Retención 7” - 32 lb/ft, P-110, HD 513 Centradores Sólidos de 7” x 8 ½” Tapón limpiador para T.P. Tapón de desplazamiento para TR 7” Conjunto Colgador-Soltador Hidráulico 7” x 9 5/8” Empacador de BL



Diámetro agujero: 12 ¼ pg. Tipo de lodo E.I.




DE: 51

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1



Diámetro agujero: 8 ½ pg. Tipo de lodo E.I.



LECHADA UNICA

Cantidad de cemento 21.5 Ton Agua de mezcla 17.17 lt/saco




BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES


19.5.- Cuarta Etapa TR Corta de 5”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cc)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad equivalente

de circulación máxima

(gr/cc)

5 3620 1.30 3233 3620 6 1.51

ACCESORIOS: Zapata Flotadora 5” - 18 lb/ft, N-80, VFJL Cople Flotador 5” - 18 lb/ft, N-80, VFJL Cople de Retención 5” - 18 lb/ft, N-80, VFJL Centradores Sólidos de 5” x 6” Tapón limpiador para T.P. Tapón de desplazamiento para TR 5” Conjunto Colgador-Soltador Hidráulico 5” x 7” Empacador de BL



Diámetro agujero: 6 pg. Tipo de lodo E.I



LECHADA UNICA






DE: 52

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1

BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES


Nota: La composición definitiva de las lechadas y baches lavadores/espaciadores serán determinadas en base a los requerimientos de cada etapa, una vez analizados los registros geofísicos y las condiciones reales del pozo (temperatura, profundidad, condiciones operacionales, etc).

19.6.- Centralización

Se determinó el número de centradores mediante las simulaciones realizadas con el programa DSP-One, sin embargo, la ubicación y número sera ajustado en base a los registros de desviación reales y la geometría del pozo. Preliminarmente se pudiera considerar la siguiente distribución para cada una de las TR’s consideradas

Diámetro TR (pg)

Intervalo (mdbmr)

Tipo de Centrador

Especificación Cant. % Standoff Min. Req.

Espaciamiento

13 ⅜ 50 - 1150 Flejes 13 ⅜” x 17 ½” 20 3

70 1 Centrador c/3 tramos *1 Centrador c/1 tramos

9 ⅝ 1150 - 2590 Flejes 9 ⅝” x 12 ¼” 36 7

70 1 Centrador c/3 tramos *1 Centrador c/1 tramos

7 2390 - 3483 Rígidos 7” x 8 ½” 19 70 1 Centrador c/4 tramos

5 3283 - 3620 Rígidos 5” x 6” 6 70 1 Centrador c/4 tramos

*Nota: En la etapa de 13 ⅜” y 9 ⅝” colocar 1 centrador los primeros 3 tramos y posteriormente 1 centrador c/3 tramos.

19.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotación

Realizar prueba de admisión y de alijo en las TR Cortas de 7 y 5”. En caso de no existir hermeticidad, se debe corregir.

19.8.- Pruebas de Goteo

Se efectuara una Prueba de Densidad Equivalente: 15 m bajo la TR de Superficie (13 ⅜” @ 1150 m) y una Prueba de Goteo 15 m bajó la TR Intermedia (9 ⅝” @ 2590 m). Estas pruebas permitirá la calibración del Modelo Geomecánico y garantizar tener la integridad para soportar las condiciones dinámicas durante la perforación y cementación de la TR correspondiente a la etapa.


DE: 53

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1

20.- CONEXIONES SUPERFICIALES

DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL

PRODUCCION

13 ⅝" 5M, Cabezal soldable, 13 ⅝" 5M, Brida Doble Sello, Seccionado 13 ⅝" x 11” 5M

13 3/8” x 9 5/8” x 3 1/2” 5 M, Medio Árbol

20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol

La selección de cabezales y medio árbol es de acuerdo a especificación API 6A última versión (Anexo G). Especificacion del material en CC (Acero Inoxidable) dado el alto porcentaje de CO2 esperado para el pozo (15% mol).

COMPONENTE MARCA

TAMAÑO NOMINAL Y PRESIÓN DE

TRABAJO (PSI)

ESPECIFICACIÓN DEL MATERIAL

OBSERVACIONES

CABEZAL DE TR PARTE INFERIOR SOLDABLE PARTE

SUPERIOR BRIDADA CON VÁLVULAS LATERALES

13 ⅝” 5M UAA, PSL-1,

PR-2

Brida Superior

13 ⅝” 5M

CABEZAL DE TR PARTE INFERIOR Y SUPERIOR

BRIDADA CON VÁLVULAS LATERALES

13 ⅝” 5M x

11” 5M

UCC, PLS-2, PR-2

Brida Inferior

13 ⅝” 5M

Conex. 11” 5M

MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS 11” 5M x 3 1/8” 5M

UCC, PSL-2, PR-2

Selección del Material en base al contenido de

CO2 esperado (15% mol)


DE: 54

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1

20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas

DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL DE PRODUCCIÓN

13 ⅝" 5M, Cabezal soldable, Semicompacto 13 ⅝" x 11” 5M

13 3/8” x 9 5/8” x 3 1/2” 5 M, Medio Árbol


DE: 55

PAG: 137

1

20.3.- Arreglo de Preventores

20.3.1.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 17 ½”

Se coloca sobre el conductor de 20” a 50 m, para perforar agujero de 17 ½” de 50 a 1150m.


DE: 56

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1

20.3.2.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 12 ¼”

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL PARA PERFORAR

LA TERCERA ETAPA AGUJERO DE 12 1/4 ” A 5783 m

Preventor esférico

13 5/8” 5m

Preventor doble13 5/8” 5m

Ariete inferior ciego

Ariete superior 5”

Carrete de control 13 5/8” 5m

Válvulas laterales

3 mec. 2 1/16” 5m

1 hca. 2 1/16” 5m

Cabezal soldable

20 ¾” con

Válvulas mecánicas

2 1/16” 3m

Tr de 20“ 1000 m

Cabezal semi-compacto

20 ¾” 3m x 13 5/8” 5 m x

13 5/8” 10m

Preventor sencillo 13 5/8” 5m

Ariete 5”

Tr de 13 3/8” 3700 m

Múltiple de

estrangulación

Brida doble sello 20 ¾” 3M

Preventores

13 5/8 ” 5m

Brida adapter 13 5/8” 10M x 13 5/8” 5M

Preventor sencillo 13 5/8” 5m

Ariete 5”

Carrete de control 13 5/8” 5m

Preventor doble 13 5/8” 5m Ariete inferior ciego

Ariete superior 5”

Arreglo estándar

Preventores 5M

Cabezal 13 5/8” 5M

Cabezal 13 5/8” 5M


DE: 57

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1

20.3.3.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 8 ½”


DE: 58

PAG: 137

1

20.3.4.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 6”


DE: 59

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1

20.4.- Presiones de Prueba

Etapa TR (pg)

Resistencia Presión Interna

(psi)

Resistencia Al

Colapso (psi)

Prueba de cabezal (orificio)

(psi)

Prueba de preventores (probador de

copas) (psi)

Prueba de TR (psi)

Superficial 13 ⅜ 2730 1130 400 2000 200

Explotación 9 ⅝ 8150 5090 4000 4000 2000

Explotación 7 12460 10780 - 4000 1500

Explotación 5 10140 10490 - 4000 1500

Nota: Probar las CSC de acuerdo al procedimiento 223-21100-OP-211-0269, “Procedimiento para el diseño de las conexiones superficiales de control”.

21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES

21.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solución

Riesgos Potenciales Alternativas de Solución

Inestabilidad de agujero por reacción de arcilla, y abundantes recortes

Supervisar las condiciones reológicas del fluido de perforación polimérico para evitar problemas de inestabilidad mecánica en el agujero y mantener una hidráulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero.

Pérdidas parciales de circulación en el Terciario

Bombear baches de obturantes para controlar las pérdidas.

Detección de zona de alta presión (punto óptimo de asentamiento), atrapamientos.

Monitorear los recortes de perforación y registrar su forma y litología para confirmar el tipo de falla que esta ocurriendo para ajustar el valor de la densidad del fluido de perforación, utilizar una salinidad hasta 180,000 ppm

Zona de presiones anormales, atrapamientos

Utilización de equipo de caracterización de formación (mudlogging), seguimiento adecuado del incremento de la densidad del fluido de perforación con base al perfil de geopresiones, utilizar una salinidad del orden de 240,000 – 260,000 ppm

Yacimiento depresionado (Cretácico): Pérdidas de circulación, atrapamiento de sartas

Utilización de Fluido Nitrogenado. Correr baches de alta viscosidad para barrido y enfriamiento de la barrena. Estricto monitoreo del programa de viajes de tubería.


DE: 60

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21.2.- Resultados de la Métrica de Pozos

22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL

Perforación en zonas depresionadas: Se utilizará cabeza rotatoria y equipo de flujo controlado (MPD) para la perforación de las etapas de 6”. Se requiere tener en sitio Membranas generadoras de Nitrógeno.

23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO

Se deberá cumplir con la norma NMX-L-169-SCFI-2004.


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24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS

24.1.- Distribución por actividades

Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)

Tiempos Programados

Hrs. Hrs. Días

Act. Acum. Acum.

Mover equipo a posición de conductor central. 360 360 15.00

1 Perforar Agujero de 26". Cementar Conductor 20"

1.01 Preparativos para perforar agujero de 26" 3 3 0.13

1.02 Efectuar junta de trabajo y seguridad con el personal involucrado

1 4 0.17

1.03 Perforar Agujero de 26" @ 50 m. Cementar Conductor 20" 28 32 1.33

1.04 Instalar Campana, Línea, Llenadera y Charola ecológica 8 40 1.67

1.05 Armar barrena 17 1/2" y aparejo de fondo. Checar resistencia

3 43 1.79

1.06 Rebajar cemento 3 46 1.92

1.07 Pláticas de seguridad y simulacros. 2 48 2.00

TOTAL ETAPA 48 2.00

2 Agujero de 17 1/2”

2.01 Perforar hasta 1150 md 1150 110 158 6.58

2.02 Viaje corto. 4 162 6.75

2.03 Circulación y acondicionamiento del lodo 3 165 6.88

2.04 Tomar registros de desviación con rumbo y ángulo a 800 m 3 168 7.00

2.05 Sacar barrena a superficie. 6 174 7.25


TOTAL ETAPA 132 5.50

3 Cementar TR 13 3/8”

3.01 Tomar registros geofísicos. 10 190 7.92

3.02 Bajar barrena en viaje de reconocimiento. 6 196 8.17

3.03 Circular y acondicionar lodo para meter TR. 3 199 8.29

3.04 Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. 6 205 8.54

3.05 Preparativos para meter TR. 3 208 8.67

3.06 Meter TR hasta 1150 m. Checar equipo de flotación. 9 217 9.04

3.07 Instalar cabeza de cementar, instalar UAP 3 220 9.17

3.08 Cementar TR. 6 226 9.42

3.09 Esperar fraguado 12 238 9.92

3.10 Cortar y recuperar tubo ancla. Afinar corte TR. Soldar cabezal. Probar hidraulicamente soldadura.

10 248 10.33

3.11 Instalar BOP's y L.S.C. Efectuar las respectivas pruebas. 11 259 10.79

3.12 Instalar campana, línea de flote, llenadera y charola ecológica.

7 266 11.08

3.13 Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena de 17 1/2" y estabilizadores

8 274 11.42


DE: 62

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Tiempos Programados

Hrs. Hrs. Días

Act. Acum. Acum.

3.14 Armar barrena 12 1/4" con aparejo de fondo. Checar resistencia.

8 282 11.75

3.15 Circular tiempo de atraso y probar TR. 3 285 11.88

3.16 Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR.

3 288 12.00

3.17 Desplazar fluido base agua por lodo de emulsión inversa 4 292 12.17

3.18 Rebajar cemento y zapata. 3 295 12.29




4.01 Perforar 15 m debajo de la zapata. Circular. 3 303 12.63

4.02 Efectuar prueba de densidad equivalente 6 309 12.88

4.03 Perforar intervalo 1165 m - 2590 m (1425 m) 2590 240 549 22.88

4.04 Realizar Viaje corto a 1150 m y meter barrena a fondo 6 555 23.13

4.05 Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado. 4 559 23.29




5 Cementar TR 9 5/8”


5.02 Meter barrena de 12 1/4" a 1150 m 4 600 25.00

5.03 Deslizamiento y corte de cable. 11 611 25.46

5.04 Viaje al fondo con barrena de 12 1/4”. 6 617 25.71

5.05 Circular y acondicionar lodo para meter TR. Bombear baches viscosos.

5 622 25.92


5.07 Recuperar buje de desgaste y cambiar rams superior. Probar.

5 637 26.54

5.08 Preparativos para meter TR. 3 640 26.67

5.09 Meter TR hasta 2590 m. 22 662 27.58

5.10 Instalar cabeza de cementación. Circular. 4 666 27.75

5.11 Cementar TR. 10 676 28.17

5.12 Esperar fraguado (realizar actividades paralelas: aflojar tornilleria de preventores y desmantelar el mismo, etc.).

24 700 29.17

5.13 Cortar y recuperar tubo ancla. Afinar corte TR 9 5/8". Instalar cabezal semicompacto 11 - 5M. Probar hidraulicamente.

13 713 29.71

5.14 Instalar BOP's y C.S.C. Probar. 15 728 30.33

5.15 Instalar campana, linea de flote, llenadera y charola ecológica

7 735 30.63

5.16 Retirar barrena de 12 1/4". Instalar buje de desgaste. 9 744 31.00


DE: 63

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1


Tiempos Programados

Hrs. Hrs. Días

Act. Acum. Acum.

5.17 Quebrar herramientas de 8" y armar herramientas de 6 1/2" y 6 1/4".

9 753 31.38

5.18 Armar barrena 8 1/2" con aparejo de fondo y checar cople de retención.

18 771 32.13

5.19 Circular tiempo de atraso y probar TR. 4 775 32.29

5.20 Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Rebajar cemento y zapata.

8 783 32.63




6.01 Perforar 15 m debajo de la zapata. Circular. 3 795 33.13

6.02 Efectuar prueba de densidad equivalente 6 801 33.38

6.03 Circular/ajustar densidad del lodo. 6 807 33.63

6.04 Perforar intervalo 2605 m – 3483 m (878 m). 3483 125 932 38.83

6.05 Circular y realizar viaje corto a 2590 m y meter a fondo 11 943 39.29

6.06 Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado. 4 947 39.46


6.08 Pruebas de CSC / BOP'S. 18 976 40.67



7 Cementar TR 7”

7.01 Tomar registros geofísicos 30 1014 42.25

7.02 Meter barrena a 2590 m 8 1022 42.58

7.03 Deslizamiento y corte de cable 11 1033 43.04

7.04 Meter barrena a fondo 3 1036 43.17

7.05 Circular y acondicionar lodo para meter TR corta 6 1042 43.42

7.06 Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior

11 1053 43.88

7.07 Preparativos para meter TR corta 4 1057 44.04

7.08 Meter TR corta hasta 3483 m 34 1091 45.46

7.09 Instalar cabeza de cementación. Circular 5 1096 45.67

7.10 Anclar colgador @ 2390 m, verificar anclaje 2 1098 45.75

7.11 Cementar TR 11 1109 46.21

7.12 Esperar fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico 24 1133 47.21

7.13 Desmantelar campana, línea de flote, llenadera y Charola ecológica

11 1144 47.67

7.14 Instalar brida adapter 11" 5M, cabeza rotatoria 11" 5M y CSC 36 1180 49.17

7.15 Probar cabeza rotatoria, conjunto de Preventores y CSC 17 1197 49.88

7.16 Instalar campana, línea de flote, llenadera y Charola ecológica

11 1208 50.33

7.17 Retirar barrena de 8 1/2". Instalar buje de desgaste 7 1215 50.63


DE: 64

PAG: 137

1


Tiempos Programados

Hrs. Hrs. Días

Act. Acum. Acum.

7.18 Quebrar tubería 5" y herramientas de 6 1/2" 8 1223 50.96

7.19 Bajar barrena 6" txt con aparejo de fondo. Checar resistencia

19 1242 51.75

7.20 Circular Tiempo de Atraso 4 1246 51.92

7.21 Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Rebajar cemento y zapata

8 1254 52.25

7.22 Pláticas de seguridad y simulacros 18 1272 53.00


8 Agujero de 6”

8.01 Perforar hasta 3550 m (67 m) 3550 24 1296 54.00

8.02 Circular limpiando agujero 4 1300 54.17

8.03 Sacar barrena a superficie 12 1312 54.67

8.04 Cortar núcleo #1 de 3550-3559 m (Este intervalo es tentativo, el intervalo definitivo será definido por el Activo de Produccion Macuspana-Muspac)

3559 36 1348 56.17

8.05 Meter barrena a 3559 m 12 1360 56.67

8.06 Perforar hasta 3620 m (61 m) 3620 12 1372 57.17

8.07 Circular y realizar viaje corto a 3483 m y meter a fondo 6 1378 57.42

8.08 Circular y acondicionar lodo para registros 4 1382 57.58

8.09 Tomar registros de desviación con rumbo y ángulo a 3620 m 4 1386 57.75


8.11 Pruebas de CSC / BOP´S. 6 1404 58.50



9 Cementar TR corta de 5”


9.02 Meter barrena a 3483 m 12 1488 62.00


9.04 Meter barrena a fondo. 4 1500 62.50

9.05 Circular y acondicionar lodo para meter TR Corta. 6 1506 62.75

9.06 Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior.

15 1521 63.38

9.07 Efectuar preparativos para meter TR Corta 5 1526 63.58

9.08 Meter TR Corta hasta 3620 m 24 1550 64.58

9.09 Instalar cabeza de cementación. Circular. 5 1555 64.79

9.10 Anclar colgador @ 3283 m, verificar anclaje 3 1558 64.92

9.11 Cementar TR Corta. 8 1566 65.25

9.12 Esperar Fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico. 20 1586 66.08

9.13 Probar BOP'S y C.S.C. Instalar buje de desgaste. 10 1596 66.50

9.14 Meter molino 5 7/8" a 3283 m (BL 5") 18 1614 67.25

9.15 Circular limpiando agujero 4 1618 67.42


DE: 65

PAG: 137

1


Tiempos Programados

Hrs. Hrs. Días

Act. Acum. Acum.

9.16 Sacar molino a superficie 18 1636 68.17

9.17 DTP / Armar TP y herramientas. Bajar molino de 4 1/8" y checar cima. Rebajar cemento y accesorios hasta P.I. Probar TR corta. Sacar aparejo a superficie.

36 1672 69.67

9.18 Prueba de alijo a BL de 5". 36 1708 71.17

9.19 Quebrar tubería 3 1/2". Desinstalar Cabeza Rotatoria y Equipo de Flujo Controlado

48 1756 73.17




24.2.- Resumen de tiempos por etapa

P-Perforando, CE- Cambio Etapa


DE: 66

PAG: 137

1

25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS

Herramientas requeridas para iniciar a perforar

CANTIDAD DESCRIPCION EXISTE FECHA DE

SOLICITUD SECCION O DPTO RESPONSABLE SI NO

1 SWIVEL HTAS ESPECIALES

1 UNIFLEX COMPLETO EXTRA HTAS ESPECIALES

1 KELLY SPINER HTAS ESPECIALES

1 MACHO KELLY INSPECCION TUBULAR

1 KELLY HEXAGONAL 5 1/4" INSPECCION TUBULAR

1 BUSHING KELLY C/ROLES 5 1/4" HTAS ESPECIALES

1 MANGUERA 55' MATERIALES

1 MANGUERA 55' (EXTRA) MATERIALES

1 BUJE MAESTRO SECCIONADO HTAS ESPECIALES

2 SUSTITUTO PARA KELLY 4 1/2" IF INSPECCION TUBULAR

2 VÁLVULAS DE PIE 4 1/2" ó 4 IF INSPECCION TUBULAR

1 JUEGOS DE GAFAS (500 TONS) HTAS ESPECIALES

1 ELEVADOR 5"-3 ½” 18° HTAS ESPECIALES

1 CUÑAS P/TP 5"-3 ½” HTAS ESPECIALES

1 CUÑAS P/HTA 9 1/2" Y 8" HTAS ESPECIALES

1 COLLARÍN PARA HTA 9 1/2" Y 8" HTAS ESPECIALES

1 LLAVE DE FUERZA SDD C/JGO. DE EXTENSIONES HTAS ESPECIALES

1 LLAVE DE FUERZA DB HTAS ESPECIALES

1 TORQUÍMETRO DE APRIETE HTAS ESPECIALES

1 INDICADOR DE PESO INSTRUMENTOS

1 MANOMETRO STAND PIPE INSTRUMENTOS

1 LLAVE VARCO TW-60 HTAS ESPECIALES

1 LLAVE VARCO SW-30 HTAS ESPECIALES

1 ROLADORA HTAS ESPECIALES

2 JGOS. DE CABLES SALVAVIDAS MATERIALES

2 JGOS- CABLE DE ACERO 9/16" P/ CABRESTANTE MATERIALES

1 CADENA DE ROLAR MATERIALES

1 CAJA DE DADOS P/LLAVES MATERIALES

1 BOTELLA 5"-4 1/2" A 2" 8 HRR MATERIALES

1 JGO. DE MANGUERAS METÁLICAS 2" (LLENADO RAPIDO)

MATERIALES

2 GRILLETES 3/4" (P/TORQUÍMETRO) MATERIALES

3 GRILLETES 3/4" (P/SUSP. LLAVES) MATERIALES

4 GRAPAS P/CABLE 9/16" MATERIALES

4 GRAPAS P/CABLE 5/8" MATERIALES

1 CHAQUETA PARA TP 5" MATERIALES

2 HULES LIMPIADORES P/TP 5" MATERIALES

2 MALACATE NEUMÁTICO "RONCO" INSTRUMENTOS


DE: 67

PAG: 137

1

Herramientas requeridas para iniciar a perforar

CANTIDAD

DESCRIPCION

EXISTE FECHA DE SOLICITUD

SECCION O DEPTO RESPONSABLE SI NO

240 MTS DE CABLE DE ACERO FLEXIBLE 5/8" MATERIALES

2 POLEAS P/MANIOBRAS (5-6 TONS) MATERIALES

1 GUÍA PARA CABLE DE ACERO 1 3/8" MATERIALES

1 CABLE SALVAVIDA P/CHANGO MATERIALES

1 IZADOR P/CHANGO (COMPLETO) MATERIALES

1 CINTURÓN Y COLA DE ACERO DEL MATERIALES

2 SALVAVIDA DEL CHANGO MATERIALES

5 LIBRETAS DE FLORETE (PISO ROT.) MATERIALES

1 PINTARRÓN MATERIALES

1 VITRINA P/INFORMACIÓN TÉCNICA MATERIALES

4000 MTS. CABLE DE SONDEO 9/16" MATERIALES

1 INCLINÓMETRO "GYRODATA" ING. POZO

1 RADIO TRUNNKY OPERACIONES

1 SIFÓN OPERACIÓN

1 LÍNEA P/CEMENTACIÓN OPERACIÓN

1 LÍNEA P/ABASTECIMIENTO AGUA Y LODO OPERACIÓN

1 LÍNEA DE FLOTE OPERACIÓN

1 HTA DE MANO COMPLETA ** MATERIALES

MÁSTIL NIVELADO

BOMBAS DE LODO CON HIDRÁULICA ADECUADA

EXISTENCIA SUFICIENTE DE CABLE DE ACERO

MANIFOLD DE BOMBAS Y STAND PIPE

SUPERCARGADORAS DE BOMBAS DE LODO

REVISIÓN DE CONTRAPOZO

Perforación con Barrena de 17 ½”: TR de 13 ⅜”

CANT. DESCRIPCIÓN EXISTE FECHA DE SECCIÓN O DEPTO

SI NO SOLICITUD RESPONSABLE

1 BARRENA TRICÓNICA 17-1/2” IADC 115 ING. DE POZO

1 CUADRO DE APRIETE ING. DE POZO

1 PORTABNA ESTABILIZADO 9 1/2" x 7 5/8" REG INSP. TUBULAR

2 DCN 9 ½ " INSP. TUBULAR

8 DCN 8" INSP. TUBULAR

1 MWD ING. DE POZO

3 MADRINA 7 5/8" REG (DCN 9 1/2") INSP. TUBULAR

3 MADRINAS 6 5/8" REG (DCN 8") INSP. TUBULAR

1 COMBINACIÓN P-9-1/2" REG X C-8" REG INSP. TUBULAR


DE: 68

PAG: 137

1

1 COMBINACIÓN P-8" REG X C5" IF INSP. TUBULAR

1 MARTILLO 8" ING. DE POZO

15 TRAMOS HW 5" INSP. TUBULAR

100 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-80 INSP. TUBULAR

3 ESTABILIZADORES 8" X 17-1/2” INSP. TUBULAR

1150 MTS TR 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN ING. DE POZO

1 ZAPATA GUÍA 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN ING. DE POZO

1 COPLE DIFERENCIAL 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN ING. DE POZO

70 CENTRADORES DE FLEJES 13 3/8" X 17 1/2" ING. DE POZO

1 TAPÓN DE DIAFRAGMA ING. DE POZO

1 TAPÓN SÓLIDO ING. DE POZO

1 LLAVE HIDRÁULICA 13 3/8" HTAS ESPECIALES

1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS ESPECIALES

1 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TONS C/INSERTO 13 3/8 HTAS ESPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA HTAS ESPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/13 3/8" HTAS ESPECIALES

2 COLLARÍN DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DEST. HTAS ESPECIALES

1 CABEZA DE CIRCULAR DE 13 3/8" A 2" 8HRR OPERACION

1 CABEZA DE CEMENTAR 13 3/8" OPERACION

1 Mc CLASH DE 4" A 2" MATERIALES

1 IZADORA PARA TR HTAS ESPECIALES

1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACION

1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACION

64 TONS DE CEMENTO ( BAJA DENSIDAD 1.60 gr/cc) ING. DE POZO

23 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) ING. DE POZO

1 CABEZAL SOLDABLE DE 13 5/8” 5,000 ING. DE POZO

1 PRECALENTADOR PARA CABEZAL 13 5/8" OPERACION

1 BRIDA SUJETADORA DE BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

1 PREVENTOR ESFÉRICO 20 ¾” 5M HTAS ESPECIALES

1 BOMBA KOOMEY INSTRUMENTOS

1 BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

1 PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

Perforación con Barrena de 12 ¼” : TR 9 ⅝”



1 BARRENA PDC 12-1/4” ING. DE POZO

1 HERRAMIENTA MWD 8” ING. DE POZO

1 VALVULA CONTRAPRESIÓN INSP. TUBULAR

3 ESTABILIZADOR 8” X 12 1/4” INSP. TUBULAR

3 DC 8” INSP. TUBULAR

3 MADRINAS 6 5/8" REG (DC 8") INSP. TUBULAR

1 COMBINACIÓN P/ 8" X C-5” IF INSP. TUBULAR


DE: 69

PAG: 137

1

18 TRAMOS HW 5" INSP. TUBULAR


8111 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° X-95 INSP. TUBULAR

41 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° G-105 INSP. TUBULAR

1 ESCARIADOR PARA TR DE 9-5/8” OPERACION

1 MARTILLO HIDRÁULICO 8" ING. DE POZO

1800 MTS TR 9 5/8", TRC-95, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO

790 MTS TR 9 5/8", P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO

70 CENTRADORES DE FLEJES 12-1/4” x 9-5/8” ING. DE POZO

1 ZAPATA GUIA 9 5/8”, P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO

1 COPLE DIFERENCIAL 9 5/8”, P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO

1 TAPÓN DESPLAZADOR PARA TR 9-5/8” ING. DE POZO

1 RAMS DE 9 5/8" PREV. 13 5/8" 5M HTAS ESPECIALES

1 LLAVE HIDRÁULICA 9 5/8” HTAS ESPECIALES

1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS ESPECIALES

2 ARAÑA NEUMÁTICA BASE 500 TONS C/ INSERTOS DE 9 5/8”

HTAS ESPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUIA PARA 9 5/8”

HTAS ESPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/ 9 5/8” HTAS ESPECIALES

2 COLLARINES DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR

HTAS ESPECIALES

1 CABEZA DE CIRCULAR DE 9 5/8” VAM SLIJ II OPERACION

1 CABEZA DE CEMENTAR 9 5/8" VAM SLIJ II OPERACION

1 Mc CLASH DE 4" A 2" MATERIALES


1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACIÓN

1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACIÓN

60 TONS DE CEMENTO (BAJA DENSIDAD 1.60 gr/cc) ING. DE POZO

10 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) ING. DE POZO

1 CABEZAL SEMICOMPACTO PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE 13 3/8” Y PRODUCCIÓN DE 9 5/8” BRIDA INFERIOR DE 13 5/8" 5,000 X 11” 5,000

ING. DE POZO

1 ÁRBOL DE ESTRANGULACIÓN 2 1/16 X 3 1/16" HTAS. ESPECIALES

1 BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

1 PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

1 BOMBA KOOMEY INSTRUMENTOS


DE: 70

PAG: 137

1

Perforación con Barrena de 8 ½”: TR Corta de 7”



1 BARRENAS DE 8 1/2" TIPO PDC ING. DE POZO

1 PORTA BARRENA ESTABILIZADO 6 ¾” x 8 ¼” REG INSP. TUBULAR

1 CUADRO DE APRIETE ING. DE POZO

1 VÁLVULA CONTRAPRESIÓN INSP. TUBULAR

1 SISTEMA ROTATORIO 6 3/4" ING. DE POZO

1 HERRAMIENTA LWD 6-3/4” ING. DE POZO

1 HERRAMIENTA MWD 6-3/4” ING. DE POZO

19 CENTRADORES SÓLIDOS 7" X 8 3/8" ING. DE POZO

3 DC 6-3/4” INSP. TUBULAR

18 HWDP 5" 4-1/2” IF INSP. TUBULAR


1000 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° X-95 INSP. TUBULAR

1260 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° G-105 INSP. TUBULAR

1 ESTABILIZADORES 6 ½- 6 3/4" X 8 1/2” (INS) INSP. TUBULAR

1 COMBINACIÓN P/6 3/4" X C- 4 ½" IF INSP. TUBULAR

1 MARTILLO DE 6 3/4" OPERACIÓN

1 ESCARIADOR PARA TR 7" OPERACION

1085 MTS TR 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO

1 ZAPATA FLOTADORA 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO

1 COPLE FLOTADOR 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO

1 COPLE DE RETENCIÓN 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO

1 COPLE DE ORIFICIO 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO

1 COLGADOR HIDRÁULICO 7” X 8 1/2” ING. DE POZO

1 TAPÓN DESPLAZADOR PARA TR ING. DE POZO

1 HERRAMIENTA SOLTADORA ING. DE POZO

1 TAPÓN DESPLAZADOR PARA TP ING. DE POZO




1.2 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) ING. DE POZO

1 RAMS DE 7" HTAS. ESPECIALES

1 LLAVE HIDRÁULICA 7” HTAS. ESPECIALES

1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS. ESPECIALES

2 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TON CON INSERTOS DE 7”

HTAS. ESPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA PARA TR 7”

HTAS. ESPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/7” HTAS. ESPECIALES

2 COLLARÍN ARRASTRE C/CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR

HTAS. ESPECIALES

1 CABEZA DE CEMENTAR (P) 4 1/2" IF OPERACION


DE: 71

PAG: 137

1

Perforación con Barrena de 6"; TR Corta de 5”



1 BARRENA 6” PDC ING. DE POZO

1 HERRAMIENTA LWD DE 4 ¾” ING. DE POZO

1 HERRAMIENTA MWD DE 4 ¾” ING. DE POZO

15 TRAMOS HW DE 3-1/2" INSP. TUBULAR

111 TRAMOS TP 3-1/2", 15.5#, °S-135 INSP. TUBULAR

111 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° X-95 INSP. TUBULAR

111 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° G-105 INSP. TUBULAR

44 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° S-135 INSP. TUBULAR

1 MARTILLO DE 4 3/4" ING. DE POZO




334 MTS TR 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO

1 ZAPATA FLOTADORA 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO

1 COPLE FLOTADOR 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO

1 COPLE DE RETENCIÓN 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO

8 CENTRADORES DE FLEJES 5” x 62” ING. DE POZO

1 CONJUNTO. COLGADOR HID. 5” X 7" ING. DE POZO

1 LLAVE HIDRÁULICA 5" HTAS. SPECIALES

1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS. SPECIALES

2 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TON HTAS. SPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA PARA TR 5"

HTAS. SPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/5” HTAS. SPECIALES

2 COLLARÍN ARRASTRE C/CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR

HTAS. SPECIALES

1 CABEZA DE CEMENTAR (P) 4 1/2" IF OPERACION

1 CABEZA DE CIRCULAR OPERACION

1 CABEZA ROTATORIA Y EQ. PARA FLUJO CONTROLADO (MPD)

HTAS ESPECIALES


DE: 72

PAG: 137

1

26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN

26.1.- Costos directos

26.2.- Costo integral de la perforación

CONCEPTO MONTO (M.N.)

A.- COSTO INSUMO DE LA PERFORACIÓN 75,022,186.72

B.- COSTO CUOTAS Y TARIFAS 17,396,762.13

C.- TOTAL DIRECTOS (A + B) 92,418,948.85

D.- COSTO INDIRECTO 483,8631.20

E:- FACTOR DE RIESGO = (C) * 0.18 16,635,410.79

26.3.- Observaciones

El Costo ha sido estimado mediante el Sistema MICOP y según contrato SLB

La Paridad Cambiaria es de 13.00 M.N.$ por USD$


DE: 73

PAG: 137

1

27.- INFORMACIÓN DE POZOS DE CORRELACIÓN

27.1.- Relación de Pozos

Para correlación de la localización Artesa 62 se tienen los siguientes pozos:


DE: 74

PAG: 137

1

27.2.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 22



DE: 75

PAG: 137

1




DE: 76

PAG: 137

1




DE: 77

PAG: 137

1



DE: 78

PAG: 137

1

28.- CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN

28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo PM-403

Equipo PM:

0403 Tipo: CA/CD Potencia HP: 2000 No. SAP 4501860

2

Diseño:

PERFORACIÓN Año de Adquisición :

1976

Unidad/Componente Marca Modelo Capacidad/Potencia Malacate IDECO 2100-E 2000 HP (FRENADO DE TAMBOR)

02 MOT. CD. DE 1000 HP

Mástil PYRAMID 142 FT 1,000,000 LIBRAS=500 TON CAP. 6,500 MTS. PPROFUNDIDAD

Polea viajera y gancho IDECO UTB 525 CAP. 500 TON.

Corona NATIONAL 7/60” 1 3/8” CAP. 500 TON.

Ancla NATIONAL “E” 100,000 LBS

Unión giratoria NATIONAL P-400 CAP. 400 TON.

Rotaria IDECO 37 ½” 37 ½”, CON MOTOR C. D. ACOPLADO CON TRANSMISIÓN

Sistema de control y conversión

de potencia

TPC 4SCR/7 MOT CD

CA/CD, MOT. G. E. DE C. D., CONEXIÓN SERIE, 3 GEN. CA, PLC.

Sistema de generación EMD 12-645 E1 03 MOT. DE C.I. DE 1500 HP, CON GEN. EMD DE C. A. 2625 KVA

Bombas para lodos LEWCO EMSCO

WH-1612 F-1000

02 BOMBAS DE 1600 HP TRIPLEX 01 BOMBA DE 1000 HP TRIPLEX

Sistema BOP KOOMEY 261603S 80 GALONES 3000 PSI


DE: 79

PAG: 137

1

29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA

29.1.- Todas las actividades que se realicen se deben apegar a los requerimientos específicos señalados en el Anexo S, en cumplimiento a la políticas y lineamientos del SSPA vigentes en P.E.P. Asimismo, deberá cumplir con los términos y condicionantes establecidos en el resolutivo emitido por SEMARNAT.

TABLA I Matriz para identificar los “requerimientos específicos” que obligatoriamente deben cumplirse en cada contrato y que deben listarse en el formato 4 del anexo “S”

III. REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS

CASOS EN LOS QUE DEBEN SOLICITARSE Y VERIFICARSE CADA REQUERIMIENTO ESPECÍFICO DEL ANEXO “S”, DEPENDIENDO DEL ALCANCE O ACTIVIDAD

INCLUÍDA EN EL CONTRATO

III.1.12.3.4 Cuando se realicen trabajos de electricidad en instalaciones petroleras terrestres

III.1.12.3.5 Cuando se realicen trabajos que impliquen riesgos de lesiones a los ojos en instalaciones petroleras terrestres

III.1.12.3.6 Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras terrestres

III.1.12.4 Cuando se realicen trabajos de electricidad en instalaciones petroleras marinas de PEP o en embarcaciones que le presten servicios a PEP

III.1.13. Trabajos con riego

III.1.13.1 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial






III.1.14.Dispositivos de seguridad para vehículos y equipos de trabajo

III.1.14.1 Cuando se ingresen vehículos al área de riesgo durante trabajos con riesgo potencial en presencia de gases, vapores o líquidos inflamables

III.1.14.2. Cuando se utilicen equipos de combustión interna en áreas de riesgo

III.1.14.3. Cuando se utilicen equipos o se realicen conexiones eléctricas en áreas de riesgo

III.1.14.4. Cuando se utilicen equipos productores de flama

III.1.14.5. Cuando se utilicen equipos rotatorios

III.1.15 Señalización e identificación de productos y equipos


III.1.15.2 Cuando se construyan obras terrestres

III.1.15.3 Cuando se suministren productos, sustancias químicas o equipos a PEP

III.1.16 Respuesta a emergencias

III.1.16.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato


III.1.16.3 Cuando se le presten servicios en embarcaciones a PEP

III.1.16.4 Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras marinas

III.1.17 MANUALES

III.1.17.1 Cuando se suministren equipos a PEP

III.2.SALUD OCUPACIONAL

III.2.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato

III.2.2 Cuando se suministre agua para consumo humano o alimentos en los que se utilice

III.2.3 Ruido en el ambiente laboral

III.2.3.1 Cuando se utilice maquinaria o equipos

III.2.4 Atlas de riesgo

III.2.4.1 Cuando se le arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP

III.2.5 Iluminación

III.2.5.1 Cuando se instalen dispositivos de iluminación


DE: 80

PAG: 137

1

III.2.6 Alimentación, hospedaje y control de plagas

III.2.6.1 Cuando se manejen alimentos en instalaciones petroleras

III.2.6.2 Cuando se le arrienden plataformas habitacionales a PEP

III.2.6.3 Cuando se le suministren alimentos a PEP

III.2.6.4 Cuando se realicen trabajos de control de plagas o desratización

III.2.6.5 Cuando se le presten servicios a embarcaciones a PEP

III.2.7 Servicio Médico

III.2.7.1 Cuando se cuente con servicio médico propio en las instalaciones petroleras

III.3 PROTECCION AMBIENTAL

III.3.1 Estudios de riesgo ambiental


III.3.2 Reporte de cumplimiento ambiental

III.3.2.1

III.3.2.2 Cuando la autoridad emita términos y condicionantes para las actividades incluidas en el alcance del PROYECTO

III.3.3 Agua

III.3.3.1 Cuando se derramen o viertan materiales o residuos peligrosos al mar

III.3.3.2 Cuando se desvíen recursos de agua o se construyan pasos temporales de un cuerpo de agua

III.3.3.3 Cuando se efectúen vertimientos o descargas

III.3.3.4 Cuando se usen o aprovechen aguas nacionales

III.3.3.5 Cuando se generen residuos sólidos

III.3.4 Atmósfera

III.3.4.1 Cuando se utilicen equipos que funcionen con combustibles sólidos

III.3.5 Residuos

III.3.5.1 Cuando se generen Residuos

III.3.5.2 Cuando se le arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP

III.3.5.3 Cuando se generen residuos peligrosos

III.3.5.4 Cuando se generen residuos en instalaciones petroleras marinas

III.3.5.5 Cuando se generen o manejen residuos

III.3.5.6 Cuando se traten o dispongan residuos en instalaciones petroleras

III.3.5.7 Cuando se generen o se manejen residuos

III.3.5.8 Cuando se arrojen residuos alimenticios al mar

III.3.5.9 Cuando se transporten residuos peligrosos o residuos de manejo especial

III.3.5.10 Cuando se manejen residuos peligrosos o residuos de manejo especial

III.3.6 Ruido

III.3.6.1 Cuando se utilice maquinaria o equipo que emita ruido

III.3.7 Seguros contra daños ambientales

III.3.7.1 Cuando se realicen actividades altamente riesgosas en instalaciones petroleras

III.3.8 Planes de contingencia ambiental


III.3.9 Auditorias ambiéntales

III.3.9.1 Cuando se arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP

III.3.9..2 Cuando se arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP


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1

29.2.- Relación de procedimientos básicos y críticos.

Numero de Procedimiento Descripción

PROC.OP.223-21100-PO-411-073 PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR BARRENAS TRICÓNICAS

PROC.OP.223-21100-PO-411-074 PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR BARRENAS DE CORTADORES FIJOS PDC

PROC.OP.223-21100-PO-411-076 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA OPTIMIZACION DE LA HIDRÁULICA.

PROC.OP.223-21100-PO-411-102 PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR EL POZO AL INICIO DE LA INTERVENCIÓN.

PROC.OP.223-21100-PO-411-019 PROCEDIMIENTO PARA LA INTRODUCCIÓN DE APAREJO DE PRODUCCIÓN

PROC.OP.223-21100-PO-411-091 PROCEDIMIENTO PARA LA INTALACION DE CSC

PROC.OP.223-21100-PO-411-092 PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS HIDRÁULICA DE CABEZAL Y CONJUNTO DE PREVENTORES.

PROC.OP.223-21100-PO-411-102 PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR EL POZO AL INICIO DE LA INTERVENCIÓN.

PROC.OP.223-21100-PO-411-103 PROCEDIMIENTO DE INFORMACIÓN NECESARIA PARA EL CONTROL DEL POZO.

PROC.OP.223-21100-PO-411-109 PROCEDIMIENTO PARA ESCARIAR

PROC.OP.223-21100-PO-411-110 PROCEDIMIENTO PARA PERFORAR

PROC. OP 223-2110-PO-411-111 PROCEDIMIENTO PARA PERFORAR BAJO BALANCE

PROC.OP.223-21100-PO-411-114 PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DEL POZO

PROC.OP.223-21100-PO-411-150 PROCEDIMIENTO PARA METER Y SACAR TUBERÍA

PROC.OP.223-21100-PO-411-151 PROCEDIMIENTO PARA EL ARMADO DEL EQUIPO

PROC.OP.223-21100-PO-411-154 PROCEDIMIENTO PARA METER TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

PROC.OP.223-21100-PO-411-200 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORRIDA

PROC. OP. 223-21100-PO-411-201 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIALES CON NIPLE DE SELLOS

PROC. OP. 223-21100-PO-411-202 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO COMPLEMENTOS

PROC. OP. 223-21100-PO-411-203 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTAS

PROC.OP.223-21100-PO-411-244 PROCEDIMIENTO PARA EECTUAR DISPAROS DE PRODUCCIÓN

PROC.OP.223-21100-PO-411-247 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO CBL-VDL-GR-CCL EN AGUJERO ENTUBADO.

PROC.OP.223-21100-PO-411-248 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DE COPLES EN AGUJERO ENTUBADO EN POZOS CON EQUIPO.

PROC.OP.223-21100-PO-411-249 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DESVIACIÓN-CALIBRACION(DR-CAL) EN POZOS CON AGUJERO DESCUBIERTO

PROC.OP.223-21100-PO-411-251 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO LITODENSIDAD-NEUTRON CON RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.

PROC.OP.223-21100-PO-411-252 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO NUETRON-COMPENSADO-RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.

PROC.OP.223-21100-PO-411-249 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DESVIACIÓN-CALIBRACION(DR-CAL) EN POZOS CON AGUJERO DESCUBIERTO

PROC.OP.223-21100-PO-411-251 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO LITODENSIDAD-NEUTRON CON RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.

PROC.OP.223-21100-PO-411-252 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO NUETRON-COMPENSADO-RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.


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Número de

Procedimiento Descripción

223-21100-PO-411-001 Procedimiento de inspección tubular

223-21100-PO-411-008 Procedimiento para despegar tubería

223-21100-PO-411-009 Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores

223-21100-PO-411-010 Procedimiento para control de brotes.

223-21100-PO-411-011 Procedimiento para selección y operación de herramientas de pesca.

223-21100-PO-411-012 Procedimiento de parches para tubería de ademe, cuidados y operaciones.

223-21100-PO-411-013 Procedimiento para herramientas conformadoras para tuberías ademe y operación.

223-21100-PO-411-015 Procedimiento de herramientas reversibles para recuperación de tubería y operación.

223-21100-PO-411-016 Procedimiento para operar herramientas recuperadoras de empacadores

223-21100-PO-411-019 Procedimiento para la introducción de aparejos de producción con empacador integral

223-21100-PO-411-024 Procedimiento para la recuperación de aparejos de producción

223-21100-PO-411-031 Procedimiento parra introducir, anclar y soltar un empacador permanente con la T.F

223-21100-PO-411-032 Procedimiento operativo para lavado del pozo.

223-21100-PO-411-075 Procedimiento para la selección de las condiciones de operación (wr) optimas.

223-21100-PO-411-076 Procedimiento general para determinar la optimización hidráulica.

223-21100-PO-411-078 Procedimiento para determinar la tensión de anclaje de una tubería de revestimiento.

223-21100-PO-411-091 Procedimiento para la instalación de conexiones superficiales de control.

223-21100-PO-411-092 Procedimiento para prueba hidráulica de cabezal y conjunto de preventores.

223-21100-PO-411-093 Procedimiento para pruebas hidráulicas de múltiple de estrangulación.

223-21100-PO-411-094 Procedimiento para prueba hidráulica de la válvula de pie y macho kelly.

223-21100-PO-411-095 Procedimiento para el cambio de medio árbol de válvulas por preventores de reventones.

223-21100-PO-411-096 Procedimiento para la revisión del tazón del cabezal de producción.

223-21100-PO-411-097 Procedimiento para el cambio del conjunto de preventores por el medio árbol de válvulas.

223-21100-PO-411-101 Procedimiento para la verificación de las condiciones de acceso, localización y del medio árbol.

223-21100-PO-411-102 Procedimiento para controlar el pozo al inicio de la intervención.

223-21100-PO-411-103 Procedimiento de la información necesaria para el control del pozo.

223-21100-PO-411-105 Procedimiento para recuperar el aparejo de producción.

223-21100-PO-411-107 Procedimiento para reconocer la boca de liner (b.l.) Con tapón de cemento y/o retenedor.

223-21100-PO-411-109 Procedimiento para escariar TR

223-21100-PO-411-110 Procedimiento para perforar.

223-21100-PO-411-111 Procedimiento para perforar bajo balance.

223-21100-PO-411-112 Procedimiento para reconocer boca de TR corta (liner) y profundidad interior (p.i)

223-21100-PO-411-113 Procedimiento para control de sólidos y remoción mecánica.

223-21100-PO-411-114 Procedimiento para lavado de pozos.

223-21100-PO-411-150 Procedimiento para meter y sacar tuberías.

223-21100-PO-411-151 Procedimiento para el armado del equipo.

223-21100-PO-411-152 Procedimiento para el desarmado de equipo.

223-21100-PO-411-153 Procedimiento para deslizar y cortar cable del tambor principal del malacate.

223-21100-PO-411-154 Procedimiento para meter tuberías de revestimiento.

223-21100-PO-411-155 Procedimiento para operar herramientas de percusión.

223-21100-PO-411-156 Procedimiento para pruebas hidráulicas de conexiones superficiales de control.

223-21100-PO-411-157 Procedimiento para reparación de bomba de lodo.

223-21100-PO-411-158 Procedimiento para string shot.

223-21100-PO-411-159 Procedimiento para conectar y desconectar tubulares.

223-21100-PO-411-200 Procedimiento para cementación de tubería de revestimiento corridas.

223-21100-PO-411-201 Procedimiento para realizar cementaciones de tuberías de revestimiento superficiales con niple de sellos.


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Número de Procedimiento

Descripción

223-21100-PO-411-202 Procedimiento para cementación de tuberías de revestimiento complementos.

223-21100-PO-411-203 Procedimiento para realizar cementación de tuberías de revestimiento cortas.

223-21100-PO-411-204 Procedimiento para realizar cementación de tuberías de revestimiento con extensiones.

223-21100-PO-411-205 Procedimiento para colocar tapón de cemento.

223-21100-PO-411-206 Procedimiento operativo para colocar un tapón de cemento forzado.

223-21100-PO-411-207 Procedimiento operativo para efectuar una prueba de alijo.

223-21100-PO-411-208 Procedimiento para realizar prueba de presión con empacador recuperable.

223-21100-PO-411-209 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con empacador recuperable

223-21100-PO-411-210 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con retenedor de cemento permanente.

223-21100-PO-411-211 Procedimiento operativo para efectuar bombeos diversos con unidad de alta presión.

223-21100-PO-411-213 Procedimiento operativo para efectuar estimulaciones de limpia.

223-21100-PO-411-243 Procedimientos para ejecución de operaciones especiales de recuperación de tuberías atrapadas.

223-21100-PO-411-244 Procedimiento para efectuar disparos de producción.

Nota: Los procedimientos operativos aplicables durante el desarrollo del PROYECTO deberán ser consultados en el sistema SIMAN.


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30.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN

30.1.- Objetivo

Objetivo de la terminación

Obtener producción comercial de hidrocarburos de las rocas calcareas del Cretácico Medio con TR

de explotación cementda de 5” y un aparejo de producción de 3 ½” con mandril para sistema artificial

de Bombeo Neumático

30.2.- Características de la Formación

No. Formación Litología Arcilla (%) Φ

(%) Sw (%)

k (md)

1 KM Carbonatos --- 2 30 ---

30.3.- Información Estimada del Yacimiento

Pozo Intervalo Formación Litología

(%) Producción

(bpd/mmpcd) Temp.

(°C) Presión

(psi)

% Mol

H2S CO2

A-24 ---- Cretácico

Medio Aceite negro

1300/2.19 109

(Artesa 22) 4,010

0.08 (Artesa

22)

23.5 (Artesa

22)

30.4.- Fluidos Esperados.

Gastos RGA Temp Presión

yac. % Mol

°API Aceite (bpd)

Gas mmpcd

Agua (bpd)

m3/ m

3 (°C) (kg/cm

2)) H2S CO2

600 0.8 --- --- 109 4010 0.08 23.5 ---

Nota: Valores referenciales fueron tomados de Análisis de productividad y Base de usuario.

Actualizado: 29-07-2013


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30.4.1.- Fluidos Aportados Pozos Correlación

Artesa 24


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1

Artesa 22


DE: 87

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1

Artesa 21


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1

30.5.- Sistema de Explotación

El mecanismo de explotación está diseñado de acuerdo a las presiones esperadas y al análisis de productividad resultando la necesidad de la implementación de un Sistema Artificial de Producción de Bombeo Neumático y Niple NO-GO mas camisa perfil F para sistema de artificial de producción Bombeo Hidraulico. Además de incluir los sensores de fondo y en cabeza para el monitoreo continuo de presión y temperatura.

30.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Producción

Las tuberías de explotación serán TR de 9 ⅝”, liner de 7” y liner de 5”; el aparejo de producción

de acuerdo al análisis de productividad es de 3 ½”.

Existe evidencia en los campos análogos y por correlación de la presencia de CO2, por lo cual se consideran en el diseño los factores de temperatura y profundidad para definir la distribución de tubería requerida de material resistente la corrosión, de acuerdo a la guía de diseño vigente.

30.7.- Fluidos de Terminación

Tipo Descripción Densidad (gr/cm)

Volumen (m³)

Aditivos Observaciones

Empacante Fluido

empacante 1.0 ± 86

Biocida Anticorrosivo

---

Inducción Nitrógeno 0.81* ± 50,000 --- Inducción de pozo

Estimulación HCL 1.07 ± 100 HCL, Solventes,

Divergentes Fluidos de Estimulación


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30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada

30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación

30.9.- Registros

REGISTRO INTERVALO

(m) OBSERVACIONES

Ultrasónico de cementación

3,620 - 3,483 Verificar adherencia y calidad de la cementación en liner de 5””

Giroscópico 3,620 - 0 Definir la trayectoria del pozo y se efectuará en caso de no

haberse corrido en la última etapa de perforación

30.10.- Limpieza de Pozo

Se lavará el pozo con agua filtrada libre de sólidos, menor de 25 NTU de turbidez o contenido de sólidos menor al 0.2% en el fluido de retorno y con herramientas de limpieza como niple de aguja, cepillos y escariadores en cascada para liner de 7” y liner de 5”.

Pozo Intervalo (md) Formación Temp.

(°C) Presión

(psi)

A-22

3,440 – 3,494 Aceite negro 117 4,053

ARTESA 24 3,605 – 3,620 3,628 – 3,647

98% aceite, 1% agua, salin: 54000ppm,

Qaceite: 936.1bpd,

Qagua: 0.94bpd

--- Por 3/8” Ptp: 610psi,

ARTESA 26 3423 - 3466 Ranurado

65% aceite, 35% agua, Qaceite: 1101bpd

--- Por 5/8” Ptp= 597


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30.11.- Diseño del Aparejo de Producción

Descripción D.E. D.I. Drift

(pg)

Peso Grado Junta

LONG Intervalo (mdbmr)

(pg) (pg) lb/pie (m) De A

Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop.

4 1/16 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 0.25 3299.75 3300.00

3 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 27.90 3271.85 3299.75

Empacador hidráulico semi-permanente modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop

5.602 2.750 2.625 35 ALLOY VamTop 2.23 3269.62 3271.85


Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop X

8HHR 1.91 3258.37 3260.28

NIPLE NO-GO 3.500 2.312

9.2 N-80 8HHR 0.31 3258.06 3258.37

Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 8HRR X Vam

top 1.90 3256.16 3258.06

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.750 2.867 9.2 N-80 VamTop 9.35 3246.81 3256.16

Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°) 5.250 2.812 2.562 9.2 ALLOY VamTop 1.25 3245.56 3246.81

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto 3 1/2 2.750 2.867 9.2 N-80 VamTop 9.30 3236.26 3245.56

Mandril porta sensor 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 2.90 3233.36 3236.26


Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 2.67 3175.95 3178.62

N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 1353.48 1822.47 3175.95

N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 TRC-95 VamTop 1810.35 12.12 1822.47

Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M 3 1/2 2.992 2.867 9.2 TRC-95 VamTop 0.45 11.67 12.12

E.M.R 11.67 0.00 11.67

NOTAS:

De acuerdo a la información de pozos correlación, se espera la presencia de gases amargos, por lo que el diseño está considerando los factores de temperatura y ambientes corrosivos.

Solicitar con anticipación tuberías y accesorios


DE: 91

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1

30.11.1.- Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”

Condiciones de carga Factor de diseño (PEP)*

Presión Interna 1.125

Colapso 1.125

Tensión Junta 1.80

Tensión Cuerpo 1.50

Triaxial 1.25

*Factores de diseño de la guía de terminación.

30.11.2.- Apriete Óptimo

Diámetro

(pg) Grado

Peso (lb/p)

Conexión D.I. (pg)

Drift (pg)

Apriete Opt. (lbs-pie)

Apriete Máx. (lbs-pie)

3 ½” TRC-95 9.20 VAMTOP 2.992 2.867 3,020 3,320

3 ½” L-80 9.20 VAMTOP 2.992 2.867 2,900 3,190

30.12.- Diseño de Empacador y accesorios del Aparejo de Producción.

PROFUNDIDAD

DESCRIPCION PESO LB/PIE

GRADO

DIAMETROS RESISTENCIA

ID OD DRIFT

TENSION

(1000Xlbsf)

CONEXION

(1000X lbsf)

P. COLAP

SO

(psi)

P. INT. (psi) DE A

3269.62 3271.85

Empacador hidráulico semi-permanente

modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop

35 ALLOY 2.750 5.602 2.625 Máx. ΔP: 10000

psi Máx Tem: 204 ºC

14181 12736

3258.06 3258.37 NIPLE NO-GO 9.2 N-80 3.5 2.312 2.75 12880 14120

3245.56 3246.81 Camisa deslizable CMD

Perfi F (T. Max 160°) 9.2 ALLOY 2.812 5.562 2.812

P trabajo:10000psi Máx Tem:176 ºC

10350 10350

3233.36 3236.26 Mandril porta sensor 9.2 N-80 2.992 3 1/2 2.867 285 13970 13530

3175.95 3178.62 Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy

9.2 N-80 2.992 3 1/2 2.867 285 13970 13530


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1

30.13.- Presiones criticas durante los tratamientos.

Descripción

Presión en el aparejo de producción (psi) Observaciones

Superficie (Ps) Fondo

Inducción 0 0 Considerando aparejo vacío.

Estimulación* ±3,500 Ph + Ps Fluido de estimulación HCl al 15% - 1.075 gr/cc.

Respaldar la TP con diferencial EA-AP de 2000psi

Producción ±500 Pwf Fluyente (25 °API)

* Se debe de considerar el respaldo en TR sin llegar al límite de presión de T.R´s y accesorios de terminación.

30.14.- Diseño de Disparos

Pistolas Densidad

(c/m) Fase

(grados) Penetración

(pg) Diámetro

(pg) Explosivo

Temp. Trabajo

(°C)

Técnica de disparo

Observaciones

PSE 2 ⅛”

20 45° 9.37 0.48 HMX 185 Bajo balance Pistolas

desechables

(*) Con el pozo hermético, con empacador del aparejo anclado y sistema en seno de fluido limpio.

30.15.- Diseño de estimulaciones.

El diseño de la estimulación estará sujeto a las condiciones reales observadas de los fluidos de la formación aportados y recuperados durante el trabajo de inducción del pozo. El tipo y volumen de fluido requerido para la estimulación del pozo deberá ser definido en forma conjunta con la UNP. El diseño debe considerar que la disolución de material calcáreo en zonas fracturadas puede comunicar fracturas productoras de agua salada.


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30.16.- Conexiones Superficiales De Control.

30.16.1.- Descripción General Del Árbol De Producción

Nota: Se debe de considerar las adecuaciones necesarias para poder instalar el sensor de cabeza y de fondo

DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL DE PRODUCCIÓN

13 ⅝" 5M, Cabezal soldable, Semicompacto 13 ⅝" x 11” 5M

13 3/8” x 9 5/8” x 3 1/2” 5 M, Medio Árbol


DE: 94

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1

30.17.- Pozos De Correlación

ARTESA 24

RESUMEN DE LA TERMINACIÓN

Perforó a 3700m, se introdujo el liner de 5” dejando de 3650-3593m tubería perforada con agujero de ¾”, 13perforaciones por metro.

Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15% alcanzando una

Pmáx=3,500psi.


DE: 95

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ARTESA - 22

RESUMEN DE LA TERMINACIÓN

Disparó con pistolas Scallop 2” de 2 cpm los intervalos 3,449 – 3,461m y 3,482 – 3,494m e inyectó 2m3 de ácido acético alcanzando Pmáx=2,500 psi con Q=1 bpm; se represionó T.R. con 2,000 psi. Al abrir el pozo por ½” abatiéndose a cero en 10 min.

Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15%

alcanzando una Pmáx=3,500psi.

SELLOS MV

3,449-3,461m

3,482-3,494m

Qo=900 [bpd]; Qgi=1.16 [mmpcd]; Ptp=72

[kg/cm2]; Ø Est.= 1/2”; °API=25

KM


DE: 96

PAG: 137

1

ARTESA - 21

RESUMEN DE TERMINACIÓN

Disparó con pistolas Scallop 1 9/16” de 4 cpm el intervalo 3,476-3,530m .

Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15% alcanzando una Pmáx=1,700psi con ¾ bpm; represionó T.R. con 500 psi.

KM Qo=1,006 [bpd]; Qgi=1.47 [mmpcd]; Ptp=53

[kg/cm2]; Ø Est.= 1/2”; °API=25


DE: 97

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1

ARTESA - 26


DE: 98

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1

30.18.- Programa De Intervención

No. Actividad Global ACTIVIDAD ESPECÍFICA - DESCRIPCIÓN DE LA OPERACIÓN Tiempo estim (hrs.)

Tiempo (dias)

Tiempo acum. (días)

ACTIVIDADES PREVIAS A LA TERMINACIÓN

1

RECONOCER PI

Reconocer boca de liner de 7” y de 5”:

Con molino 5 ⅞”, para TR de 7” (32 lbs/pie, ID=6.094”, Drift = 5.969”) reconocer la BL de 5” a +/- 3,280 md. Circular homogenizando columnas.

Con molino 4⅛”, para Liner de 5” (18 lbs/pie, DI=4.276”, Drift =4.151”) reconocer P.I. a ±3,620 md, circular y sacar a superficie.

.

Resistencia a la P. Int. TR 9 ⅝”, 47#, TRC- 95 = 8,150 psi (80% = 6,520 psi) Resistencia a la P. Int. TR 9 ⅝”, 47#, P-110 = 9,440 psi (80% = 7,552 psi) Resistencia a la P. Int. TR 7” , 32#, P-110 = 12,460 psi (80% = 9,968 psi) Resistencia a la P. Int. TR 5” , 18#, N-80 = 10,140 psi (80% = 8,112 psi)

72 3.0 3.0

INICIO DE LA TERMINACIÓN

2 ESCARIAR TR´s

Con niple de aguja 2 ⅞” y sarta equipada con escariador para liner de 7”:

Reconocer y escariar:

a) En liner de de 7” (32 lbs/pie, ID=6.094”, Drift = 5.969”) hasta la profundidad de +/- 3,400 md (B.L. 5”).

b) En liner de liner 5” (18 lbs/pie, ID=4.276”, Drift=4.151”) meter niple de aguja a ±3,620 md (P.I.).

36 1.5 4.5

3 LAVADO DE

POZO

a) Con niple de aguja 2 ⅞” en el fondo, desplazar a alto gasto F.C. E.I

0.98 gr/cc por agua filtrada libre de sólidos, 25 NTU, circular y lavar el pozo, dejando un bache con KCL (± 4m³) frente al intervalo a disparar en la formación perteneciente al KM.

b) Observar pozo y sacar niple de aguja y herramientas de limpieza a superficie TxT.

12 0.5 5

4 TOMAR

REGISTROS

Tomar registro giroscópico, en caso de no haberse tomado durante la perforación.

a) Con U.R.E, prestacable y sonda de cia. Gyrodata tomar registro giroscópico de +/-3619m (1 m arriba de la PI) a superficie previa calibración.

b) En caso de encontrar alguna resistencia por minima que sea durante la calibrada en la tubería ranurada, sacar sonda a superficie y tomar el registro giroscópico de esa profundidad a la superficie.

12 0.5 5.5


DE: 99

PAG: 137

1

5

INTRODUCCIÓN DEL APAREJO DE

PRODUCCIÓN

Meter aparejo de producción sencillo de 3 ½” TRC-95 y N-80 de 9.2 lb/pie, VAMTOP a ±3,300 md, (dejando emboquillado dentro del liner de 5”) equipado con empacador integral hidráulico recuperable p/TR de 7”, 32 lb/pie, para una presión diferencial de 7,500 psi y camisa deslizable de 3 ½”, midiendo y calibrando TP 3 ½” con 2.867” de acuerdo a la siguiente distribución:

Descripción LONG Intervalo (mdbmr)

(m) De A

Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop.

0.25 3299.75 3300.00

3 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 27.90 3271.85 3299.75


2.23 3269.62 3271.85

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 9.34 3260.28 3269.62

Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr 1.91 3258.37 3260.28

NIPLE NO-GO 0.31 3258.06 3258.37

Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 1.90 3256.16 3258.06

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop 9.35 3246.81 3256.16

Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°) 1.25 3245.56 3246.81

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto 9.30 3236.26 3245.56

Mandril porta sensor 2.90 3233.36 3236.26

6 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 54.74 3178.62 3233.36

Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy 2.67 3175.95 3178.62

N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 1353.48 1822.47 3175.95

N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop 1810.35 12.12 1822.47

Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M 0.45 11.67 12.12

E.M.R 11.67 0.00 11.67

CONSIDERACIONES DURANTE LA INTRODUCCIÓN:

a. Medir y calibrar exterior e interiormente cada uno de los accesorios que se introduzcan al pozo.

b. Velocidad máxima recomendada para bajar el empacador =

9.2 m/min.

c. Verificar el número de pernos para expulsar el asiento de

canica.

d. Evitar giros bruscos de la tubería.

e. Aplicar grasa en el piñón de cada conexión, “no a la caja”.

f. Aplicar apriete con el óptimo recomendado.

48 2.0 7.5


DE: 100

PAG: 137

1

g. Calibrar aparejo de T.P. 3 ½”, 9.20 lb/pie con 2 1/2” @ +/- 3247

m debajo de la camisa de circulacion.

Ajuste del empacador (*):

a. Meter aparejo de producción 3 1/2”, 9.2 lb/pie, N-80, VAM TOP a +/- 3271 m el empacador y el extremo a 3300 mts.

b. Con ULA, calibrar con S.P. 2 ½” hasta +/- 3230 m (camisa) c. Ajustar profundidad de anclaje del empacador a ± 3,271 m.

d. Instalar colgador integral T.P. 3 ½” (11” x 3 1/8”x 2 1/16”, 5M

psi, 9.20#/p, TRC-95) verificar apriete con dinamómetro.

e. Bajar colgador integral para verificar elevación mesa rotaria

y que la bola colgadora llegue a su nido (sin cargar peso del

aparejo), apretar yugos.

f. Arrojar canica 1 ½” y esperar a que por gravedad llegue y se

aloje en el asiento expulsable.

g. Represionar directo por TP (+/- 3,000 psi) para anclar el empacador hidráulico recuperable p/TR 7”, 32 lb/pie a la profundidad de ± 3,271 m, continuar el represionamiento (+/- 4,000 psi) para expulsar el asiento de la canica.

h. Con ULA y con S.P. de 2.25” calibrar hasta +/- 3620 m P.I. i. Colocar válvula “H”.

Notas:

a. No se debe bombear fluidos para acelerar el viaje de la

canica ya que podría dar como resultado un anclaje

deficiente del empacador.

b. Verificar presiones en TP y espacio anular, desfogar T.P. y

E.A. a cero.

c. Antes de empezar a represionar para anclar el empacador, se

debe verificar el nivel del pozo. Si el pozo no está lleno, se

deberá sumar la presión hidrostática generada al momento de

llenar la TP + la presión manométrica aplicada. La suma de

ambas presiones será la que anclará al empacador.

(*) De acuerdo al procedimiento operativo de compañía de servicio.

6 CALIBRAR APAREJO

a) Con T.F. y calibrador para aparejo de producción 3½”, 9.2#/ (Drift mínimo de 2.75” en camisa de circulación) utilizando sello de plomo

de 2 ¼” para verificar el paso libre de las herramientas.

12 0.5 8

7 DESPLAZAR

FLUIDOS

a) Abrir camisa de circulación con presión en el E.A. (± 2,000 psi). b) Desplazar el fluido de terminación por aceite deshidratado (± 115 m3). c) Meter operadora y cerrar camisa. d) Colocar válvula H.

12 0.5 8.5


DE: 101

PAG: 137

1

8 INSTALAR CSC

a) Eliminar campana, línea de flote, charola ecológica y conjunto de preventores.

b) Instalar medio árbol de válvulas (11” x 3 1/8”x 2 1/16”, 5M psi, 9.20 lb/p, TRC-95) y líneas superficiales de control.

c) Recuperar válvula “H”. d) Efectuar las pruebas de C.S.C. con 5,000 psi. e) Con personal de producción efectuar amarre definitivo a batería f) Instalar equipo de medición y separación de dos fases.

48 2.0 10.5

9 DISPARAR

a) Disparar los intervalos prospectivos en la formación KM

(seleccionados de acuerdo a interpretación de registros), utilizando pistolas expuestas desechables 2⅛”, Fase 45º, 20 c/m, explosivo (14.5 gr) HMX.

b) Observar el comportamiento del pozo. Notas:

Con pozo lleno de agua y datos estimados de presión de yacimiento, la presión diferencial esperada al disparo: ± 54 kg/cm² (765psi) a ±3,400mv en contra de la formación, por lo que se recomienda vaciar pozo hasta ±1,250m para generar una Ph=±1,000 psi a favor de la formación y así disparar bajo balance, con la finalidad de evitar dañar de manera adicional a la formación. Acuerdo a la temperatura real del pozo, se deberá ajustar el explosivo a HMX.

Intervalo a definir con los registros eléctricos tomados durante la perforación

48 2.0 12.5

10

EVAUAR INTERVALO FORMACIÓN

KM

APERTURA DEL POZO Y DEFINICIÓN DEL INTERVALO FORMACIÓN KM Consideraciones: (de manifestar presión en superficie)

a) Abrir pozo a la presa de quema por T.P. utilizando estrangulador variable por ⅛”, ¼” y ⅜”, desalojando inicialmente fluido de lavado de pozo hasta aportar fluidos del yacimiento (aceite y gas).

En caso de aportar aceite y gas:

a) Evaluar comportamiento del pozo. b) Recuperar muestras de aceite en superficie para efectuar pruebas

de compatibilidad con los sistemas ácidos; en caso de requerirse, efectuar tratamiento de limpieza (pasar al punto: “TRATAMIENTO DE LIMPIEZA”).

c) Efectuar medición del pozo, en base al programa de medición del Activo.

120 5 17.5


DE: 102

PAG: 137

1

En caso de aportar agua salada: b) Abandonar el intervalo disparado en la formación KM y esperar

indicaciones del activo para probar siguiente intervalo, que se definirá de acuerdo la interpretación de los registros geofísicos a tomar durante la perforación del pozo.

En caso de inducir pozo:

a) Bajar tubería flexible 1 ½” por etapas de 500 m. desplazando el agua por nitrógeno hasta la profundidad de inducción del pozo (extremo del aparejo, en caso necesario hasta la cima del intervalo), monitoreando los fluidos producidos.

b) Al momento de observar ganancia del fluido, suspender introducción de la tubería flexible.

c) A pozo cerrado recuperar tubería flexible a superficie. d) Abrir pozo y pasar a la presa de quema, desalojando fluidos del

mismo. e) Al aportar aceite y gas, observar y definir.

f) Efectuar medición del pozo, en base al programa de medición del

Activo. g) Si el pozo no produce con el potencial esperado, recuperar

gradientes y muestras de fondo (con U.L.A.). Nota: De acuerdo a los resultados de los registros y análisis de las muestras tomados con U.L.A. se definirán las acciones a seguir, tales como: Disparar o re-disparar, realizar tratamientos de: limpieza, estimulación ó fracturamiento hidráulico, entre otros.

En caso de no observar aportación del pozo:

a) Con U.A.P., efectuar prueba de admisión, si la prueba de admisión al intervalo disparado, es mayor a 8,500psi, colocar con U.T.F. 3 m³ de HCL 7.5% y repetir prueba; si no admite, dependiendo del comportamiento del pozo, definir el programa a seguir: Nuevo disparo, re-disparo o cambio de zona (no contemplado en este programa, ni en el costeo del pozo).

b) Bajar tubería flexible 1½” por etapas de 500m. desplazando fluidos del pozo con agua nitrogenada a la profundidad de inducción del pozo (extremo del aparejo, en caso necesario hasta la cima del intervalo), monitoreando los fluidos producidos.

c) Sacar tubería flexible a superficie. d) De ser necesario efectuar estimulación de limpia.

e) Recuperar gradientes y muestras de fondo: (con U.L.A.). f) Realizar prueba de Presión – Producción al intervalo.

TRATAMIENTO DE LIMPIEZA:

Efectuar tratamiento de limpieza a la formación, previa prueba de admisión, considerando un volumen equivalente a tener penetración


DE: 103

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1

de 3 pies en forma radial.

Consideración previa al tratamiento:

a) Efectuar pruebas de laboratorio de compatibilidad y cinética de reacción del fluido producido con el sistema ácido.

Observaciones:

a) Fluir pozo hasta su limpieza, utilizando inicialmente estranguladores 1/8”, ¼” y 3/8”, posteriormente fluir de acuerdo a la presión observada en T.P.

b) Evaluar tratamiento.

c) En caso de no fluir abandonar intervalo conforme a procedimiento.

TIEMPO UN INTERVALO EN FORMACION KM = 17.5 DIAS

Nota: Este programa está sujeto a cambios durante su desarrollo.


DE: 104

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1

30.19.- Estado Mecánico Propuesto, intervalo KM

DISTRIBUCIÓN DE APAREJO

DESCRIPCION PROFUNDIDAD

Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop. 3299.75 3300.00

3 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3271.85 3299.75


3269.62 3271.85

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3260.28 3269.62

Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr 3258.37 3260.28

NIPLE NO-GO 3258.06 3258.37

Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 3256.16 3258.06

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop 3246.81 3256.16

Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°) 3245.56 3246.81

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto 3236.26 3245.56

Mandril porta sensor 3233.36 3236.26

6 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3178.62 3233.36

Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy 3175.95 3178.62

N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 1822.47 3175.95

N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop 12.12 1822.47

Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M 11.67 12.12

E.M.R 0.00 11.67


DE: 105

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1

30.20.- R equerimiento de Equipos, Materiales y Servicios

30.20.1.- Equipos

Descripción Observaciones

EQUIPO PMX-403 Sacar y meter aparejos de trabajo y definitivo

LINEA DE ACERO Reconocer PI, abrir /cerrar camisa, calibrar

UNIDAD DE ALTA PRESIÓN Pruebas de admisión (de requerirse obturar intervalos abiertos)

UNIDAD DE REGISTROS Registro de cementación, giroscópico, disparar intervalos

U. DE PRUEBAS HIDRAULICAS

Probar CSC, cabezal, preventor y árboles

UNIDAD DE NITROGENO Desplazar fluidos

U. TUBERIA FLEXIBLE Desplazar fluidos, Reconocer PI, abrir /cerrar camisa, calibrar

EQUIPO DE MEDICION Aforo y medición

30.20.2.- Materiales y Servicios

CANT U.M. DESCRIPCIÓN RESPONSABLE

1,800 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” TRC-95, 9.2 LB/PIE, VAMTOP UNP

1,500 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” L-80, 9.2 LB/PIE, VAMTOP UNP

1 SERV PRUEBAS HIDRAULICAS UNP

1 SERV RENTA DE GEOMEMBRANA UNP

60 DIAS RENTA DE TRAILER HABITACION (3) UNP

1 SERV RENTA DE MOLINOS, ESCAREADOR, MARTILLOS, PESCANTES Y ZAPATAS

UNP

400 20 L AGUA PARA PERSONAL UNP

400 BOLSA HIELO PARA PERSONAL UNP

1 SERV ASESORIA DE SEGURIDAD UNP

2 SERV TRANSPORTE DE FLUIDOS ACTIVO

2 SERV BOMBEO DE N2 UNP

1 SERV TOMA DE REGISTRO UNP

1 PZA EMPACADOR INTEGRAL HIDRÁULICO RECUPERABLE PARA TR DE 7” 32 LB/PIE DE 7,500 PSI.

UNP

1 PZA CAMISA DESLIZABLE MECÁNICA 3 ½” UNP

1 PZA MANDRIL DE BOLSILLO PARA VÁLVULA DE BN ACTIVO 1 PZA VÁLVULA DE BN ACTIVO 1 SERV REGISTRO ULTRASÓNICO DE CEMENTACIÓN UNP


DE: 106

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1

30.21.- Costos Estimados de la Terminación

INSUMOS DE LA INTERVENCIÓN INFERIOR TOTALES

INTERVALO

AGUA PURIFICADA PARA PERSONAL 8,100.00 8,100.00

CAMISA 84,257.00 84,257.00

EMPACADOR RECUPERABLE 195,890.86 195,890.86

EQUIPO DE CONTROL DE PRESION 135,036.68 135,036.68

ESCARIADOR 44,787.77 44,787.77

HIELO 6,752.02 6,752.02

LETRINAS 24,325.81 24,325.81

MOLINO 7,357.64 7,357.64

NIPLE DE SELLOS 109,752.41 109,752.41

NITROGENO 450,000.00 450,000.00

REGISTRO SONICO DE CEMENTACION 813,864.51 813,864.51

SERVICIO DE APRIETE 160,999.52 160,999.52

SERVICIO DE APRIETE COMPUTARIZADO 16,031.00 16,031.00

SERVICIO DE BACHE 153,324.25 153,324.25

SERVICIO DE DISPARO 2,038,793.63 2,038,793.63

SERVICIO DE ESTIMULACION 1,121,818.88 1,121,818.88

SERVICIO DE FLUIDO 337,841.47 337,841.47

SERVICIO DE INDUCCION 1,393,630.66 1,393,630.66

SERVICIO DE TUBERIA FLEXIBLE 906,753.50 906,753.50

TRAILER HABITACION 105,600.59 105,600.59

TUBERIA DE PRODUCCION 4,124,900.00 4,124,900.00

Total Insumos por Intervalo : 12,239,818.20 12,239,818.20

30.21.1.- Costo Integral de la Intervención.

CUOTAS Y TARIFAS APLICADAS

A LA INTERVENCIÓN

INFERIOR TOTALES INTERVALO

TARIFA DE LOGISTICA 0.00 0.00 TARIFA DE MANTENIMIENTO DE EQUIPO 952,870.82 952,870.82 TARIFA DE MOVIMIENTO DE EQUIPO 0.00 0.00 TARIFA DE OPERACION DE EQUIPO 3,527,818.20 3,527,818.20

Total Cuotas Y Tarifas por Intervalo :

4,480,689.02 4,480,689.02

TOTALES DE LA INTERVENCIÓN COSTOS DIRECTOS POR FASE $16,720,507.22 $16,720,507.22

COSTOS INDIRECTOS POR FASE $1,246,232.00 $1,246,232.00 SUBTOTAL DE FASE $17,966,739.22 $17,966,739.22 FACTOR DE RIESGO (0%) $0.00 $0.00 TOTAL DE INTERVALO : $17,966,739.22 $17,966,739.22

COSTO INTEGRAL DE LA INTERVENCION:

$17,966,739.22


DE: 107

PAG: 137

1

30.21.2.- Costo Integral de la Intervención.

Costo Directo: $16,720,507.22 MN, con 1 intervalo en KM.


DE: 108

PAG: 137

1

30.22.- Procedimientos Operativos

Número de

Procedimiento Descripción

223-21100-PO-411-001 Procedimiento de inspección tubular

223-21100-PO-411-008 Procedimiento para despegar tubería

223-21100-PO-411-009 Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores

223-21100-PO-411-010 Procedimiento para control de brotes.

223-21100-PO-411-011 Procedimiento para selección y operación de herramientas de pesca.

223-21100-PO-411-012 Procedimiento de parches para tubería de ademe, cuidados y operaciones.

223-21100-PO-411-013 Procedimiento para herramientas conformadoras para tuberías ademe y operación.

223-21100-PO-411-015 Procedimiento de herramientas reversibles para recuperación de tubería y operación.

223-21100-PO-411-016 Procedimiento para operar herramientas recuperadoras de empacadores

223-21100-PO-411-019 Procedimiento para la introducción de aparejos de producción con empacador integral

223-21100-PO-411-024 Procedimiento para la recuperación de aparejos de producción

223-21100-PO-411-031 Procedimiento para introducir, anclar y soltar un empacador permanente con la T.F

223-21100-PO-411-075 Procedimiento para la selección de las condiciones de operación (wr) optimas.

223-21100-PO-411-076 Procedimiento general para determinar la optimización hidráulica.

223-21100-PO-411-078 Procedimiento para determinar la tensión de anclaje de una tubería de revestimiento.

223-21100-PO-411-091 Procedimiento para la instalación de conexiones superficiales de control.

223-21100-PO-411-092 Procedimiento para prueba hidráulica de cabezal y conjunto de preventores.

223-21100-PO-411-093 Procedimiento para pruebas hidráulicas de múltiple de estrangulación.

223-21100-PO-411-094 Procedimiento para prueba hidráulica de la válvula de pie y macho kelly.

223-21100-PO-411-095 Procedimiento para el cambio de medio árbol de válvulas por preventores de reventones.

223-21100-PO-411-096 Procedimiento para la revisión del tazón del cabezal de producción.

223-21100-PO-411-097 Procedimiento para el cambio del conjunto de preventores por el medio árbol de válvulas.

223-21100-PO-411-101 Procedimiento para la verificación de las condiciones de acceso, localización y del medio árbol.

223-21100-PO-411-102 Procedimiento para controlar el pozo al inicio de la intervención.

223-21100-PO-411-103 Procedimiento de la información necesaria para el control del pozo.

223-21100-PO-411-105 Procedimiento para recuperar el aparejo de producción.

223-21100-PO-411-107 Procedimiento para reconocer la boca de Liner (B.L.) Con tapón de cemento y/o retenedor.

223-21100-PO-411-109 Procedimiento para escariar TR.

223-21100-PO-411-110 Procedimiento para perforar.

223-21100-PO-411-112 Procedimiento para reconocer boca de TR corta (Liner) y profundidad interior (P.I)

223-21100-PO-411-113 Procedimiento para control de sólidos y remoción mecánica.

223-21100-PO-411-114 Procedimiento para lavado de pozos.

223-21100-PO-411-150 Procedimiento para meter y sacar tuberías.

223-21100-PO-411-151 Procedimiento para el armado del equipo.

223-21100-PO-411-152 Procedimiento para el desarmado de equipo.

223-21100-PO-411-155 Procedimiento para operar herramientas de percusión.

223-21100-PO-411-156 Procedimiento para pruebas hidráulicas de conexiones superficiales de control.

223-21100-PO-411-159 Procedimiento para conectar y desconectar tubulares.

223-21100-PO-411-205 Procedimiento para colocar tapón de cemento.

223-21100-PO-411-206 Procedimiento operativo para colocar un tapón de cemento forzado.

223-21100-PO-411-207 Procedimiento operativo para efectuar una prueba de alijo.

223-21100-PO-411-208 Procedimiento para realizar prueba de presión con empacador recuperable.

223-21100-PO-411-209 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con empacador recuperable

223-21100-PO-411-210 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con retenedor de cemento permanente.

223-21100-PO-411-211 Procedimiento operativo para efectuar bombeos diversos con unidad de alta presión.

223-21100-PO-411-213 Procedimiento operativo para efectuar estimulaciones de limpia.

223-21100-PO-411-243 Procedimientos para ejecución de operaciones especiales de recuperación de tuberías atrapadas.

223-21100-PO-411-244 Procedimiento para efectuar disparos de producción.


DE: 109

PAG: 137

1

31.- ANEXOS

ANEXO A: Geopresiones

Prof. Prof. Grad. Poro

Fractura Total


Fractura Total

MD TVD gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc

45.42 45.42 1.04 1.32 501.50 501.50 1.00 1.50

90.84 90.84 1.02 1.40 516.64 516.64 0.95 1.47

113.55 113.55 1.05 1.43 518.54 518.54 0.86 1.42

145.72 145.72 1.04 1.45 528.00 528.00 0.92 1.46

172.21 172.21 1.05 1.46 535.57 535.57 0.94 1.46

200.60 200.60 1.03 1.46 541.24 541.24 0.94 1.47

255.48 255.48 1.06 1.49 548.81 548.81 0.98 1.49

283.87 283.87 1.04 1.48 560.17 560.17 0.98 1.49

300.00 300.00 1.07 1.50 567.74 567.74 0.96 1.48

314.15 314.15 1.05 1.49 584.77 584.77 0.96 1.48

333.07 333.07 1.02 1.48 592.34 592.34 0.99 1.50

342.54 342.54 0.89 1.42 598.02 598.02 0.99 1.50

352.00 352.00 0.99 1.47 613.16 613.16 1.02 1.51

353.89 353.89 0.96 1.45 622.62 622.62 1.03 1.52

357.68 357.68 0.89 1.42 628.30 628.30 1.02 1.52

369.03 369.03 0.94 1.44 632.08 632.08 1.02 1.52

378.49 378.49 0.97 1.46 641.55 641.55 0.99 1.51

382.28 382.28 1.00 1.48 647.22 647.22 0.99 1.51

387.96 387.96 1.06 1.51 651.01 651.01 0.99 1.51

393.63 393.63 1.06 1.51 656.68 656.68 0.98 1.50

397.42 397.42 0.91 1.44 660.47 660.47 0.96 1.49

399.31 399.31 1.02 1.49 668.04 668.04 0.96 1.49

401.20 401.20 0.86 1.41 679.39 679.39 0.97 1.50

414.45 414.45 0.84 1.40 692.64 692.64 1.00 1.52

420.13 420.13 0.86 1.41 702.10 702.10 1.00 1.52

422.02 422.02 0.89 1.43 704.00 704.00 0.99 1.51

427.70 427.70 0.96 1.46 717.24 717.24 1.00 1.52

431.48 431.48 0.99 1.48 734.28 734.28 1.02 1.53

435.27 435.27 0.94 1.45 745.63 745.63 1.05 1.54

444.73 444.73 0.97 1.47 753.20 753.20 1.03 1.53

450.41 450.41 0.92 1.45 768.34 768.34 1.02 1.53

456.08 456.08 0.95 1.46 777.80 777.80 1.02 1.53

469.33 469.33 0.98 1.48 791.05 791.05 1.03 1.54

478.79 478.79 1.00 1.49 809.97 809.97 1.08 1.57

488.26 488.26 1.04 1.51 819.44 819.44 1.08 1.57

827.01 827.01 1.06 1.56 1159.32 1159.32 0.92 1.51

842.15 842.15 1.02 1.54 1166.14 1166.14 0.90 1.50


DE: 110

PAG: 137

1


Fractura Total


Fractura Total


847.82 847.82 1.00 1.53 1171.81 1171.81 0.96 1.53

862.96 862.96 1.00 1.53 1176.36 1176.36 0.99 1.55

878.10 878.10 1.03 1.55 1179.76 1179.76 1.04 1.57

891.35 891.35 1.05 1.56 1182.03 1182.03 1.07 1.59

908.38 908.38 0.99 1.53 1187.71 1187.71 1.07 1.59

912.17 912.17 1.00 1.54 1196.79 1196.79 1.07 1.59

921.63 921.63 1.04 1.56 1201.34 1201.34 1.07 1.59

932.98 932.98 1.02 1.54 1204.74 1204.74 1.07 1.59

938.66 938.66 0.88 1.48 1211.56 1211.56 1.04 1.57

955.69 955.69 1.06 1.57 1219.50 1219.50 1.04 1.57

961.37 961.37 1.05 1.56 1228.59 1228.59 1.07 1.59

965.16 965.16 1.02 1.55 1230.86 1230.86 1.05 1.58

978.40 978.40 0.94 1.51 1234.26 1234.26 1.06 1.59

980.30 980.30 0.96 1.52 1237.67 1237.67 1.03 1.57

991.65 991.65 1.03 1.56 1244.48 1244.48 1.03 1.57

1001.11 1001.11 1.03 1.56 1255.84 1255.84 1.00 1.56

1012.47 1012.47 1.03 1.56 1260.38 1260.38 1.04 1.58

1029.50 1029.50 1.03 1.56 1269.46 1269.46 1.04 1.58

1033.29 1033.29 1.03 1.56 1271.74 1271.74 1.06 1.59

1052.21 1052.21 1.00 1.55 1280.82 1280.82 1.04 1.58

1069.24 1069.24 1.02 1.56 1291.04 1291.04 1.06 1.59

1073.03 1073.03 1.05 1.58 1294.45 1294.45 1.04 1.58

1080.60 1080.60 1.04 1.57 1304.66 1304.66 1.00 1.56

1088.92 1088.92 1.06 1.58 1314.88 1314.88 1.03 1.57

1094.60 1094.60 0.96 1.53 1326.24 1326.24 1.04 1.58

1098.01 1098.01 0.89 1.50 1336.46 1336.46 1.03 1.57

1103.68 1103.68 1.04 1.57 1343.27 1343.27 1.04 1.58

1110.50 1110.50 1.02 1.56 1356.90 1356.90 1.06 1.59

1113.90 1113.90 0.99 1.55 1360.30 1360.30 1.11 1.61

1121.85 1121.85 0.97 1.54 1368.25 1368.25 1.11 1.61

1126.39 1126.39 0.97 1.54 1372.79 1372.79 1.11 1.61

1128.67 1128.67 0.97 1.54 1378.47 1378.47 1.12 1.62

1130.94 1130.94 0.98 1.54 1386.42 1386.42 1.12 1.62

1138.88 1138.88 0.97 1.54 1387.55 1387.55 1.10 1.61

1140.02 1140.02 0.97 1.54 1388.69 1388.69 1.07 1.60

1144.56 1144.56 0.97 1.54 1392.10 1392.10 1.07 1.60

1147.97 1147.97 0.96 1.53 1398.91 1398.91 1.08 1.60

1151.37 1151.37 0.95 1.53 1401.18 1401.18 1.10 1.61

1154.78 1154.78 0.94 1.52 1410.26 1410.2 1.13 1.63

1418.21 1418.21 1.12 1.62 1688.46 1688.46 1.21 1.68

1422.75 1422.75 1.11 1.62 1715.71 1715.71 1.22 1.68


DE: 111

PAG: 137

1


Fractura Total


Fractura Total


1432.97 1432.97 1.11 1.62 1724.79 1724.79 1.23 1.69

1438.65 1438.65 1.14 1.63 1727.06 1727.06 1.20 1.67

1447.73 1447.73 1.13 1.63 1757.72 1757.72 1.24 1.69

1448.87 1448.87 1.16 1.65 1784.97 1784.97 1.29 1.72

1461.36 1461.36 1.15 1.64 1790.65 1790.65 1.29 1.72

1465.90 1465.90 1.17 1.65 1806.55 1806.55 1.23 1.69

1479.53 1479.53 1.23 1.68 1815.63 1815.63 1.20 1.67

1485.21 1485.21 1.17 1.65 1819.04 1819.04 1.17 1.66

1486.34 1486.34 1.14 1.63 1824.71 1824.71 1.21 1.68

1487.48 1487.48 1.08 1.61 1836.07 1836.07 1.21 1.68

1489.75 1489.75 1.03 1.58 1846.29 1846.29 1.20 1.67

1494.29 1494.29 1.07 1.60 1857.64 1857.64 1.22 1.69

1498.83 1498.83 1.14 1.64 1873.54 1873.54 1.21 1.68

1501.10 1501.10 1.16 1.65 1880.35 1880.35 1.23 1.69

1506.78 1506.78 1.19 1.66 1883.76 1883.76 1.24 1.70

1514.73 1514.73 1.19 1.66 1890.57 1890.57 1.24 1.70

1518.13 1518.13 1.20 1.66 1898.52 1898.52 1.19 1.67

1526.08 1526.08 1.22 1.68 1900.79 1900.79 1.17 1.66

1529.49 1529.49 1.24 1.69 1912.15 1912.15 1.16 1.66

1530.62 1530.62 1.24 1.69 1918.96 1918.96 1.24 1.70

1537.44 1537.44 1.21 1.67 1926.91 1926.91 1.24 1.70

1540.84 1540.84 1.16 1.65 1930.31 1930.31 1.20 1.68

1549.93 1549.93 1.13 1.63 1934.85 1934.85 1.15 1.65

1553.33 1553.33 1.13 1.63 1941.67 1941.67 1.16 1.66

1555.61 1555.61 1.12 1.63 1951.89 1951.89 1.19 1.67

1563.55 1563.55 1.20 1.67 1957.56 1957.56 1.16 1.66

1571.50 1571.50 1.14 1.64 1958.70 1958.70 1.14 1.65

1572.64 1572.64 1.03 1.58 1971.19 1971.19 1.17 1.67

1576.04 1576.04 1.00 1.57 1978.00 1978.00 1.17 1.67

1579.45 1579.45 1.08 1.61 1980.27 1980.27 1.19 1.67

1581.72 1581.72 1.10 1.61 1984.82 1984.82 1.19 1.67

1586.26 1586.26 1.15 1.64 1991.63 1991.63 1.20 1.68

1595.35 1595.35 1.17 1.66 1997.31 1997.31 1.20 1.68

1605.57 1605.57 1.16 1.65 2001.85 2001.85 1.15 1.66

1608.97 1608.97 1.17 1.66 2002.98 2002.98 1.13 1.65

1614.65 1614.65 1.21 1.67 2007.53 2007.53 1.10 1.63

1619.19 1619.19 1.20 1.67 2020.02 2020.02 1.14 1.65

1621.46 1621.46 1.20 1.67 2021.15 2021.15 1.14 1.65

1647.58 1647.58 1.22 1.68 2030.24 2030.23 1.16 1.66

2035.92 2035.91 1.17 1.67 2396.12 2382.23 1.11 1.65

2039.33 2039.32 1.20 1.68 2401.21 2386.78 1.10 1.64


DE: 112

PAG: 137

1


Fractura Total


Fractura Total


2040.46 2040.45 1.20 1.68 2422.97 2406.08 1.11 1.65

2047.29 2047.27 1.16 1.67 2443.72 2424.25 1.12 1.65

2051.84 2051.81 1.14 1.65 2452.88 2432.19 1.10 1.64

2057.53 2057.49 1.14 1.65 2479.24 2454.90 1.12 1.65

2062.08 2062.03 1.15 1.66 2493.75 2467.39 1.08 1.64

2066.64 2066.57 1.16 1.67 2505.61 2477.61 1.16 1.68

2070.06 2069.98 1.17 1.67 2513.53 2484.43 1.15 1.67

2079.17 2079.06 1.14 1.65 2517.48 2487.83 1.20 1.69

2083.73 2083.60 1.14 1.65 2526.71 2495.78 1.21 1.70

2094.01 2093.82 1.14 1.65 2535.94 2503.73 1.21 1.70

2103.16 2102.91 1.14 1.66 2538.58 2506.00 1.19 1.69

2110.02 2109.72 1.15 1.66 2546.49 2512.81 1.16 1.68

2113.46 2113.13 1.15 1.66 2553.08 2518.49 1.19 1.69

2122.63 2122.21 1.16 1.67 2557.04 2521.90 1.22 1.71

2131.81 2131.29 1.17 1.67 2564.95 2528.71 1.28 1.74

2139.86 2139.24 1.15 1.66 2566.27 2529.85 1.29 1.74

2142.16 2141.51 1.14 1.66 2571.55 2534.39 1.30 1.75

2145.62 2144.92 1.13 1.65 2574.18 2536.66 1.16 1.68

2146.76 2146.05 1.13 1.65 2578.13 2540.06 1.22 1.71

2153.69 2152.87 1.12 1.65 2592.63 2552.55 1.24 1.72

2171.03 2169.90 1.12 1.65 2601.86 2560.50 1.27 1.73

2207.10 2205.10 1.14 1.66 2605.82 2563.91 1.23 1.71

2240.00 2236.89 1.13 1.65 2612.42 2569.59 1.16 1.68

2264.92 2260.74 1.14 1.66 2615.06 2571.86 1.12 1.66

2281.65 2276.63 1.17 1.68 2621.65 2577.54 1.19 1.69

2292.47 2286.85 1.13 1.66 2630.87 2585.48 1.27 1.73

2298.50 2292.53 1.00 1.59 2632.20 2586.62 1.28 1.74

2314.25 2307.29 1.02 1.60 2646.70 2599.11 1.28 1.74

2332.57 2324.32 1.00 1.59 2658.57 2609.33 1.28 1.74

2341.17 2332.27 1.06 1.62 2670.43 2619.55 1.32 1.76

2346.10 2336.81 1.08 1.63 2678.34 2626.36 1.30 1.75

2347.34 2337.95 1.13 1.66 2692.84 2638.85 1.31 1.76

2353.53 2343.63 1.08 1.63 2706.04 2650.21 1.31 1.76

2356.00 2345.90 1.04 1.61 2709.98 2653.61 1.30 1.75

2358.49 2348.17 1.02 1.60 2731.08 2671.78 1.31 1.76

2369.70 2358.39 1.05 1.62 2749.54 2687.68 1.35 1.78

2374.70 2362.93 1.07 1.63 2757.45 2694.49 1.35 1.78

2379.72 2367.47 1.10 1.64 2774.59 2709.25 1.35 1.78

2387.27 2374.28 1.11 1.64 2782.50 2716.06 1.33 1.77

2787.78 2720.61 1.37 1.79 3312.55 3172.53 1.37 1.81

2807.56 2737.64 1.35 1.78 3331.00 3188.42 1.33 1.79


DE: 113

PAG: 137

1


Fractura Total


Fractura Total


2839.20 2764.89 1.32 1.77 3341.55 3197.51 1.35 1.80

2855.03 2778.52 1.41 1.81 3353.42 3207.73 1.35 1.80

2873.48 2794.41 1.41 1.81 3370.56 3222.49 1.37 1.81

2887.98 2806.90 1.43 1.82 3379.79 3230.44 1.38 1.82

2914.35 2829.61 1.40 1.81 3390.34 3239.52 1.36 1.80

2940.72 2852.32 1.39 1.80 3402.20 3249.74 1.32 1.79

2959.19 2868.22 1.44 1.83 3407.47 3254.28 1.32 1.79

2982.92 2888.66 1.39 1.81 3420.67 3265.64 1.33 1.79

3005.33 2907.96 1.35 1.78 3261.12 3128.24 1.32 1.78

3021.16 2921.59 1.37 1.80 3266.39 3132.78 1.32 1.78

3035.66 2934.08 1.35 1.78 3279.58 3144.14 1.39 1.82

3046.21 2943.16 1.38 1.80 3433.85 3276.99 1.36 1.81

3064.67 2959.06 1.37 1.80 3453.62 3294.02 1.36 1.81

3075.21 2968.14 1.36 1.79 3462.85 3301.97 1.35 1.80

3092.35 2982.90 1.35 1.79 3473.40 3311.05 1.31 1.79

3110.81 2998.80 1.30 1.76 3482.63 3319.00 1.30 1.78

3134.55 3019.24 1.32 1.78 3494.49 3329.22 1.29 1.77

3147.73 3030.59 1.33 1.78 3511.63 3343.98 1.30 1.78

3163.56 3044.22 1.36 1.80 3519.55 3350.80 1.24 1.75

3179.37 3057.84 1.37 1.80 3520.86 3351.93 1.21 1.74

3184.64 3062.38 1.37 1.80 3522.19 3353.07 1.07 1.67

3195.20 3071.47 1.33 1.79 3524.82 3355.34 0.95 1.60

3217.61 3090.77 1.29 1.76 3532.73 3362.15 0.89 1.57

3229.48 3100.99 1.27 1.75 3547.24 3374.64 0.94 1.60

3242.67 3112.35 1.31 1.78 3620.00 3437.09 0.91 1.59

3284.85 3148.68 1.39 1.82


DE: 114

PAG: 137

1

ANEXO B: Diseño de tuberías de revestimiento B.1.- Resumen.


DE: 115

PAG: 137

1

B.2.- Etapa de 17 ½” - TR de 13 3/8” 54.5 lbs/ft, J-55 BCN 0 – 1150m

Etapa de 17 ½” - TR de 13 3/8” 54.5 lbs/ft, J-55 BCN 0 – 1150m


DE: 116

PAG: 137

1

B.3- Etapa de 12 ¼” Sección 1 – TR 9 5/8” 47 lbs/ft, TRC-95 VAM SLIJ II 0 – 2590 m


DE: 117

PAG: 137

1

Etapa de 12 ¼” Sección 2 – TR 9 5/8” 47 lbs/ft, P-110 VAM SLIJ II 1800 – 2540 m

Etapa de 12 ¼” Sección 3 – TR 9 5/8” 53.5 lbs/ft, P-110 VAM SLIJ II 2540 – 2590 m


DE: 118

PAG: 137

1

B.4 - Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m


DE: 119

PAG: 137

1

Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m

B.5 - Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m


DE: 120

PAG: 137

1

Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m


DE: 121

PAG: 137

1

ANEXO C: Especificación de Barrenas Propuestas

C.1 – Barrena de 17 ½” TRIC, IADC: 115


DE: 122

PAG: 137

1

C.2 – Barrena de 12 4” PDC, IADC: M223


DE: 123

PAG: 137

1

C.3 – Barrena de 8 ½” PDC, IADC: M222


DE: 124

PAG: 137

1

C.4 – Barrena de 6” PDC, IADC: M333


DE: 125

PAG: 137

1

ANEXO D: Mapa de ubicación del contrapozo


DE: 126

PAG: 137

1

ANEXO E: Selección de cabezales y medio árbol. ESPECIFICACIÓN API 6A (16ava. EDICIÓN).

Diagrama 1.

RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 100 ppm = ( (1.589) (Fracción Mol de H2S) (Q) )

0.6258

RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 500 ppm = ( (0.4546) (Fracción Mol de H2S) (Q) ) 0.6258

Q : Volumen máximo determinado como disponible para descarga, en pies cúbicos por día. Fracción Mol de H2S : Fracción molar de ácido sulfhídrico (%) en la mezcla gaseosa disponible para descarga. RDE: pies. ALTA CONCENTRACIÓN DE H2S: Utilice “si” cuando el valor de RDE @ 100 ppm sea mayor de 50 pies.

Si un pozo está localizado en un área donde no hay suficientes datos para calcular el radio de exposición, pero se espera la presencia de H2S, se debe considerar un radio de exposición de 100 ppm de H2S igual a 3000 pies.


DE: 127

PAG: 137

1

1.- Si el radio de exposición de 100 ppm de H2S es mayor de 50 pies a partir de la cabeza del pozo e incluye cualquier parte de un área pública exceptuando un camino público. 2.- Si el radio de exposición de 500 ppm de H2S es mayor de 50 pies a partir de la cabeza del pozo e incluye cualquier parte de un área pública exceptuando un camino público. 3.- Cuando el pozo está ubicado en cualquier área ambientalmente sensible tal como parques, reservas de la vida salvaje, límites de la ciudad, etc. (aplica a equipos terrestres). 4.- Si el pozo está ubicado a menos de 150 pies de una flama abierta. 5.- Si el pozo se localiza a menos de 50 pies de un camino público (se excluye el camino de la localización). 6.- Si el pozo está localizado en aguas estatales o federales. 7.- Si el pozo está localizado dentro o cerca de aguas navegables tierra adentro. 8.- Si el pozo está ubicado cerca de abastecimientos de aguas domésticas superficiales. 9.- Si el pozo está ubicado a menos de 350 pies de cualquier área habitada.

Tabla 1. Clasificación de materiales de cabezales y árbol de válvulas de acuerdo a sus

condiciones de trabajo.

Rangos de temperatura.

Clasificación Mínimo °F Máximo °F

K - 75 180

L - 50 180

P - 20 180

R 40 120

S 0 150

T 0 180

U 0 250

X 0 350

Y 0 650


DE: 128

PAG: 137

1

Tabla 2. Requerimientos generales de materiales (API 6A, 16ª Edición).

Clase de

Material

Árbol de válvulas, Cuerpo, Bonete y

Brida

Partes que controlan presión,

vástagos y colgador de TP

Características del fluido

Presión parcial CO2

(psia)

Presión parcial

H2S (psia)

Fase de gas de prueba

AA Acero al carbono

o de baja aleación

Acero al carbono o de baja aleación

No corrosivo < 7 < 0.05 CH4

BB Acero al carbono

o de baja aleación

Acero inoxidable

Ligeramente corrosivo

7 a 30 < 0.05 5% CO2 y 95%

CH4

CC Acero inoxidable Acero

inoxidable

Moderado a altamente corrosivo

> 30 < 0.05 80% CO2 y 20%

CH4

DD* Acero al carbono

o de baja aleación **

Acero al carbono o de

baja aleación ** Ataque por H2S < 7 > 0.05

10% H2S y 90% CH4

EE* Acero al carbono

o de baja aleación **

Acero inoxidable **

Lig. corrosivo / Ataque H2S

7 a 30 > 0.05 10% H2S, 5%

CO2 y 85% CH4

FF* Acero inoxidable Acero

inoxidable **

Mode. - altamente corr. /

Ataque H2S > 30 > 0.05

HH* CRA’S ** CRA’S ** Muy corrosivo y

Ataque H2S > 30 > 0.05

10% H2S, 80% CO2 y 10% CH4

* Definido por NACE ** En combinación con NACE

G.1 Diseño del cabezal de producción y medio árbol.

DATOS

Presión Máxima en Superficie (psi): 2426

Temperatura Máxima en Superficie (°C / °F): 42 / 107.6

Contenido CO2 (%Mol): 15

Contenido H2S (%Mol): 0.01

Producción aceite (BPD): 650

R.G.A. (m3/m3): 400

Producción gas (ft3/d): 700,000

DETERMINACIÓN DE ESPECIFICACIONES

Presión Parcial CO2: %Mol * Presión sistema / 100 363

Presión Parcial H2S: %Mol * Presión sistema / 100 0.2417

Alta concentración de H2S (Si / No) No

Cercanía Crítica (Si / No) No

Nivel de Especificación (PSL): (Del diagrama de flujo 1) PSL-2

Clasificación: (Tabla 1) U

Requerimientos del Material (Tabla 2) CC


DE: 129

PAG: 137

1

ANEXO E: Diseño del Aparejo de Produccion (Wellcat)

Aparejo de producción TP 3 ½”, 9.2 lbs/pie, TRC-95/N-80, Vamtop.

Movimiento del Aparejo

Cambio de longitud

2.500

2.000

1.500

1.000

0.500

0.000

-0.500

-1.000

-1.500

-2.000

-2.500

Loads, 0.0-3270.0 m

Leng

th C

hang

e (m

)

INDUCCION

PRODUCION INICIAL

CIERRE

PRUEBA DE ADMISIÓN

ESTIMULACION

CIERRE 2

PRODUCCION 1 AÑO

JALON AL SACAR APAREJO


DE: 130

PAG: 137

1

1ra sección TP 3½”, 9.2 lbs/pie, TRC-95, Vamtop

Design Limits - 3 1/2" Production Tubing - Section 1 - OD 3.500 - Weight 9.20 - Grade TRC-95

-250000 -225000 -200000 -175000 -150000 -125000 -100000 -75000 -50000 -25000 0 25000 50000 75000 100000 125000 150000 175000 200000 225000

20000

17500

15000

12500

10000

7500

5000

2500

0

-2500

-5000

-7500

-10000

-12500

-15000

Ef f ectiv e Tension (lbf )

Eff

ecti

ve I

nte

rna

l P

res

sure

(ps

ia)

Burst 1.125

Collapse 1.125

Tension 1.500

Compression 1.500

Triaxial 1.250

Connection Burst 1.125

Connection Tension 1.800Connection Compression 1.800

Note: Limits are approximate

Initial Conditions

INDUCCION

PRODUCION INICIAL

CIERRE

PRUEBA DE ADMISIÓN

ESTIMULACION

CIERRE 2

PRODUCCION 1 AÑO


2da sección TP 3½”, 9.2 lbs/pie, N-80, Vamtop

Design Limits - 3 1/2" Production Tubing - Section 2 - OD 3.500 - Weight 9.20 - Grade N-80

-200000 -180000 -160000 -140000 -120000 -100000 -80000 -60000 -40000 -20000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000

14000

12000

10000

8000

6000

4000

2000

0

-2000

-4000

-6000

-8000

-10000

-12000

-14000

Ef f ectiv e Tension (lbf )

Eff

ecti

ve I

nte

rna

l P

res

sure

(ps

ia)

Burst 1.125

Collapse 1.125

Tension 1.500

Compression 1.500

Triaxial 1.250

Connection Burst 1.125

Connection Tension 1.800Connection Compression 1.800

Note: Limits are approximate

Initial Conditions

INDUCCION

PRODUCION INICIAL

CIERRE

PRUEBA DE ADMISIÓN

ESTIMULACION

CIERRE 2

PRODUCCION 1 AÑO



DE: 131

PAG: 137

1

Accesorios de terminación

Pistolas 2 ⅛” Power Spiral Enerjet, 20 c/m, F-45°, HMX 14.5 gr


DE: 132

PAG: 137

1

EMPACADOR HIDRÁULICO MOD. “FHL” TAM. 47 A4

H78120

Descripción

La empacadura hidrostática de doble agarre para tubería sencilla Modelo “FHL”, es una empacadura recuperable que se empaca por presión hidrostática del pozo, por presión en la tubería o ambos métodos.

Características/Beneficios

Disponible en ID de 3.000” para tamaños 47 y con ID de 4.000” en los tamaños 51.

Mecanismo de anclaje activado hidráulicamente.

Se empaca con presión hidrostática o una combinación de presión hidráulica con presión hidrostática.

El empaque es asegurado por medio de un “Body Lock Ring”.

Tiene pistones hidráulicos de tipo “hold downs” pasa soportar tensión.

Diseñada para presiones Hidrostáticas de 15,000 psi.

Puede ser corrida junto con otras empacaduras para proveer un aislamiento mecánico de alguna zona.

Mecanismo de liberación por corte a través de tensión o rotacional (opcional).

Especificaciones

FHL 3.5” 9.2 lb/ft para TR de 7” 32-35 lb/ft

Min ID (in) 3.000”

Max OD (in) 5.812”

Longitud 2.25 metros

Conexión 3 ½” 9.2 lbs/ft Vam Top

Presión Diferencial 7,500 psi.

Rango de Temperatura 275 °F

Materia L-80


DE: 133

PAG: 137

1

Máximo peso de cola que se le puede colocar al empacador.


DE: 134

PAG: 137

1

CAMISA DESLIZABLE CD-6000

H810-00-2818

Descripción

Es una herramienta de equilibrio, la cual permite establecer comunicación entre la tubería y el espacio anular para la circulación o para la producción selectiva.

Características/Beneficios

Utiliza ranuras taladradas como medio de flujo, en vez de los orificios perforados, tanto en la cámara como en el inserto, para proveer asi mayor área de flujo, reducir la erosión y permite mayor torque y resisitencia de torsión a lo largo de la camisa.

Colocación de la conexión con roscas dentro del conjunto de sellos primarios, reduciendo a la mitad el número de etapas potenciales de fuga.

Permite esfuerzos de torsión más altos.

Apertura de la camisa con golpes hacia abajo y cierre con golpes hacia arriba.

Especificaciones

CD 3.5” 9.2 lbs/ft VTOP

Min ID (in) 2.812”

Max OD (in) 4.275”

Longitud 1.24 metros

Conexión 3 ½” 9.2 lbs/ft VTOP

Presión Diferencial 6000 psi.

Rango de Temperatura 275 °F

Materia L-80


DE: 135

PAG: 137

1


DE: 136

PAG: 137

1

ANEXO F: Diseño de Disparos (formación KM)

Perforating System2-1/8" Power Spiral EnerJet, HMX, 14.5 g,OD 2.125 in

45 pndlmº Phasing, 6.00 spf

Pore Pressure: 4010 psi

Vertical Stress: 3438 psi

Rock UCS: 14112 psi

Rock Type: Limestone

Formation

Damaged Zone

Cement

Water

0 deg

0

0

2

2

4

4

6

6

8

8

10

10

Angle Clearance Total Pen * Form Pen * Form Dia Csg EH Dia(deg) (in) (in) (in) (in) (in)

0 0.00 8.90 7.95 0.49 0.30

45 0.18 9.39 8.48 0.51 0.31

90 0.79 9.82 9.02 0.50 0.30

135 1.70 9.13 8.44 0.42 0.25

225 1.70 9.13 8.44 0.42 0.25

270 0.79 9.82 9.02 0.50 0.30

315 0.18 9.39 8.48 0.51 0.31

Average 0.76 9.37 8.55 0.48 0.29

AOF (in²/ft) 0.40 at 6.00 spf

API: Pen 27.20 in, EH Dia 0.32 in, 19B 1st Ed

* Rock-based Model

Company: Pemex Well: Artesa 62

Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. Results are provided in good faith without warranty.

File: C:\Schlumberger\SPAN-ROCK 9.0\Artesa 62.sp9SPAN-ROCK Version 9.0.3© Copyright 2011 Schlumberger

artesa 62 ppyt final

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