bu-fluidos de control rev_26jun12_final

SUBDIRECCIÓN DE PRODUCCIÓN REGIÓN MARINA SUROESTEBASES DE USUARIO

Bases de Usuario

“Trabajos Integrales de Fluidos de Control y Manejo de Residuos para Pozos Petroleros Marinos de PEP”.

Rev. 0 Junio/2012 Paraíso Tabasco.

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I N D I C E

Sección Información General

1.0 Nombre de los trabajos.

2.0 Antecedentes de los trabajos.

3.0 Objetivo de los trabajos.

4.0 Descripción general de los trabajos.

5.0 Justificación Técnica.

6.0 Localización y fecha de requerimiento.

Sección Información Técnica

7.0 Alcances y especificaciones generales de los trabajos.

8.0 Definiciones y abreviaturas.

9.0 Especificaciones particulares de los trabajos.

10.0 Volumetría de obra estimada.

11.0 Alcance de los conceptos de trabajo.

12.0 Normas y códigos.

13.0 Firmas de aprobación.

Anexos

Anexo 1 Guía práctica para la selección de fluidos.

Anexo 2 Catalogo de Conceptos.

Anexo 3 Relación de Pozos a Intervenir.


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Sección Información General

1.0 NOMBRE DE LOS TRABAJOS.

“Trabajos Integrales de Fluidos de Control y manejo de residuos para pozos petroleros Marinos de PEP”

2.0 ANTECEDENTES DE LOS TRABAJOS.

PEP a través de las Subdirecciones y Activos de Producción, tienen por mandato de la Ley de Petróleos Mexicanos el compromiso de mantener e incrementar la producción de hidrocarburos necesarios para el desarrollo sustentable del País, y para dar cumplimiento a esta premisa lleva a cabo operaciones de perforación de pozos exploratorios, delimitadores y de desarrollo, que requieren del Servicio Integral de Fluidos de Control y manejo de residuos, acorde a las mejores practicas a nivel internacional en la materia

Cada vez más los asuntos ambientales están recibiendo mayor atención mundial debido a que la sociedad esta más consciente al respecto, y los gobiernos se están preocupando más e implementando mayores regulaciones al respecto. A la vez, hay mayor atención hacia las actividades individuales de las compañías de exploración y producción, sean del estado o de la iniciativa privada, a las cuales se les está exigiendo que cumplan con sus obligaciones hacia la protección del medio ambiente, adoptando criterios y políticas ambientales cada vez más estrictos.

En atención al programa de perforación que se lleva a cabo en la SPRMSO, y el compromiso de mantener e incrementar valor económico a través de la explotación sustentable de hidrocarburos, actualmente se tienen diversos contratos con servicios de naturaleza análoga a las establecidas en las presentes bases de usuario, sin embargo, dichos contratos se encuentran al límite de su capacidad operativa y de respuesta, lo que imposibilita que puedan atender los nuevos requerimientos que particularmente tiene la SPRMSO:

CONTRATO / DESCRIPCIÓN CONTRATISTA PLAZODE EJECUCIÓN

423021823“Trabajos integrales de fluidos de control, separación de sólido y manejo de residuos para ser utilizados en pozo petroleros de la Región Marina paquete E”.

Protexa, S.A. de C.V. / Arrendadora SIPCO, S. A. de

C.V.

Del 07-sep-11 al 31-dic-2013

423011806“Trabajos integrales de fluidos de control, separación de sólido y manejo de residuos para ser utilizados en pozo petroleros de la Región Marina paquete F”.

Qmax México, S. A. de C.V.

Del 18-oct-11al 31-dic-2013

No obstante lo anterior y debido a las condiciones operativas se tienen actualmente, PEP tiene la necesidad de seguir contando con el Servicio Integral de Fluidos de Control y tratamiento de recortes en Pozos Petroleros Marinos de PEP, con el apoyo de empresas especializadas y mediante la estrategia de abastecimiento simultáneo, que fomente la libre competencia entre las mismas y permita evaluar su desempeño, ya que según POT-III v.2 2012, se tiene en programa intervenir una gran cantidad de pozos según se indica en el apartado 10.0 (Volumen de trabajo estimado) de las presentes bases de usuario, y el número de intervenciones que se incrementará conforme los ejercicios subsiguientes.

3.0 OBJETIVO DE LOS TRABAJOS.


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Contar oportunamente con los Trabajos Integrales de Fluidos de Control y manejo de residuos para los pozos petroleros marinos de PEP, con el propósito de optimizar los tiempos operativos y dar cumplimiento a los programas establecidos para maximizar el valor económico de la reservas de hidrocarburos.

4.0 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LOS TRABAJOS.

Los trabajos consisten en proveer de manera integral el servicio de fluidos de control para perforar, reparar y terminar los pozos, a través de una columna hidrostática que permita contrarrestar las presiones de formación, así mismo proveer estabilidad a las paredes del pozo a medida que la barrena perfora el subsuelo hasta llegar a la zona de yacimiento.

5.0 JUSTIFICACIÓN TÉCNICA DE LOS TRABAJOS.

La economía, la protección al medio ambiente y la seguridad son los objetivos más importantes para Pemex Exploración y Producción (PEP) durante los procesos de perforación, reparación y terminación de pozos. Las nuevas tecnologías son clave para lograr estos objetivos de forma más eficiente, por lo que se requiere del empleo de óptimos fluidos que con el gasto necesario desempeñe varias de las funciones requeridas durante los trabajos en el menor costo y tiempo posible.

El proyecto comprende los Trabajos Integrales de Fluidos de Control y manejo de residuos para los pozos petroleros marinos de PEP desde el inicio del pozo y hasta la terminación del mismo, subdividida en etapas que son definidas por las profundidades de asentamiento de las tuberías de revestimiento y que incluye: Dirección técnica, Servicio de Ingeniería, Materiales químicos necesarios para su sistema (Incluyendo Barita) y todo lo referente al servicio.

Para llevar a cabo esas funciones, deben considerarse los siguientes aspectos:

Minimizar el daño a las formaciones subterráneas, especialmente a las que pueden ser productivas. Reducir la corrosión de la sarta y del revestimiento. Incrementar la velocidad de penetración de la formación. Prevenir problemas de presiones de succión, de pistón y de presión de circulación. Minimizar pérdidas de circulación. Evitar pegaduras de la sarta contra las paredes del pozo Minimizar la erosión de la superficie interna del pozo. Minimizar Retención de sólidos indeseables por el lodo en las piletas. Reducir el desgaste de las partes de las bombas. Compatibilidad con las lechadas para cementación de tuberías de revestimiento.

Un adecuado fluido de control debe resultar eficiente cuando está sometido a ciertas condiciones de pozo. En particular debe resistir la contaminación posible derivada de fuentes externas y mantenerse estable a temperaturas y presiones elevadas. Los recortes y los derrumbes son más pesados que los fluidos de control, por lo tanto, al mismo tiempo que el flujo del lodo en el anular los empuja hacia arriba, están sometidos a la fuerza de gravedad, que tiende a hacerlos caer hacia el fondo del pozo. La velocidad con que esas partículas caen a través del lodo fluente depende principalmente de la densidad y la viscosidad del fluido, y del tamaño, forma y densidad de las partículas. Dado que el fluido en el espacio anular circula hacia arriba, la velocidad a la que las partículas son elevadas es la diferencia entre la velocidad anular y la velocidad de caída de los recortes y derrumbes. Si el pozo no se limpia en forma apropiada, el material sólido se acumulará en el espacio anular causando un aumento en la torsión, el arrastre y en la presión hidrostática, lo que puede resultar en fallas de la tubería, tubería aprisionada, velocidad reducida de penetración y la pérdida de circulación, eventos indeseables que harían perder competitividad y eficiencia en los costos de producción que actualmente se tienen en la SPRMSO y que la ubican como el 2º lugar en todo PEP.

6.0 LOCALIZACIÓN Y FECHA DE REQUERIMIENTO.


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La prestación del Trabajos Integrales de Fluidos de Control y manejo de residuos para los pozos petroleros marinos de PEP se estima iniciar a partir del 1º de septiembre de 2012 con fecha probable de terminación el 31 de diciembre de 2013, lo que considera un plazo de ejecución de 487 días naturales. Los servicios se llevarán a cabo en localizaciones y pozos petroleros marinos de PEP ubicados en la plataforma continental del Golfo de México frente a las costas de los estados de Tabasco, Campeche, Veracruz y Tamaulipas, de acuerdo al siguiente croquis:

Ubicación de las Regiones Marinas de PEP

SECCIÓN INFORMACIÓN TÉCNICA

7.0 ALCANCE Y ESPECIFICACIONES GENERALES DE LOS TRABAJOS.

Realizar los Trabajos Integrales de Fluidos de Control y manejo de residuos para los pozos petroleros marinos de PEP ubicados en el Golfo de México conforme a lo requerido por PEP, para lo cual el CONTRATISTA debe de apegarse estrictamente a las indicaciones de PEP.


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A petición de PEP, el CONTRATISTA deberá apoyar en la realización de pruebas tecnológicas en pozos petroleros marinos con productos químicos de la misma naturaleza y de reciente creación, buscando en todo momento la preservación y maximización del valor económico en los yacimientos marinos de PEP.

7.0.1. Funciones de los fluidos de control. Controlar la presión de formación: Una de las funciones básicas del fluido es controlar la presión

de formación, para garantizar una operación de perforación segura; a medida que la presión de formación aumenta, se deberá aumentar la densidad del fluido para mantener la estabilidad del pozo, evitando que los fluidos de formación fluyan al pozo y causen un arrancón. La presión ejercida por el fluido cuando no está circulando se denomina hidrostática, y depende de la densidad del fluido y la profundidad vertical del pozo.

Transporte de los sólidos perforados: Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena. Para esto, se hace circular el fluido a través de la barrena, para arrastrar y transportar los recortes a través del espacio anular hasta la superficie. La remoción de estos recortes depende la velocidad de penetración y del tamaño, forma y densidad de los recortes, además de la viscosidad y la velocidad anular del fluido. La deficiente limpieza del pozo genera, además de baja velocidad de penetración, exceso de torque, fricciones, arrastre, empacamiento del espacio anular, y pérdidas de circulación.

Suspender los recortes de formación al suspender la circulación: Los fluidos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y aditivos en una amplia variedad de condiciones y, al mismo tiempo, deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los sólidos de formación que se sedimentan durante los periodos estáticos pueden generar empacamiento de la sarta y pérdida de circulación.

Enfriamiento y lubricación de la barrena: Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una gran cantidad de calor por la fricción de la barrena con la formación. La circulación del fluido de perforación enfría la barrena, distribuyendo este calor en todo el pozo. Además, la circulación del fluido lubrica la sarta de perforación y reduce la fricción. Debido al efecto lubricante y refrigerante, los componentes de la sarta pueden operar más eficientemente.La lubricidad de los fluidos base aceite es mejor que la de un fluido base agua, pero éstos pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes.El coeficiente de lubricidad de los fluidos disminuye también cuando la cantidad de material densificante y sólidos de formación que contienen es mayor.

Flotar la tubería: Al introducir la tubería en el pozo lleno de fluido, ésta es sometida a un fenómeno de flotación. Este fenómeno está en función directa de la densidad, siendo mayor cuando ésta aumenta. Este fenómeno es de gran utilidad cuando se introducen largas y pesadas secciones de tubería de revestimiento que, sin este efecto, el equipo no sería capaz de soportar.

Mantener estable el pozo: La estabilidad del agujero constituye un complejo equilibrio de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos.La composición química del fluido permite mantener un pozo estable; sin embargo, otros factores como la densidad deberán ser suficientes para equilibrar las fuerzas mecánicas que actúan sobre el pozo. La inestabilidad del pozo se identifica por derrumbes de formación, que generan agujeros reducidos, puentes y relleno del pozo. El ensanchamiento del pozo causa bajas velocidades de flujo anular, deficiente limpieza del pozo, cementación deficiente. En formaciones de arena y arenisca, el ensanchamiento se debe a la erosión causada por la fuerza hidráulica y la excesiva velocidad en las toberas de la barrena.

Potenciar barrenas y equipos de perforación direccional: La energía hidráulica, además de ser empleada para maximizar la velocidad de penetración, permite alimentar los motores de fondo y las herramientas de medición (MWD) en la perforación de los pozos. La energía hidráulica disponible está limitada a la potencia de las bombas de lodos, las caídas de presión en la sarta, la máxima presión disponible y el gasto óptimo.


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Las toberas de la barrena se seleccionan para utilizar la presión disponible, a efecto de maximizar el impacto hidráulico del fluido en el fondo del pozo y facilitar la remoción de los recortes, manteniendo limpia el área de corte de la barrena. Las caídas de presión serán mayores cuantos menores sean los diámetros de las tuberías componentes de la sarta de perforación; además, el aumento de la densidad y el contenido de sólidos en general, contribuyen a incrementar esta presión. Un programa hidráulico determinará el gasto óptimo con el que la potencia hidráulica, la velocidad de penetración, la limpieza del pozo y la densidad equivalente queden balanceadas, obteniendo el máximo rendimiento de la bomba de lodos.

7.0.2. Composición de los fluidos de control. Los fluidos están compuestos básicamente por líquidos y sólidos solubles e insolubles. Los líquidos más utilizados son:

Agua Aceite Salmuera Agua de mar

Sólidos solubles más utilizados en los fluidos de control: Cloruro de sodio Cloruro de calcio Cloruro de potasio

Los sólidos insolubles que se encuentran comúnmente en los fluidos de control se clasifican como de alta y de baja gravedad específica. Los materiales de alta gravedad específica son utilizados para densificar el fluido.

Barita Hematita Carbonato de calcio

Los materiales de baja gravedad específica son los utilizados para viscosificar el fluido y los que aporta la formación. Principales materiales viscosificantes:

Bentonitas Polímeros Dispersantes

Principales materiales aportados por la formación Grava Arena Limo Arcillas Coloide

Los aditivos utilizados en la composición del fluido tienen un efecto que se considera favorable o deseable para el propósito de cumplir las funciones de los mismos; sin embargo, los sólidos aportados por la formación tienen efectos negativos o indeseables sobre el desempeño del fluido, por lo que es importante que éstos sean eliminados del sistema tan pronto lleguen a la superficie. Principales problemas que causan los sólidos de formación incorporados al fluido son:

Incremento de la Reología Exceso de torque y arrastre Reducción de la velocidad de penetración Pérdida de circulación Pegadura de tubería Mayor abrasión Daño a la formación Incremento de costos


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Los sólidos, según su tamaño de partícula, se clasifican como se muestra en la Tabla 1.

Tamaño de sólidos

Sólidos micrones

Grava >2000Arena 250 a 2000Arena fina 74 a 250Sólidos finos 44 a 74Sólidos ultra finos 2 a 44

ESPECIFICACIONES GENERALES.

7.1. El CONTRATISTA deberá mantener al inicio y durante el desarrollo de los trabajos las autorizaciones gubernamentales (Federales, Estatales y Municipales) vigentes, para realizar las actividades objeto de estas bases de usuario.

7.2. Los certificados de calidad de sistemas de fluidos y aditivos químicos presentados por el CONTRATISTA, deben ser expedido por un laboratorio acreditado ante la entidad mexicana de acreditación (EMA) y/o por alguno de los acreditadores internacionales con los cuales EMA tiene formalizado un acuerdo de reconocimiento mutuo tales como ILAC (Cooperación Internacional de Acreditación de Laboratorios) y A2LA (American Asociation for Laboratory Acreditation) siempre y cuando los certificados de calidad no sean expedidos por el propio CONTRATISTA y las pruebas deberán apegarse a las Normas Mexicanas citada en el apartado 9.1.

7.3. Los certificados de calidad de los productos y sistemas de fluidos deben estar vigentes (fecha de expedición no mayor a dos años a la fecha de presentación) y se deben incluir copias certificadas por notario público del documento expedido por el laboratorio que avale la expedición de los certificados, PEP podrá verificar la autenticidad de los documentos presentados.

7.4. Los envases de los aditivos y productos químicos que proporciones el CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos, y el área de almacenamiento de éstos, deben tener impresas las leyendas sobre el riesgo de manejo y utilización de los productos. Dichos letrero deberán estar en el idioma Español, de manera que sean entendible por el personal que los maneje, cumpliendo con la Norma Oficial Mexicana NOM-018-STPS-2000.

7.5. El CONTRATISTA debe tener en las instalaciones donde se realicen los trabajo, las hojas de seguridad de cada uno de los productos químicos que utilice en la formulación de los fluidos de control objeto de estas Bases de usuario, asimismo debe de dar capacitación o platicas del manejos de los materiales a utilizar a personal de PEP, sin costo alguno.

7.6. El CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos de recolección en la Región Marina Suroeste, es responsable del transporte de puerto de embarque al sitio de disposición final, almacenamiento temporal y tratamiento de los recortes de perforación impregnados con fluidos base aceite, así como en su disposición final, debe evitar la contaminación al entorno ecológico según lo establece la LGEEPA, LGPGIR y demás disposiciones aplicables en la materia.

7.7. El CONTRATISTA deberá presentar a PEP, cuando lo solicite, los certificados de biodegradabilidad de los aditivos o sistemas de fluidos de perforación que contengan componentes orgánicos.

7.8. Los sistemas de fluidos de perforación base agua a utilizar debe ser ambientalmente seguros, responsabilizándose el CONTRATISTA en usar aditivos químicos biodegradables, que cumplan con las normas y las leyes gubernamentales vigentes, establecidas para proteger el medio ambiente. El CONTRATISTA debe prevenir y evitar derrames superficiales de los sistemas de fluidos, a fin de evitar a PEP reclamaciones,


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demandas o acciones de cualquier tipo y naturaleza que ocurran por concepto de contaminación, que se origine en tierra, mar y aire.

8.0 DEFINICIONES Y ABREVIATURAS.

Para los efectos de las presentes bases de usuario, se consideran los significados que se indican a continuación:API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).ATENCIÓN TÉCNICA ESPECIALIZADA.- Es la proporcionada por el personal técnico del CONTRATISTA encargado de realizar los trabajos.ÁREA OPERATIVA.- Personal usuario de Operaciones y de Ingeniería quienes fungirán como representantes de PEP ante el CONTRATISTA y quienes serán los responsables de interactuar con el CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos.ADITIVOS COMPLEMENTARIOS.- Son productos químicos que no forman parte de la formulación de los sistemas de fluidos, que se utilizan para eventos no previstos, tales como contaminaciones, pegaduras de tubería, invasión de fluidos de la formación y pérdidas de circulación entre otras.AMPLIACIÓN DE AGUJERO.- Actividad de perforación en el mismo intervalo para incrementar el diámetro del agujero, utilizando el mismo fluido de control.BAB.- Sistemas de Fluidos Base Agua Bentonítico.BABP.- Sistemas de Fluidos Base Agua Bentonítico PoliméricoBAAT.- Sistemas de Fluidos Base Agua Alta Temperatura.BAIL.- Sistemas de fluidos base agua inhibidores de Lutitas.BAMILSB.- Sistemas de fluidos base agua de mar inhibidores de Lutitas sin bentonita.BAFES.- Sistemas de fluidos base agua para generar fluido espumado.BAMIL.- Sistema de fluido de base agua de mar con aditivos líquidos para inhibir lutitas.BD.- Sistema de fluido de baja densidad.BIODEGRADABLE.- Producto orgánico capaz de ser degradado por microrganismos y/o oxigeno.BOLETA DE CAMPO.- Documento generado en el lugar de los trabajos en el cual se asientan y verifican los trabajos efectuados por el CONTRATISTA. Es Validado y firmado por el Certificador de Campo y es el apoyo para poder elaborar la Certificación de los trabajos.BROTE.- Manifestación liquida o de gas de las formaciones hacia la superficie.CAPACIDAD DE ALMACENAMIENTO DE PLANTA.- Es el volumen total de fluidos de control que se almacena en tanques y presas utilizadas para el manejo del fluido.CAPACIDAD DISPONIBLE.- Volúmenes disponibles de capacidad de generación de fluidos y capacidad de almacenamiento una vez descontados de su volumen total de la planta los volúmenes comprometidos.CAPACIDAD DE GENERACIÓN DE FLUIDOS DE CONTROL.- Volumen total del fluido de control que se prepara en la planta diariamente M3/DIA.CERTIFICADOR DE CAMPO.- Personalidad reconocida por PEP, quien tiene la autoridad para certificar los trabajos efectuados, pudiendo ser el Superintendente de Plataforma, Ingeniero de Proyecto, Inspector Técnico de Perforación, Inspector Técnico de Reparación ò quien PEP designe.CERTIFICACIÓN DE LOS TRABAJOS.- Documento con el cuál el Supervisión de PEP revisa los volúmenes de trabajo de la Boleta de Campo y los transfiere al formato correspondiente, adicionando la información presupuestal; este documento se utiliza como apoyo para el pago de la estimación.CONCEPTO DE TRABAJO.- Actividades realizadas que se encuentran estipuladas en el Catálogo de Conceptos.DISEÑO.- Comprende la ingeniería aplicada para la ejecución de los trabajos, objeto de estas Bases de Usuario.EI.- Sistema de fluido de Emulsión Inversa.EMA.- entidad mexicana de acreditación.EQUIPO DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN.- Conjunto de estructura, maquinaria y herramientas, interconectados entre sí para ejecutar actividades de perforación, terminación y reparación de pozos.ESTRUCTURA.- Instalación marina en la cual se ubica el equipo de perforación, terminación o reparación de pozos.


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ETAPA DE PERFORACIÓN.- Cada sección del pozo, donde se realizan trabajos de perforación con un diámetro de agujero, que pueda considerarse terminada y completa a juicio de PEP, para introducir una tubería de revestimiento, en caso de ser la última etapa puede ser agujero descubierto. FLUIDO BASE AGUA.- Es una mezcla de aditivos en agua, estabilizada químicamente.FLUIDO DE CONTROL.- Es el fluido que se utiliza en un equipo de perforación de pozos, formado por una mezcla o emulsión de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación litológica a perforar. Es utilizado para transportar los recortes de perforación hacia la superficie entre otras funciones.FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA.- Es una emulsión formada por dos fases, una continua que es el aceite y otra dispersa que es una solución acuosa de salinidad controlada, estabilizada con aditivos químicos.FLUIDO DE BAJA DENSIDAD.- Es una emulsión directa de aceite en agua estabilizada químicamente.GENERADOR DE SERVICIO.- Documento de trabajo expedido por el CONTRATISTA en el cual se señalan los volúmenes de obra ejecutados en el periodo especificado, acompañado de todos los soportes y apoyos tales como: orden de trabajo, boleta de campo, certificación de trabajo.INFORME TÉCNICO FINAL DE OPERACIÓN.- Documento que contiene: Introducción, Datos Generales, Aparejos de Fondo, Reportes Diarios, Costos, Aspectos Relevantes, diseño de las operaciones de análisis de la operación, Conclusiones y Recomendaciones y lecciones aprendidas.LFMN.- Ley Federal de Metrología y Normalización.LGEEPA.- Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente LGPGIR.- Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los ResiduosLOGÍSTICA.- Efectuar en tiempo y forma el transporte de todos aquellos insumos necesarios para llevar acabo los trabajos de apoyo a la perforación, terminación y reparación de pozos.LOCALIZACIÓN.- Área donde se ubican uno o más pozos marinos y donde se desarrollarán los trabajos de perforación, terminación y reparación de pozos.LUTITA: Es una roca sedimentaria clástica que se compone principalmente de partículas menores de 4 micrones.MANEJO INTEGRAL.- Las actividades de reducción en la fuente, separación, reutilización reciclaje co-procesamiento, tratamiento biológico químico, físico o térmico, acopio, almacenamiento, transporte y disposición final de residuos, individualmente realizadas o combinadas de manera apropiada, para adaptarse a las condiciones y necesidades de cada lugar, cumpliendo objetivos de valorización, eficiencia sanitaria, ambiental, tecnológica, económica y social.NORMAS MEXICANAS (NMX).- Son las que elabora un Organismo Nacional de Normalización privada o bien la Secretaría de Economía, que prevé para uso común y repetido: reglas, atributos, especificaciones, directrices, etc., son de aplicación voluntaria salvo que los particulares manifiesten que sus productos proceso o servicios son conforme a las mismas o cuando las NOM´S requieran su observancia para fines determinados Art. No. 51-A de la LFMN)NORMA OFICIAL MEXICANA (NOM).- Regulación técnica de carácter obligatorio y expedido por las dependencias competentes, conforme a las finalidades previstas por la Ley Federal de Metrología y Normalización. Deben responder a un objetivo legítimo (ejemplo: protección de la vida, la salud o el medio ambiente)ORDEN DE TRABAJO.- Instrucción emitida por el Supervisión de PEP, al Representante Técnico del CONTRATISTA para ejecutar los trabajos, conteniendo los conceptos de trabajo a realizar así como sus volúmenes de obra estimado. OBTURANTES ESPECIALES.- Son aquellos que se utilizan para el control de pérdida total de circulación, de tecnología actual, tales como polímeros entrecruzados, sin considerar los materiales tradicionales.OPERACIONES DE CONTINGENCIA.- Son aquellas operaciones que tienen la finalidad de restituir a las condiciones originales después de un incidente que ocasionó desviaciones en las operaciones normales.PEMEX.- Petróleos Mexicanos.PEP.- Pemex Exploración y Producción.POZO TIPO.- Modelo representativo de los pozos a ser intervenidos en los campos de la región marina o terrestres, los cuales sirven de base para el diseño de la ingeniería de los trabajos.POZOS DESIGNADOS.- Pozos que PEP asigne al CONTRATISTA para ser intervenidos en los campos petroleros marinos.RLGPGIR.- Reglamento de Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos


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RECORTE DE PERFORACIÓN.- Estratos litológicos cortados por una barrena, recuperados a través de equipos de control de sólidos, los cuales pueden estar impregnados con fluidos base aceite o fluidos base agua. SUPERVISOR DE PEP.- Representante autorizado por PEP. RESIDUO.- Material o producto cuyo propietario o poseedor desecha y que se encuentra en estado sólido o semisólido, o es un liquido o gas contenido en recipientes o depósitos, y que pueden ser susceptible de ser valorizado o requiere sujetarse a tratamiento o disposición final.RESIDUO PELIGROSO.- Son aquellas que posean algunas de las características de corrosividad, reactividad, explosividad, toxicidad, inflamabilidad, o que contengan agentes biológico infecciosos, que les confieran peligrosidad, así como envases, recipientes, embalajes y suelos que hayan sido contaminados cuando se transfieren a otro sitio.RESIDUO DE MANEJO ESPECIAL.- Son aquellos generados en los procesos productivos, que no reúnen las características para ser considerados como peligrosos o como residuos sólidos urbanos, o que son producidos por grandes generadores de residuos sólidos urbanos.RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS.- Los generados en las casas habitación, que resultan de la eliminación de los materiales que utilizan en sus actividades domésticas, de los productos que consumen y de sus envases, embalajes o empaques, los residuos que provienen de cualquier otra actividad dentro de establecimientos o en la vía pública que generen residuos con características domiciliarias, y los resultantes de la limpieza de las vías y lugares públicos, siempre que no sean considerados por esta Ley como residuos de otra índole.RIG-PASS.- Acreditación de seguridad para empresas de servicio petrolero.RITMO DE PENETRACIÓN.- Es la velocidad de penetración de la barrena medida en metros perforados por unidad de tiempo.SEMARNAT.- Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales.SERVICIO INTEGRAL.- Conjunto de servicios especializados integrados de fluidos de perforación, comprende la asistencia técnica, diseño, sistemas de fluidos, utilizados en las actividades de perforación, terminación y reparación de pozos.SCT.- Secretaría de Comunicaciones y Transportes.SSPA.- Seguridad, Salud y Protección Ambiental. SIPA.- Seguridad Industrial, Protección Ambiental SISTEMA DE FLUIDOS.- Sistema de perforación diseñado y preparado con compuestos y aditivos químicos sólidos y líquidos propuestos por el CONTRATISTA.STPS.- Secretaria de Trabajo y Previsión Social.REPRESENTANTE TÉCNICO.- Representante del CONTRATISTA ante la dependencia o la entidad para cumplir técnica y administrativamente en todo lo relacionado con la ejecución de los trabajos. TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONDUCTORA.- Tubería que aísla las formaciones no consolidadas.TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE CONTINGENCIA.- Tubería utilizada en forma adicional al diseño propuesto, por razones de índole geológico, para poder alcanzar el objetivo del pozo.TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE EXPLOTACIÓN.- Tubería a través de la cual se efectúan los disparos en los intervalos de interés.TUBERÍA DE REVESTIMIENTO INTERMEDIA(S).- Tubería(s) que aísla(n) las formaciones superiores y permite continuar perforando hasta las formaciones objetivo.TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIAL.- Tubería que aísla los mantos freáticos y soporta las formaciones someras no consolidadas.VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO PARA UNA ETAPA.- Es la suma del volumen de presas más el volumen de TR de acuerdo a la geometría del pozo más el volumen de agujero descubierto más el volumen por dilución.VIAJE.- Es la extracción e introducción de la sarta de perforación.VOLUMEN DE PLANTA.- Volumen de fluido de control, que se transporta de la planta del CONTRATISTA al muelle o pozo asignado.VOLUMEN GENERADO.- Volumen de fluido de control que se prepara en la localización durante la etapa de perforación.VOLUMEN DE VIAJE.- Fluido de control que se pierde durante la extracción de la sarta de perforación durante la maniobra de desconexión de la tubería.VOLUMEN DE DILUCIÓN.- Es la suma de volúmenes perdidos por impregnación y viaje más el 15% de volumen de recorte que pasan a través del equipo de control de sólidos.


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VOLUMEN DE IMPREGNACIÓN.- Es el volumen de fluido que se pierde por impregnación o humectación de los recortes con el fluido de perforación.

9.0 ESPECIFICACIONES PARTICULARES DEL SERVICIO.

9.1 ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MATERIALES Y NORMATIVIDAD APLICABLE.

Las unidades de medida para las concentraciones, cálculos de concentraciones, aditivos, volúmenes y recortes deben expresarse de la siguiente forma:

Tabla 1.- Concentraciones.Concepto UnidadSólidos kg/m3

Líquidos l/m3

Aditivos líquidos: litros L ó l Aditivos sólidos: kilogramos kg Volúmenes: metros cúbicos m3

Los recortes deben expresarse en: toneladas ton

Normas Mexicanas (NMX) para aditivos empleados en los fluidos de perforación, terminación y reparación de pozos.

Tabla 2.-Normas referente a sistema de fluidos.NMX-L-162-SCFI-2003 Emulsiones inversas.NMX-L-167-SCFI-2004 Sistemas de base agua inhibidores de lutitas.NMX-L-168-SCFI-2003 Sistema de fluidos de baja densidad.

Tabla 3.- Normas de Aditivos Químicos.NMX-L-159-SCFI-2003 Barita.NMX-L-144-SCFI-2003 Bentonita.NMX-L-148-SCFI-1995 Obturante granular.NMX-L-149-SCFI-1995 Obturante fibroso.NMX-L-161-SCFI-2004 Despegador de tubería.NMX-L-156-SCFI-1996 Obturantes celulósicos.NMX-L-166-SCFI-1996 Viscosificantes poliméricos.NMX-L-142-SCFI-2004 Carbonato de calcio.NMX-L-153-SCFI-2004 Emulsificantes para fluidos.NMX-L-145-SCFI-2004 Secuestrante para ácido sulfhídrico.

El diesel que utilice el CONTRATISTA para los fluidos base aceite y baja densidad, debe cumplir con la Especificación No. 301 (PEMEX DIESEL) vigente y adicionalmente debe cumplir con lo siguiente:

Tabla 4.- Especificación de diesel.Peso específico (g/cc) 0.82 – 0.85

Nota: El incumplimiento de las especificaciones mencionadas, pueden poner en riesgo al personal y las instalaciones.

9.1.1. Materiales Sellantes y Obturantes.Distribución de Tamaños de Partículas de materiales sellantes y obturantes, debiendo reportarse para cada uno de los productos que aparecen en el catalogo de conceptos

Tabla 5.- Hoja de reporteNombre del Producto

Tamaño de partícula (micrones) Volumen acumulado (%)


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12341020100

Tamaño máximo de la partícula

Nota: El CONTRATISTA debe de anotar el tamaño de la partícula de acuerdo a la distribución de su producto.

Adicionalmente a los parámetros establecidos en las normas los materiales sellantes (obturantes) propuestos, el CONTRATISTA deberá especificar la granulometría y distribución de las partículas de sus materiales y clasificar los obturantes de acuerdo a la siguiente tabla de referencia:

Tabla 6.- Especificación de granulometría y distribución de partículas.CLASIFICACIÓN

(medio, fino, grueso, Extra grueso) MICRONES MEDIDAS

Fino d90 < 75 Por lo menos el 90 % pasan la malla 200Medio d90 75 a 250 90% pasan las mallas de 60 a 200Grueso d90 250 a 1000 90% pasan las mallas de 18 a 60Extra grueso d90 > 1000 Por lo menos 90% pasan la malla 18

Nota: El CONTRATISTA debe reportar para cada uno de los obturantes la siguiente distribución en micrones:

Tabla 7.Tabla 7

Los cuales son obtenidos de la tabla de referencia No.5.Concentración mínima de aditivos químicos del Fluido Base Agua Bentonítico:

Bentonita: 80 kg/m3

Sosa cáustica: 2 kg/m3

Extendedor de bentonita: 0.5 kg/m3

Carbonato de Sodio: 1 kg/m3

Concentración mínima de aditivos químicos del Fluido Base Agua Bentonítico polimérico: Bentonita: 30 kg/m3

Sosa cáustica: 3 kg/m3

Extendedor de bentonita: 0.5 kg/m3

Polímero viscosificante: 1 kg/m3

Polímero reductor de filtrado: 2 kg/m3

Dispersante: 10 kg/m3

La determinación de las propiedades físicas y químicas de los fluidos preparados y acondicionados en pozos y planta, deberán apegarse a las especificaciones API 13B.Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA).Manual de procedimientos operativos para el manejo de residuos peligrosos GSIPARP-01.NOM-052-SEMARNAT-2005. Que establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad.NOM-053-SEMARNAT-2005. Procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para determinar los constituyentes que hacen un residuo peligroso por su toxicidad.NOM-002-SCT2-2003. Listado de substancias y materiales peligrosos más usualmente transportados.


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d10 d50 d90


NOM-003-SCT2-2000. Para el transporte terrestre de materiales y residuos peligrosos. Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de materiales y residuos peligrosos.NOM-010-SCT2-2003. Disposiciones de compatibilidad y segregación, para el almacenamiento y transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos.Manual de Procedimiento SSPA.Cumplir con la Especificación P.1.0000.09 para Embalaje y marcado para Embarque de Equipo y Materiales, Primera Edición, Febrero de 2005. Reglamento de la Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente (RLGEEPA).NOM-138-SEMARNAT-SS-2003. Que establece los límites máximos permisibles de contaminación en suelos afectados por hidrocarburos, la caracterización del sitio y procedimientos para la restauración.Es responsabilidad del CONTRATISTA para actividades Costa fuera comprobar documentalmente que su personal ha sido capacitado en Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Supervivencia en el Mar para cumplir con los lineamientos especificados en la Sección 8 del API-RP-14G, Regla 18, Cap. – lll, Sección l y Regla 51, Capitulo lll, Sección Vlll, Parte C de Solas 1974.NOM-033-SCT-1996.- Lineamientos para el ingreso de mercancías peligrosas a instalaciones portuarias.Es responsabilidad del CONTRATISTA que las unidades presurizadas destinadas para el transporte, embarque y desembarque de material barita, que utilice para la ejecución de los trabajos, cumpla con la norma NOM-020-STPS-2002.- Recipientes sujetos a presión y calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad. PROY-NOM-164-SCFI-2003 y las condiciones de seguridad del remolque deben cumplir con la NOM-EM-010-SCFI-2003.El CONTRATISTA será el responsable de la supervisión y control de la operación de carga y descarga de material barita a embarcaciones.Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos.Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimientos de desechos y otras materias.Nota: El listado de normas anteriores son indicativas más no limitativas.

9.2 DISEÑO Y CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS.

En la elaboración del programa de perforación del pozo, el CONTRATISTA es responsable de diseñar y proponer el tipo de fluido de control, así como sus propiedades fisicoquímicas requeridas en los diferentes campos, las cuales deben ser aprobadas por el área operativa de PEP.

El CONTRATISTA debe diseñar y ejecutar todos los trabajos previstos en estas Bases de Usuario con diligencia, calidad, experiencia y tecnología actualizada en el ámbito internacional, cumpliendo con todas las disposiciones gubernamentales aplicables.

El CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos, debe prever los contaminantes presentes en el intervalo a perforar y proponer en el diseño de sus sistemas, los aditivos complementarios adecuados para contrarrestar sus efectos.

El área operativa de PEP proporcionará la información de pozo con anticipación, para que el CONTRATISTA diseñe y proponga sus sistemas y propiedades de fluidos, previo al inicio de los trabajos, los cuales deben ser aprobados por esta misma área. Para el caso de campos que no estén contemplados en las especificaciones técnicas de estas bases de usuario, el CONTRATISTA se obliga a diseñar y proponer los sistemas y propiedades de fluidos para intervenir dichos pozos.

El CONTRATISTA debe considerar para el diseño de sus sistemas de fluidos las características de las formaciones a perforar y los contaminantes comunes de cada campo. El CONTRATISTA debe considerar para el diseño de sus sistemas de fluidos las características del sistema hidráulico del equipo, la capacidad y cantidad de presas, agitadores y sistema circulatorio, que PEP tiene instalados en sus equipos.


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El CONTRATISTA se obliga a proporcionar a PEP la asistencia técnica en el uso de sus aditivos, sistemas de fluidos, ingeniería aplicada en el comportamiento hidráulico en el diseño y durante la ejecución de los trabajos, control de pérdidas de circulación, prevención de problemas de pegaduras de tubería, tratamiento de contaminaciones, aplicación de nuevas tecnologías y propuestas de mejora, que permitan a PEP optimizar la perforación y terminación de pozos.

9.3 POZOS TIPO.Diseños de pozos tipo: los siguientes diseños de pozos tipo, son ejemplificativos y pueden variar en su geometría y densidades de acuerdo a los requerimientos de PEP, sin embargo estos pozos contienen los requisitos a considerar por el CONTRATISTA para la ejecución de los trabajos.

Tabla 8.- POZO TIPO 1. INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS

Intervalo (m.) 1ª 2ª 3ª Ctgc 3ª 4ª.Ctgc 4ª. 5ª

Barrena (pulgadas.) 36 26 18 ½ 17 ½ 14 ¾ 12 ¼ 8 ½

T.R. (pulgadas.) 30 20 16 13 3/8 11 7/8 9 5/8 7 5/8Diámetro interior TR (pulgadas.) 28 18.75 15 12.625 10.625 8.625 6.625

Intervalo(mts. lineales ) 0-230 230-

1180 1180-1435 1435-2255 2255-3425 3425-4517 4517-

4853Metros a perforar 230 950 255 820 1170 1092 336Densidad del fluido(grs/cc) 1.04 1.12 1.40 1.80 1.94 1.96 1.02-0.92

Tipo de fluido BAB BABP EI EI EI EI BAATTemperatura Máxima (°C) 61 68 93 130 155 157

Tipo de formación

Probables Contaminantes

Gas de formació

nExpansión Lineal (%) - - - - - - < 25Dispersión (%) - - - - - - < 25Succión Capilar (seg) - - - - - - < 50Vp ( cps) > 14 > 14 - - - - > 14Pc ( lb/100 pie2) > 14 > 14 - - - - > 12Geles 0’/10’ > 15/25 > 15/25 - - - -pH 9 – 10 9.5-10.5 - - - -Filtrado API (ml) < 12 < 8 < 6Filtrado APAT (ml) < 5 < 5 < 5 < 5MBT (Kg/m3) < 60 < 60 < 30Ion K+ libre (ppm) >10,000 >20,000Cloruros (ppm) >18000 * * * * >25,000Coeficiente de lubricación - - - - - - < 0.25

Relación aceite/agua 80/20 80/20 80/20 80/20

Estabilidad Eléctrica (volts) >700 >700 >700 >700

*Nota: la salinidad deberá determinarse de acuerdo al campo


Intervalo (m.) 1ª 2ª 3ª 4ª. 5ª 6ª

Barrena (pulgadas.) 36 26 17 ½ 14 ¾ 12 ¼ 8 ½


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T.R. (pulgadas.) 30 20 13 3/8 11 ¾ 9 5/8 7Diámetro interior TR (pulgadas.) 28 18.75 12.625 10.625 8.625 5.879

Intervalo(mts. lineales ) 0-200 200-1120 1121-3002 3002-4511 4511-5985 5985-6361

Metros a perforar 200 920 1882 1513 1474 376Densidad del fluido(grs/cc) 1.05 1.19 1.49 1.64 2.04 1.78Tipo de fluido BAB BABP EI EI EI EITemperatura Máxima (°C) 50 86 115 145 160

Tipo de formaciónProbables Contaminantes - - - - Gas, Sal Gas

Expansión Lineal (%) - - - - - -Dispersión (%) - - - - - -Succión Capilar (seg) - - - - - -Vp ( cps) > 14 > 14 - - - -Pc ( lb/100 pie2) > 14 > 14 - - - -Geles 0’/10’ > 15/25 > 15/25 -- - - -pH 9 – 10 9.5-10.5 - - - -Filtrado API (ml) < 12 < 8Filtrado APAT (ml) - - < 5 < 5 < 5 < 5MBT (Kg/m3) < 60 < 60Ion K+ libre (ppm) - >10,000Cloruros (ppm) - >18000 * * * *Coeficiente de lubricación - - - - - -

Relación aceite/agua - - 80/20 80/20 80/20 80/20Estabilidad Eléctrica (volts) - - >700 >700 >700 >700


Tabla 10.- POZO TIPO 3.

INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS

Intervalo (m.) 1ª 2ª 3ª 4ª. 5ª 6ª 7ª

Barrena (pulgadas.) 36 26 17 ½ 14 ¾ 12 ¼ 8 ½ 5 7/8T.R. (pulgadas.) 30 20 13 3/8 11 ¾ 9 5/8 7 5/8 5Diámetro interior TR (pulgadas.) 28 18.75 12.625 10.625 8.625 6.625 4.126

Intervalo(mts. lineales ) 0-200 200-1100 1100-2400 2400-3934 3934-

4658 4658-5722 5722-6074

Metros a perforar 200 900 1300 1534 630 724 352Densidad del fluido(grs/cc) 1.04 1.20 1.65 2.00 2.00 1.70 1.60

Tipo de fluido BAB BABP EI EI EI EI EITemperatura Máxima (°C) 72 101 141 147 162 168

Tipo de formaciónProbables Contaminantes - - - - - Gas Gas

Expansión Lineal (%) - - - - - - -


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Dispersión (%) - - - - - - -Succión Capilar (seg) - - - - - - -

Vp ( cps) > 14 > 14 - - - - -Pc ( lb/100 pie2) > 14 > 14 - - - - -Geles 0’/10’ > 15/25 > 15/25 - - - - -pH 9 – 10 9.5-10.5 - - - - -Filtrado API (ml) < 12 < 8 - -Filtrado APAT (ml) - - < 5 < 5 < 5 < 5 < 5MBT (Kg/m3) < 60 < 60 -Ion K+ libre (ppm) - >10,000 -Cloruros (ppm) - >18000 * * * * *Coeficiente de lubricación - - - - - - -

Relación aceite/agua - - 80/20 80/20 80/20 80/20 80/20

Estabilidad Eléctrica (volts) - - >700 >700 >700 >700 >700



Intervalo (m.) 1ª 2ª 3ª 4ª. 5ª 6ª 7ª

Barrena (pulgadas.) 36 26 17 ½ 14 ¾ 12 ¼ 8 ½ 5 7/8

T.R. (pulgadas.) 30 20 13 3/8 11 ¾ 9 5/8 7 5Diámetro interior TR (pulgadas.) 28 18.75 12.625 10.625 8.625 5.879 4.126

Intervalo( mts. lineales ) 0-200 200-1150 1150-3000 3000-4812 4812-

5399 5399-5933 5933-6397

Metros a perforar 200 950 1850 1812 587 534 464Densidad del fluido(grs/cc) 1.05 1.20 1.50 1.75 2.01 2.00 2.02

Tipo de fluido BAB BABP EI EI EI EI EITemperatura Máxima (°C) 38 89 127 141 148 150

Tipo de formaciónProbables Contaminantes - - - - - Gas -

Expansión Lineal (%) - - - - - - -

Dispersión (%) - - - - - - -Succión Capilar (seg) - - - - - - -

Vp ( cps) > 14 > 14 - - - - -Pc ( lb/100 pie2) > 14 > 14 - - - - -Geles 0’/10’ > 15/25 > 15/25 - - - - -pH 9 – 10 9.5-10.5 - - - - -Filtrado API (ml) < 12 < 8 - -Filtrado APAT (ml) - - < 5 < 5 < 5 < 5 < 5MBT (Kg/m3) < 60 < 60 -Ion K+ libre (ppm) - >10,000 -Cloruros (ppm) - >18000 * * * * *Coeficiente de lubricación - - - - - - -


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Relación aceite/agua

- - 80/20 80/20 80/20 80/20 80/20

Estabilidad Electrica (volts) - - >700 >700 >700 >700 >700



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Intervalo (m.) 1ª 2ª 3ª 4ª. 5ª 6ª 7ª 8ª

Barrena (pulgadas.) 36 26 18 ½ 17 ½ 14 ¾ 12 ¼ 8 ½ 5 7/8

T.R. (pulgadas.) 30 20 16 13 3/8 11 ¾ 9 5/8 7 5Diámetro interior TR (pulgadas.) 28 18.75 15 12.625 10.625 8.625 5.879 4.126

Intervalo( mts. lineales ) 0-200 200-875 875-

17001700-3078

3078-4208

4208-4498

4498-5069

5069-5500

Metros a perforar 200 675 825 1378 1130 290 571 431Densidad del fluido(grs/cc) 1.05 1.10 1.59 2.00 2.06 1.95 1.85 1.32

Tipo de fluido BAB BABP EI EI EI EI EI EITemperatura Máxima (°C) 48 69 104 131 138 151 161

Tipo de formaciónProbables Contaminantes - - - - - - - -

Expansión Lineal (%) - - - - - - - -

Dispersión (%) - - - - - - - -Succión Capilar (seg) - - - - - - - -

Vp ( cps) > 14 > 14 - - - - - -Pc ( lb/100 pie2) > 14 > 14 - - - - - -Geles 0’/10’ > 15/25 > 15/25 - - - - - -pH 9 – 10 9.5-10.5 - - - - - -Filtrado API (ml) < 12 < 8 - - -Filtrado APAT (ml) - - < 5 < 5 < 5 < 5 < 5 < 5MBT (Kg/m3) < 60 < 60 - - - - -Ion K+ libre (ppm) - >10,000 - - - - - -Cloruros (ppm) - >18000 * * * * * *Coeficiente de lubricación - - - - - - - -

Relación aceite/agua - - 80/20 80/20 80/20 80/20 80/20 80/20

Estabilidad Electrica (volts) - - >700 >700 >700 >700 >700 >700

*Nota: la salinidad deberá determinarse de acuerdo al campo Los sistemas de fluidos citados en cada etapa de cada pozo han sido utilizados por PEP con buenos resultados. El CONTRATISTA debe utilizar durante los trabajos las propiedades fisicoquímicas de los sistemas de fluidos que garanticen la ejecución de los trabajos, los cuales deben de cumplir con los rangos establecidos en los pozos tipo.

En base a los datos estadísticos de los pozos perforados de correlación, el CONTRATISTA deberá utilizar en su formulación los aditivos necesarios para contrarrestar los contaminantes a los que van a estar expuestos los fluidos, durante la ejecución de los trabajos.

Los tipos de formaciones y contaminantes probables citados en los pozos tipo, son los que presentan en forma frecuente, sin embargo estas pueden variar durante el desarrollo de los trabajos.


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El sistema de fluido de Emulsión Inversa utilizado durante la ejecución de los trabajos debe incluir en su formulación el aditivo químico humectante.

9.4. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN, REPARACIÓN Y TERMINACIÓN DE POZOS.

Los sistemas de fluidos Base Agua Inhibidor de Lutitas, Emulsión Inversa y de Baja Densidad a utilizar por el CONTRATISTA deben de cumplir con las especificaciones técnicas establecidas en las Normas Mexicanas de Calidad (NMX) indicadas en estas bases de usuario.

Los sistemas de fluidos a utilizar por el CONTRATISTA deben de cumplir cuando menos con las especificaciones establecidas en los diseños de los pozos tipo de estas bases de usuario, punto 9.3.

Los sistemas de Fluidos Base Agua Bentonítico a utilizar por el CONTRATISTA deben cumplir con las especificaciones Técnicas establecidas y los aditivos deben de cumplir con las Normas Mexicanas de Calidad (NMX) indicadas en estas bases de usuario.

Los sistemas de Fluidos Base Agua Bentonítico Polimérico a utilizar por el CONTRATISTA deben cumplir con las especificaciones Técnicas y los aditivos deben de cumplir con las Normas Mexicanas de Calidad (NMX) indicadas en estas bases de usuario.

Los sistemas de Fluidos Base Agua Alta Temperatura, deben cumplir con los parámetros de Expansión Lineal, Filtrado y Reología, especificados en la Norma Mexicana de calidad NMX-L-167-SCFI-2004, aplicando la temperatura de 150º centígrados y deben estar formulados con aditivos resistentes a la temperatura máxima del pozo (190 grados centígrados).

Nota: La evaluación de todos los sistemas de fluidos base agua, deben ser realizados sin incluir el material sellante.

El sistema de fluido de Emulsión Inversa a utilizar por el CONTRATISTA debe cumplir con la norma de calidad NMX-L-162-SCFI-2003.

Nota: La evaluación de todos los sistemas de fluidos de emulsión inversa, deben ser realizados sin incluir el material sellante.

Los sistemas de fluidos de Emulsión Inversa, a utilizar por el CONTRATISTA deben ser preparados y acondicionados por el CONTRATISTA, únicamente con Diesel que cumpla con las especificación “PEMEX diesel No.301”, solicitado en estas bases de usuario.

Los sistemas de fluidos base agua inhibidores de Lutitas, a utilizar por el CONTRATISTA, deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-167-SCFI-2004, y formulados para la perforación marina con agua de mar.

Los sistemas de fluidos base agua de mar inhibidores de Lutitas sin bentonita, a utilizar por el CONTRATISTA, deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-167-SCFI-2004, y formulados para la perforación marina con agua de mar.

Adicionalmente deben de considerar los materiales sellantes especificados en la tabla de los pozos tipos solicitados en estas bases de usuario.

Los sistemas de fluidos base agua para generar fluido espumado, a utilizar por el CONTRATISTA, debe contener la concentración de aditivos químicos y cumplir con especificaciones técnicas indicadas en estas bases de usuario.

Adicionalmente deben de considerar los materiales sellantes especificados en la tabla de los pozos tipos solicitados en estas bases de usuario.

El sistema de fluido de baja densidad, a utilizar por el CONTRATISTA, debe de cumplir con la Norma Mexicana de calidad NMX-L-168-SCFI-2003.

El sistema de fluido de base agua de mar con aditivos líquidos para inhibir lutitas, con densidad de 1.03 g/cc a 1.05 g/cc, deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-167-SCFI-2004 en lo referente a Expansión lineal y dispersión; este sistema debe ser probado sin material densificante. Todos los aditivos para la formulación


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de este sistema deben incluirse en estado líquido, para facilitar la preparación continua y oportuna, debido a que este sistema de fluidos se utiliza en la perforación de pozos con pérdida total de circulación.

Para la perforación de los intervalos con diámetros desde 26 y hasta 17 1/2 pulgadas, PEP proporcionará gastos de 1000 a 800 GPM respectivamente; si esto no se cumple, el CONTRATISTA debe proporcionar las recomendaciones apropiadas para suplir la deficiencia de gasto, de acuerdo a sus cálculos hidráulicos, para lo cual debe utilizar computadoras personales que incluyan software de diseño propio o disponible en el mercado, que permita simular y evaluar el comportamiento de las propiedades del fluido bajo las condiciones de presión y temperatura a las que está expuesto durante la perforación y así optimizar la limpieza del agujero.

PEP no pagará al CONTRATISTA, los volúmenes perdidos de fluido por: filtración, evaporación, conexiones superficiales, el llenado de los espacios porosos o por la permeabilidad de la formación, el volumen de fluido de emulsión inversa y base agua que quede entrampado en el espacio anular entre agujero y Tubería de Revestimiento en la cementación de estas, entre tuberías de revestimiento, el fluido entrampado durante la colocación de tapones de cemento, debido a que estos volúmenes están considerado dentro del calculo volumétrico de cada una de las etapas. Todos estos volúmenes deben estar considerados en los costos del servicio de acuerdo al catalogo de los conceptos de trabajo correspondientes.

PEP no pagará lo referente a las rebajadas de cemento de los tapones por circulación, el CONTRATISTA debe considerarlo en el costo de trabajo.

PEP solo pagará el 50 % de la partida de metro perforado respectivo al trabajo ejecutado cuando por problemas en la cementación de la Tubería de revestimiento, se tenga que rebajar mas de 50 metros, es decir solo se pagará la totalidad de los metros rebajados de cemento menos 50 metros (se considera metro rebajado a partir de una velocidad de rebajada de 3 minutos por metro).

9.5. ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS ADITIVOS COMPLEMENTARIOS. Los aditivos químicos a utilizar por el CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos en las partidas de aditivos complementarios, deberán cumplir con las normas establecidas en tabla 3 del punto 9.1 y únicamente, PEP aceptará los certificados de calidad que describan los nombres comerciales que el CONTRATISTA propone. Los certificados deben contener el nombre comercial utilizado por el CONTRATISTA y mencionar la concentración con la cual fueron aprobados dichos materiales. PEP no acepta certificados de calidad de productos con nombres de funciones genéricas.

Los materiales sellantes y obturantes empleados para el control de pérdidas de circulación, a utilizar por el CONTRATISTA deben cumplir con las Normas Mexicanas NMX punto 9.1.; adicionalmente deben de especificar y presentar su clasificación como fino, medio, grueso y extra grueso de acuerdo a estas bases de usuario.

El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP, durante la ejecución de los trabajos, las especificaciones técnicas para los baches a base de grafito utilizado para el control de pérdidas de circulación y clasificarlo de acuerdo a la tabla 6 del punto 9.1.1, en estas bases de usuario, como fino, medio, grueso y extra grueso.

El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP durante la ejecución de los trabajos, la distribución de partículas de cada uno de los materiales obturantes propuestos en estas bases de usuario.

Los aditivos despegadores de tuberías propuesto por el CONTRATISTA, deben cumplir con la Norma Mexicana de Calidad NMX-L-161-SCFI-2004, indicada en estas bases de usuario.

El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP durante la ejecución de los trabajos las características del sistema de baches para el control de pérdidas severas y totales de circulación, indicando los mecanismos y procedimientos de operación y referencias de aplicación.


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Los aditivos secuestrantes de acido sulfhídrico propuestos por el CONTRATISTA, deben cumplir con la norma Mexicana de calidad NMX-L-145-SCFI-2004 indicada en estas bases de usuario.

El CONTRATISTA, debe entregar al área operativa de PEP durante la ejecución de los trabajos las especificaciones técnicas que describan la composición química y las propiedades fisicoquímicas de los aditivos químicos espumantes y antiespumantes, que utilizará durante la ejecución de los trabajos, así como la concentración recomendada para cumplir con sus funciones, y obtener densidades de 0.4 g/cc tomando en cuenta la formulación del fluido base agua, especificada en el numeral de estas bases de usuario.

9.6.- CÁLCULOS VOLUMÉTRICOS DERIVADOS DE LOS POZOS TIPO.

9.6.1.- Formato para los cálculos volumétricos derivados de los pozos tipo numeral 9.3 de esta base de usuario.

Tabla 13.- Cálculos volumétricos.

Notas:* La cantidad de volumen reutilizado (M) será indicada por el contratista de acuerdo a su estrategia comercial.

* El factor obtenido en P, será utilizado para trasladar la Concentración de los Aditivos Químicos del metro cúbico al metro perforado.

9.6.2.- La concentración de los aditivos químicos debe presentarse en el siguiente formato:

Tabla 14.- Concentración de aditivos químicos.

DESCRIPCIÓN:

VOLUMEN TOTAL DE FLUIDO A GENERAR (m3): Nota: esta valor es igua SN obtenido de la tabla 1

VOLUMEN POR METRO PERFORADO (m3/m): Nota: esta valor es igua a SP obtenido de la tabla 1.

Q S T U V=Tx N W=T x SP X Y=Xx SN

ADITIVO PROPUESTO (Nombre comercial)

Gravedad específica

ConcentraciónUnidad

(kg/m3) o (Lts/m3)

Cantidad total (Kg o Lts)

Cantidad por Metro Perforado

(Kg/m) o (Lts/m)

Concentración

(Lts/m3)

Cantidad Total por partida

(Lts/m3)

Total LtsTotal m3 SY =SN

R

Función específica

PARTIDA:

Las unidades deben estar expresadas en el sistema métrico decimal (kg o lt), en concordancia con la LFMN. En este formato se deben incluir las cantidades de carbonato de calcio solicitados en estas bases de usuario

como materiales sellantes.

9.7. CÁLCULOS VOLUMÉTRICOS.

9.7.1. Tablas de referencia base aceite (incluye emulsión inversa y directa).

DESCRIPCION CRITERIODensidad del recorte Se tomara la densidad de recorte de 2.5 g/ccEficiencia del equipo de control de Considerar el 85 % como mínimo.


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sólidosTabla 15.- Datos Técnicos.

Tabla 16.- Cálculo Volumétrico.DESCRIPCION CRITERIO

Volumen de la tubería de revestimiento. Se calcula tomando como base el diámetro interior de la tubería de revestimiento y su longitud.

Volumen de presas. Considerar 100 m3

Volumen de agujero descubierto. Se calcula tomando como base el diámetro de la barrena más un 10 % de descalibre.

Volumen por impregnación o humectación. Se tomara 0.3 m3 de fluido de control por tonelada de recorte.Volumen de viaje (se consideran 3 viajes por etapa). Se tomará 5 m3 de fluido perdido por viaje.

Volumen de dilución.Es la suma del volumen perdido por impregnación, volumen de viaje mas 15% de volumen de recorte que pasan a través del equipo de control de sólidos.

9.7.2. Tablas de referencia base agua.

DESCRIPCION CRITERIODensidad del recorte Se tomara la densidad de recorte de 2.5 g/cc.Eficiencia del equipo de control de sólidos Considerar el 85 % como mínimo.Contenido de arcilla (MBT) 50 Kg/m3

Tabla 17.- Datos Técnicos.

Tabla 18.- Cálculo Volumétrico.DESCRIPCION CRITERIO

Volumen de la tubería de revestimiento Se calcula tomando como base el diámetro interior de la tubería de revestimiento y su longitud.

Volumen de presas. Considerar 100 m3

Volumen de agujero descubierto. Se calcula tomando como base el diámetro de la barrena más un 15% de descalibre.


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Volumen por impregnación o humectación. Se tomará 0.4 m3 de fluido de control por tonelada de recorte.Volumen de viaje (se consideran 3 viajes por etapa) Se tomara 5 m3 de fluido perdido por viaje

Volumen de dilución.Es la suma del volumen perdido por impregnación, volumen de viaje mas 15% de volumen de recorte que pasan a través del equipo de control de sólidos.

Nota: La eficiencia del 85% del equipo de control de sólidos significa que permite el paso del 15% del volumen de sólidos generados.

Para los cálculos volumétricos y aditivos: los volúmenes de fluido a considerar para cada una de las etapas estarán basados en un balance de materia de acuerdo a la siguiente formula:

Volumen de fluido total de

una etapa=

Volumen de agujero descubierto(incluye la longitud perforada en la

etapa)+ Volumen de

presas +Volumen de TR de

acuerdo a la geometría del pozo

+volumen

por dilución

Nota.- Los aditivos y concentraciones que utilizará el CONTRATISTA en cada una de las etapas, deben ser como mínimo los contenidos en la formulación del certificado de calidad correspondiente a cada sistema de fluidos, considerando el volumen de fluido total de cada una de las etapas. No se deberá incluir carbonato de calcio en la formulación básica de los sistemas. La utilización del mismo dependerá de los requerimientos operativos y el pago se realizará conforme las partidas de este material en el catalogo de conceptos.

9.8. VOLÚMENES.

Al termino de los trabajos con fluido de Emulsión Inversa, el CONTRATISTA realizará un balance del fluido suministrado de la planta de fluidos de control y el generado en Plataforma, de tal forma que el volumen que recupere el CONTRATISTA se le cobrará el costo del diesel de acuerdo a lo que resulte mayor de entre: el precio comercial de PEP ó el precio de venta del insumo pactado por el CONTRATISTA considerando sus ajustes de costos; excedente al suministrado en el volumen inicial, de acuerdo a la relación aceite/agua que se obtenga.

9.9. PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN.

Cuando existan perdidas de circulación parcial o total, debido a cambio de formación que no sea imputable al CONTRATISTA y el fluido cumpla con las especificaciones técnicas, concentración de materiales sellantes y las propiedades fisicoquímicas propuestas, PEP pagará el volumen perdido por metro cúbico.

Es responsabilidad del CONTRATISTA, llevar un seguimiento de la hidráulica durante la perforación de cada etapa y en su caso que se detecte una posible pérdida potencial por alta DEC (densidad equivalente de circulación) que exceda del gradiente de fractura, el CONTRATISTA deberá notificar por escrito al área operativa de PEP acerca de los riesgos que representa esta anomalía, e indicará las propuestas de solución. En caso de que el CONTRATISTA no reporte por escrito con la debida oportunidad, PEP no pagará los volúmenes perdidos en el pozo.

En caso de que se presente perdida de circulación y las especificaciones técnicas del fluido no cumplan con las propiedades fisicoquímicas propuestas y que los materiales sellantes no cumplan con la concentración, será responsabilidad del CONTRATISTA y PEP no efectuará pago alguno del volumen del fluido perdido. Es responsabilidad del CONTRATISTA, proporcionar al área operativa de PEP al inicio de los trabajos, un procedimiento y diagrama de flujo del diseño para el control de las pérdidas de circulación, en el cual deberá indicar los obturantes, concentraciones y longitud del bache a utilizar, así como su justificación. El criterio para la elaboración del procedimiento será de acuerdo a la siguiente clasificación:


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REGIMEN DE PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

REGIMEN (m3/hr)

Filtración < 1.6Parcial 1.6 a 4.8

Severa 4.8 a 16Total > 16

Al adicionar obturantes para el control de pérdidas parciales de circulación de acuerdo al procedimiento propuesto por el CONTRATISTA, basado en el régimen de pérdida; PEP únicamente pagará los baches utilizados en esta operación si el sistema controla o reduce el régimen al inmediato anterior indicados en la tabla anterior.

Los baches de los obturantes denominados especiales, únicamente se utilizarán cuando se cumplan las siguientes condiciones:

1.- Cuando se hayan aplicado los obturantes tradicionales y los procedimientos para el control de pérdidas no hayan reducido o minimizado la misma.

2.- Cuando exista pérdida total de circulación.3.- A solicitud expresa de PEP.

El CONTRATISTA a solicitud del área operativa de PEP, debe realizar estudios de caracterización de las zonas de pérdidas con los recortes obtenidos de la formación perforada, complementándolo con datos obtenidos de los registros eléctricos, entregando un informe a PEP, con los resultados y sistemas de obturantes propuestos para la solución de estas pérdidas, en un término de 72 hrs.

En caso de pérdidas parciales ó totales de circulación, el CONTRATISTA debe proponer el uso de tecnologías alternas para solucionar o minimizar en forma eficaz las pérdidas de circulación. Los obturantes que propongan deberán ser materiales inertes y compatibles con fluidos de perforación base agua y base aceite.

Para el control de pérdidas parciales o totales de circulación en formaciones productoras el CONTRATISTA debe proponer y utilizar tecnologías y materiales que no dañen el yacimiento (zona productora). En caso de pérdidas de circulación parciales y totales, PEP, por así convenir a sus intereses, podrá suspender temporal o definitivamente la ejecución total o parcial del trabajo, dando aviso por escrito al CONTRATISTA por tal decisión; y cuando a juicio de PEP se requiera la utilización simultánea de trabajos, materiales y equipos de otros CONTRATISTAES o de PEP, el CONTRATISTA se obliga a realizar el trabajo pactado.

Si durante la perforación de la etapa se presentan pérdidas parciales de circulación, PEP podrá optar por aplicar el numeral XI.9 o que el CONTRATISTA proporcione el volumen de fluido necesario para reponer el volumen perdido, en cuyo caso, PEP pagará conforme al catálogo de precios unitarios de acuerdo al volumen de fluido proporcionado en el pozo durante la ejecución de los trabajos. En el entendido de que PEP pagará al término de la etapa previo análisis del balance de volúmenes de fluidos manejados y propuestos.

9.10. CARACTERISTICAS DE MATERIALES SELLANTES Y OBTURANTES.

Los materiales sellantes y obturantes que se usan para las perdidas de circulación parciales o totales que se presentan en los diferentes pozos de la Región Marina, utilizando sistemas de fluidos de perforación base agua y base aceite, no deben dañar a las formaciones de las etapas de interés o productoras, responsabilizándose el CONTRATISTA en usar materiales sellantes y obturantes, que cumplan con las


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normas vigentes, capaces de soportar altas temperaturas y que sean removidos y solubles químicamente para proteger a:

a).- Formaciones altamente permeables como: arenas masivas, gravillas, lechos de conchas o depósitos de arrecifes.

b).- Formaciones altamente porosas como: arenas, lechos de grava o depósitos de arrecifes.c).- Formaciones cavernosas y duras como: calizas, dolomía y otras formaciones con porosidad

secundaria.

El CONTRATISTA debe diseñar las concentraciones de sellador y obturantes adecuadas, considerando las características como: gradiente de fractura, gradiente de temperatura, presión de poro, porosidad y permeabilidad.

9.11. SOPORTE HIDRAULICO.

Durante la ejecución de los trabajos, es responsabilidad del CONTRATISTA de contar con:

1).- Software para determinar la hidráulica en cada pozo, el cual debe incluir y considerar la desviación del pozo, presión, temperatura y rotación de la sarta.

2).- Licencias autorizadas para el uso y operación o en su caso presentar el software del CONTRATISTA.

3).- Equipo de cómputo para su operación, el cual deberá tener instalado el software y ser operado por el especialista de fluidos en el lugar donde se realicen los trabajos, en las áreas operativas designada por PEP, en las instalaciones del CONTRATISTA y en donde PEP considere necesario para la correcta ejecución de los trabajos.

Es responsabilidad del CONTRATISTA, al inicio y durante el desarrollo de cada etapa, presentar el programa hidráulico con un reporte grafico, emitiendo las recomendaciones técnicas al área operativa de PEP. El cálculo deberá considerar la desviación del pozo, presión, temperatura y rotación de la sarta, para la correcta ejecución de los trabajos objeto de estas Bases de Usuario.

El CONTRATISTA es responsable de instalar en las áreas operativas, el software técnico de hidráulica desde el inicio de los trabajos. El CONTRATISTA deberá ejecutar el software con personal propio, quien fungirá como soporte técnico permaneciendo en disponibilidad durante el desarrollo de los trabajos.

9.12. ATRAPAMIENTO DE SARTA.

El CONTRATISTA debe presentar al área operativa de PEP, su programa hidráulico y dar seguimiento durante el desarrollo de las operaciones de perforación, en caso de que se detecte previamente situaciones potenciales de atrapamiento de la sarta por deficiencia en la limpieza del agujero, el CONTRATISTA deberá notificar a PEP, por escrito y de forma inmediata, tal condición y la sugerencia para evitar la misma.

Si durante la ejecución de los trabajos se presentan pegaduras por presión diferencial y se detecte mediante el análisis de fluido de control que la concentración del material sellante y el filtrado no están dentro de los parámetros establecidos en el mismo programa, se considerarán estas irregularidades como causales de la pegadura de la sarta de perforación. En caso de pérdida de agujero PEP no pagará los trabajos realizados hasta alcanzar la profundidad perforada.

9.13. INFRAESTRUCTURA.

El CONTRATISTA debe contar desde el inicio de los trabajos con una planta de fluidos la cual debe estar ubicada dentro de la zona geográfica en la que se encuentran las Regiones Marinas de PEP.


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El CONTRATISTA al inicio y durante la ejecución de los trabajos, debe contar con una planta de fluidos debidamente autorizada por las autoridades ambientales, federales, estatales y municipales debiendo mantener vigentes dichas autorizaciones para la ejecución de los trabajos.

La planta del CONTRATISTA debe contar con tanques y presas de fluidos de control interconectados, con equipo para control de sólidos, equipo de agitación y silos de barita, con capacidad suficiente para preparar como mínimo 300 m3 por día de fluido de 1.60 g/cc de densidad, independientemente de lo que tenga comprometido con otros proyectos de la misma naturaleza.

9.13.1 Requerimientos de la planta de fluidos de control:

Tanques o Presas con agitación electromecánica para preparar, acondicionar y almacenar fluidos de perforación. La capacidad mínima de almacenamiento del conjunto de tanques o presas será de 1000 m3, independientemente de lo que tenga comprometido con otros proyectos de la misma naturaleza.

Dos vibradores de alto impacto para garantizar la limpieza de los fluidos de control, con un gasto mínimo de 500 galones por minuto.

Centrífuga eliminadora de sólidos de alta y baja gravedad. Esta unidad debe tener la capacidad de eliminar sólidos de alta y baja gravedad.

Silos presurizables con capacidad mínima total de almacenamiento de 200 toneladas de barita, independientemente de lo que tenga comprometido con otros proyectos de la misma naturaleza.

Almacén de productos químicos. Laboratorio equipado para efectuar la determinación de las propiedades físicas y químicas de los

fluidos preparados y acondicionados en la planta, establecidas en las recomendaciones API 13B y equipo para la medición y distribución de partículas.

Permisos o autorizaciones ambientales vigentes para la operación de la planta de fluido. Para la operación de la Planta, el CONTRATISTA debe contar con el personal necesario para su

operación, durante las 24 horas del día y durante la ejecución de los trabajos. El CONTRATISTA, debe bombear a un barco lodero un volumen de fluido de control densificado con

un gasto mínimo de 300 GPM por un periodo de 6 horas continuas sin interrupción.

Es responsabilidad del CONTRATISTA en sus instalaciones y en las de PEP, el manejo de los residuos de manejo especial, residuos peligrosos y sólidos urbanos que se generen durante la ejecución de sus procesos (el manejo de los fluidos, materiales químicos, lavado de presas, residuos del laboratorio), debiendo llevar el registro de estas actividades conforme a la normatividad vigente.

9.14. EQUIPO DE LABORATORIO PORTÁTIL PARA PRUEBAS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS

El CONTRATISTA debe proporcionar el equipo de Laboratorio Portátil con su respectivo gabinete de análisis.

El CONTRATISTA deberá tener capacidad para atender los pozos que PEP indique de manera simultáneamente, debiendo tener en cada una de ellas, como mínimo los siguientes equipos:

1 Pieza Embudo para viscosidad Marsh con pocillo graduado de un litro (1000 cc).1 Pieza Balanza para Fluidos de control, para efectuar la medición de la densidad (peso del fluido de control) de los sistemas de fluidos, con escala en unidades de gravedad específica (g/cm3).1 Pieza Filtro Prensa estándar (API).1 Pieza Filtro Prensa Alta Presión-Alta Temperatura (APAT).1 Equipo para determinar el contenido de arena.1 Pieza Equipo para determinar el contenido de aceite, agua y sólidos (Retorta).1 Pieza Viscosímetro Fann (Modelo 35 C o equivalente)1 Equipo de prueba Azul Metileno (MBT).1 Equipo para determinar la concentración de cloruros (o salinidad).1 Equipo para determinar la alcalinidad del fluido de control y filtrado (para iones de OH, CO3, HCO3).1 Equipo para determinar el Ion potasio


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1 Equipo para determinar el Ion calcio. 1 Paquete de recipientes de vidrio para pruebas de laboratorio.1 Paquete Detectores de H2S (ampolletas o tabletas).1 Centrifuga manual multimixer.1 Agitador magnético.1 Agitador magnético con calentamiento.1 Pieza Balanza Granataria.1 Pieza Probador de Emulsión.1 Termómetro.1 Equipo de laboratorio completo para efectuar pruebas físicas de producción.

9.15. LABORATORIO PARA SOPORTE TÉCNICO.

Es obligación del CONTRATISTA tener disponible durante la ejecución de los trabajos un Laboratorio de Soporte Técnico, ubicado en el área del desarrollo de los trabajos y su objetivo es determinar la composición de las formaciones y simular las reacciones de interacción roca-fluido que permitan la selección optima del fluido de perforación de pozos, desde el punto de vista técnico- económico, las pruebas entre otras, pueden ser:

Muestras de formación (muestras de canal cada 50 metros perforados, como máximo). Estudio de la composición química y mineralógica de la formación. Simulación de reacciones roca-fluido con los sistemas considerados (hinchamiento lineal,

dispersión, capacidad de intercambio catiónico, perfil de reactividad). Establecer criterios de selección.

El CONTRATISTA debe de hacer las pruebas de los fluidos de perforación apoyándose con lo establecido en la Guía para la Selección de Fluidos de Perforación en el Anexo 1 de estas bases de usuario.

El CONTRATISTA debe de hacer las pruebas de los fluidos de perforación que PEP le solicite y entregar un informe de la Caracterización de Formaciones como base para la Selección de Fluidos de Control, sin costo adicional para PEP, que incluya:

Comparativo de Pozos de correlación. Orígenes de problemas de inestabilidad. Comparación de índices de desempeño. Informe de recolección de muestras. Informe de Pruebas de Interacción Roca – fluido. Propiedades reológicas y tixotrópicas de los fluidos de control. Informe de pruebas de filtración a alta presión alta temperatura y de permeabilidad empleando el

equipo PPT. Consideraciones para prevenir problemas detectados. Mecanismos de Inestabilidad. Recomendaciones y Selección del tipo de Lodo. Prácticas operativas. Documentar lecciones aprendidas.

El CONTRATISTA debe presentar un estudio de caracterización de la formación de los campos en donde haya realizado trabajos objeto de estas Bases de Usuario, PEP indicará el pozo en donde se realice el estudio. El CONTRATISTA debe entregar los resultados en un plazo no mayor de 20 días al término de la perforación del pozo designado. El estudio debe contener como mínimo los siguientes puntos:

a) Identificación de las zonas problemáticas en diferentes camposb) Recolección y clasificación de recortes y/o núcleos.

Muestreo de formación y análisis cada 50 m perforados. Fabricación de pastillas o núcleos mediante la compactación en zonas de interés.


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Evaluación comparativa de la reactividad (CEC) con las muestras de formación. Elaboración de pastillas.

c) Preparación de las muestras, limpieza de núcleos o recortes, molienda y conservación de éstas, según si aplica el caso.

d) Caracterización mineralógica de las muestras.e) Estudio en microscopio sobre los tamaños de garganta de poro en lutitas/arenas, para el diseño de

material puenteante.f) Estudio del comportamiento de las muestras arcillosas mediante evaluaciones de expansión lineal,

dispersión, succión capilar, presión osmótica, tamaño de garganta de poro en zonas permeables, pruebas de embolamiento y lubricidad de los fluidos de control, utilizando fluidos evaluados bajo normas o existentes en campo.

g) Evaluación de las propiedades de los fluidos, bajo normas o métodos, para obtener conocimiento de sus propiedades y que sirvan de base para el establecimiento de parámetros.

h) Interpretación de registros geofísicos. El CONTRATISTA debe llevar a cabo el análisis de los registros geofísicos de pozos, los estudios de núcleos existentes, orientados y no orientados y toda la información petrofísica relevante disponible, para el la correlación y validación de esta información con los resultados de las pruebas de laboratorio y diagnostico de los problemas del campo.

i) Medición de la distribución y tamaño de partícula de los materiales sellantes y obturantes.

El laboratorio para el soporte técnico del CONTRATISTA debe contar como mínimo con el siguiente equipo para realizar los análisis citados anteriormente:

Tren de gases Garret Difracción de Rayos-X. Espectroscopio de Rayos-X. Microscopio Electrónico de Barrido. Filtro prensa APAT con discos cerámicos. Equipo para análisis de Integridad al contacto con el tiempo. Microscopio Petrográfico. Equipo para análisis de Retorno de Permeabilidad. Equipo para análisis de Capacidad de Intercambio Catiónico (CIC). Equipo para análisis de Expansión Lineal. Equipo para análisis de Dispersión. Equipo para análisis de Tiempo de Succión Capilar (TSC). Equipo para Obtención digital de espectros. Equipo para Pruebas de filtración dinámica de fluidos de control. Equipo para determinación de parámetros reológicos en condiciones de presión y temperatura de

fluidos de control. Equipo para medición de la distribución y tamaño de partícula.

9.16. MATERIALES Y EQUIPOS.

El diesel que el CONTRATISTA utilice en la preparación o acondicionamiento del fluido de control base aceite en su planta de fluidos de control o en el pozo, debe cumplir con las especificaciones “PEMEX DIESEL” vigentes, entregando la factura de adquisición y el certificado de calidad, con las especificaciones solicitadas en las especificaciones técnicas, al área operativa y supervisor designado por PEP, cuando así se requiera. Durante la ejecución de los trabajos, PEP verificará la calidad del diesel utilizado por el CONTRATISTA, cuidando no poner en riesgo al personal y las instalaciones.

PEP proporcionará el diesel para la preparación y mantenimiento de los fluidos de control a bordo de la plataforma.


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El CONTRATISTA es responsable de la operación y mantenimiento de todo su equipo, materiales y refaccionamientos, garantizando la continuidad operativa durante el desarrollo de los trabajos así mismo deberá asegurar sus equipos y herramientas.

El CONTRATISTA se obliga a mantener al inicio y durante el desarrollo de los trabajos en el pozo la cantidad que se requiera de barita para la preparación de fluidos de control de acuerdo al inicio de cada etapa, acondicionamiento o contingencias.

El CONTRATISTA asume la obligación de obtener los permisos y derechos que se requieran para la importación del equipo de separación de sólidos, equipo de laboratorio, reactivo analítico, refacciones, accesorios y materiales químicos.

9.17. VERIFICACIÓN DOCUMENTAL Y FÍSICA DE LA PLANTA DE FLUIDOS DEL CONTRATISTA.

La planta de fluidos propuesta por el CONTRATISTA, será verificada documentalmente, revisando los títulos de propiedad, contrato de arrendamiento o carta compromiso para la ejecución de los trabajos objeto de estas Bases de Usuario, así como las autorizaciones competentes para la operación de la planta de fluidos. PEP se reserva el derecho de realizar visitas a la planta de fluidos propuesta por el CONTRATISTA para verificar su capacidad de operación

PEP considera que las Plantas de Fluidos es una herramienta indispensable para que el CONTRATISTA proporcione un servicio de calidad como lo requiere PEP, por lo tanto, es necesario que el CONTRATISTA cuente con todo el equipo solicitado por PEP al inicio de los trabajos.

El CONTRATISTA debe dar las facilidades a los representantes que PEP designe, previo al inicio de los trabajos para la revisión, verificación física, documentación del personal y de la planta de fluidos su instalación, interconexión y operación, que propuso para la ejecución de los trabajos, mismo que debe cumplir en cantidad y especialidad solicitada por PEP y no deberá estar comprometidos con otros proyectos similares. En caso de no cumplir con los requerimientos mínimos establecidos en estas Bases de Usuario, PEP solicitará la habilitación de las instalaciones o su disponibilidad o el remplazo inmediato, hasta que se cumpla con lo establecido en el mismo.

Los puntos mínimos a verificar son:

Infraestructura solicitado, debe incluir plano de distribución de la planta propuesta. Equipos de laboratorio portátil, solicitado en el en el punto 9.14 de estas bases de usuario. Equipo de cómputo y Software Técnico para soporte hidráulico, solicitado en el punto 9.11 de estas

bases de usuario (instalado y operando en la planta del CONTRATISTA). Se aplicará el examen de evaluación de conocimientos a técnicos especialista en fluidos. PEP no

aceptará personal que no alcance la calificación mínima aprobatoria de 7 (siete) en una escala de 0 (crero)a 10 (diez), el cual es responsabilidad del CONTRATISTA proponer otro candidato de forma inmediata.

Cartas de compromiso de los trabajos que subcontratará. Para el personal técnico especialista en fluidos, solicitado en el numeral 9.19 de esta bases de

usuario, debe presentar los currículos de cada uno del personal propuesto, con copia de identificación oficial, titulo y cedula profesional, diplomas de cursos de capacitación, comprobación que tiene experiencia en trabajos similares.

Autorizaciones para las unidades presurizadas donde cumple con la norma NOM-020-STPS-2002.- Recipientes sujetos a presión y calderas-Funcionamiento-Condiciones de seguridad.

9.18. MAQUINARIA Y EQUIPO QUE PROPORCIONARÁ PEP.

Durante la ejecución de los trabajos, PEP proporcionará la siguiente maquinaria y equipo, por lo que el CONTRATISTA no deberá considerarlos en la integración de sus precios unitarios.


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Para pozos marinos (Plataforma semisumergible, autoelevable o fija):

o Equipo de abastecimiento de aire a una presión mínima de 120 PSI.o Equipo de abastecimiento de corriente eléctrica a 220 volts.o Grúa tipo marino (para izaje de materiales, equipo y personal en la plataforma de perforación).o Unidad de alta presión para el desplazamiento del fluido de perforación y terminación.o Silos para almacenamiento de barita a granel.o Presas de fluidos de control.o Diesel para mantenimiento de los fluidos base aceite a bordo de la plataforma.o Agua de perforación.

En muelle de embarque o desembarque:

o 01 Grúa tipo terrestre para carga y descarga de equipos, materiales, de las unidades de transporte del CONTRATISTA en el muelle de embarque y viceversa. Los muelles de PEP podrán ser los ubicados en la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco o en el Puerto Laguna Azul en Ciudad del Carmen, Campeche, en caso de cierre de la Terminal Marítima de Dos Bocas por causa fortuita o de fuerza mayor PEP podrá optar por el puerto de Frontera para la carga de material barita.

o Barcos abastecedores y loderos para transportar materiales químicos y fluidos de perforación y terminación.

o 01 Montacargas.

Durante la ejecución de los trabajos, PEP proporcionará hasta 2 (dos) silos presurizables de la planta de fluidos de control de Dos Bocas, Tabasco al CONTRATISTA, para asegurar el envío de este material en forma oportuna del muelle a Plataforma, siendo la responsabilidad del CONTRATISTA el control de la barita, sin responsabilidad para PEP.

9.19. MANEJO DE RESIDUOS.

El CONTRATISTA a solicitud de PEP debe dar el Manejo Integral a los Recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, con apego y cumplimiento a lo establecido en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA), la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (LGPGIR) y lo dispuesto en sus respectivos reglamentos, y de acuerdo a la Norma de referencia NRF-261-PEMEX-2010 y cualquier otra normatividad aplicable en la materia.

El CONTRATISTA asume la responsabilidad y los riesgos por cualquier derrame al suelo y cuerpos de agua, o por cualquiera otra reclamación originada por la realización de los trabajos de Manejo Integral de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, así como de los residuos que deriven objeto de los trabajos por causas imputables al CONTRATISTA, en cuyo caso debe dar aviso oportuno a PEP y a las autoridades correspondientes y responderá ante las instancias respectivas, librando de todo tipo de responsabilidad a PEP ante autoridades administrativas y judiciales.

El CONTRATISTA es responsable de prevenir derrames en la superficie del área asignada para la recolección de recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, dentro de las instalaciones de PEP.

En cumplimiento a lo establecido en el Anexo “S “Obligaciones de Seguridad, Salud en el Trabajo y Protección Ambiental de Los CONTRATISTAS que Realizan Actividades en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción”, en caso de derrames accidentales, durante el manejo de los recortes y residuos


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impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, el CONTRATISTA debe aplicar las medidas correctivas y la restauración del sitio afectado, de acuerdo con las condiciones particulares de limpieza establecidas por la autoridad ambiental correspondiente; los costos asociados serán con cargo al CONTRATISTA.

El CONTRATISTA a solicitud de PEP debe realizar los trabajos de Manejo Integral de los Recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, para lo cual debe dar prioridad al CO-PROCESAMIENTO de los mismos de acuerdo a lo establecido en la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (LGPGIR) y la GUÍA TÉCNICA PARA EL MANEJO AMBIENTALMENTE SEGURO DE LOS FLUIDOS DE CONTROL BASE ACEITE Y RESIDUOS GENERADOS EN LA PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTO DE POZOS EN PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN con número GG-AM-TC-002-2010, emitida por la Subdirección de Seguridad Industrial y Protección Ambiental, en Agosto de 2010, Versión Segunda. Cuando el CO-PROCESAMIENTO de estos residuos no sea posible por motivos operativos, técnicos, ambientales, sociales, económicos o se presente una situación de emergencia, el CONTRATISTA podrá utilizar alternativas tecnológicas de tratamiento o confinamiento (previo tratamiento) o exportación, siempre y cuando la alternativa de tratamiento propuesta se justifique mediante un análisis costo-beneficio que valide su aplicación, el cual una vez revisado, debe ser aprobado o rechazado por PEP.

Previo a la ejecución de los trabajos, referentes al manejo integral de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, el CONTRATISTA debe presentar a PEP la descripción detallada del proceso propuesto de co-procesamiento o confinamiento y que haya sido aprobado por PEP para su realización.

El CONTRATISTA debe contar con las autorizaciones y permisos vigentes emitidos por la autoridad competente, que en su caso resulten procedentes para el manejo integral de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, garantizando a PEP que el manejo de todos éstos no generen afectaciones ambientales, ni produzcan o generen contaminantes secundarios.

Es responsabilidad del CONTRATISTA proporcionar las unidades para el transporte que cuenten con las autorizaciones y permisos vigentes emitidos por la autoridad competente, que en su caso resulten para transportar los recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, desde el muelle asignado hasta el (los) centro(s) de CO-PROCESAMIENTO, propuesto(s) por el CONTRATISTA, o al (los) centro(s) de tratamiento de la alternativa propuesta cuando se presente el caso y que la realización haya sido aprobada por PEP. Al ejecutar las actividades de transporte de residuos, el CONTRATISTA debe cumplir con los apartados 8.4.1 y 8.5.1 de la Norma de referencia NRF-261-PEMEX-2010

El CONTRATISTA debe informar mensualmente dentro de los primeros cinco (5) días de cada mes y por escrito al supervisor del PEP y al área de SIPA, la cantidad en toneladas recolectadas, transportadas, CO-PROCESADAS o tratadas de los recortes de perforación impregnados con fluidos de control (base agua, base aceite y residuos sólidos, según aplique), generados durante la ejecución de los trabajos objeto de estas Bases de Usuario, mediante un reporte que debe incluir como mínimo la información del apartado 8.6 de la Norma de referencia NRF-261-PEMEX-2010.

El CONTRATISTA se compromete a proporcionar a PEP, los equipos para la recolección y transporte de los recortes de perforación debidamente instalados, al inicio de la perforación de cada pozo, quedando en condiciones de operación para la realización de los trabajos.

Las características técnicas de equipos para la recolección y transporte de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control, originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos de perforación de manera indicativa más no limitativa, son las que a continuación se describen:


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a) Para la recolección y transporte de los recortes de perforación, el CONTRATISTA debe proporcionar contenedores metálicos herméticos de por lo menos 67.5 mm (3/8 de pulgada) de espesor, que reúnan las características mencionadas en el numeral 8.3.2.1 de la Norma de referencia NRF-261-PEMEX-2010

b) Para el transporte terrestre de los contenedores metálicos para recortes de perforación, el CONTRATISTA debe proporcionar unidades especializadas tipo tracto camión con plataforma, en cantidad suficiente para asegurar la continuidad de los trabajos, que cumplan con lo dispuesto en la Ley de Caminos, Puentes y Autotransporte Federal, y sus Reglamentos, así como los requerimientos de la SCT para el transporte de estos residuos.

El CONTRATISTA debe presentar a PEP la declaración de seguimiento de manejo de recortes de acuerdo al formato del anexo ”C” de la Norma de referencia NRF-261-PEMEX-2010.

10.0. VOLUMETRÍA DE OBRA ESTIMADA.

Para alcanzar los objetivos previstos en el Plan de Negocios de PEP 2010-2024, la SPRMSO considera necesario fortalecer la ejecución de sus proyectos de desarrollo para mejorar el factor de recuperación y desarrollar nuevas reservas, lo que demanda una gran cantidad de servicios con enfoque Integral de Fluidos de Control y Tratamiento de Recortes en Pozos Petroleros Marinos en donde PEP lo requiera.

Por la dinámica del proceso perforación de pozos, el nombre de los campos y pozos petroleros marinos en donde se efectuarán los servicios requeridos no son definitivos, y dependerá de las estrategias de explotación marcadas por la Alta Dirección de PEP.

11.0 ALCANCE DE LOS CONCEPTOS DE TRABAJO.

Los alcances y conceptos de trabajo propuestos en las presentes Bases de Usuario son enunciativos y no limitativos, ya que si durante el desarrollo de las Bases Técnicas para la contratación se justifica adicionar, modificar, sustituir o eliminar algún concepto de trabajo alcance, dichos cambios serán procedentes para asegurar la correcta ejecución de los trabajos y el cumplimiento de los objetivos de las presentes Bases de Usuario.

Cuando la densidad exceda de la pactada en los conceptos de trabajo establecido del catalogo de precios unitarios, PEP pagará el incremento de densidad del fluido con la cantidad de barita (Ton o fracción) adicional que se agregue para alcanzar la densidad final utilizada.

El cálculo de la barita adicional se determinará con la siguiente formula:BA = V3 (D3- D1)/ (1- D1/4.20)

BA = TONELADA DE BARITA.D1= DENSIDAD INICIAL DEL FLUIDO DE CONTROL A DENSIFICARD3 = DENSIDAD FINAL DEL FLUIDO DE CONTROLV3 = VOLUMEN DENSIFICADO4.20 = GRAVEDAD ESPECIFICA DE LA BARITA (MNX-L-159-SCFI-2003)

11.1 Relación de conceptos de trabajo.

SISTEMA DE FLUIDOS BASE AGUA BENTONÍTICO (BAB).Partida No. 1.- SISTEMA DE FLUIDOS BASE AGUA BENTONÍTICO, DENSIDAD HASTA 1.05 G/CC.Unidad de medida: Metro cúbico.


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Incluye:Materiales: Aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones descritas en el punto 9.1 de esta bases de usuario.Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.

El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido se preparará a bordo de plataforma.

SISTEMA DE FLUIDOS BASE AGUA BENTONÍTICO POLIMÉRICO (BABP).Partida No.2.- SISTEMA DE FLUIDOS BASE AGUA BENTONÍTICO POLIMÉRICO, ETAPA DE 26" Y DENSIDAD HASTA 1.10 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal, tomando como base las concentraciones descritas en el punto 9.1 de esta bases de usuario.Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.

El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado a bordo de plataforma.

Partida No. 3.- SISTEMA DE FLUIDOS BASE AGUA BENTONÍTICO POLIMÉRICO, DENSIDAD HASTA 1.05 G/CC.Unidad de medida: Metro cúbico.Incluye:Materiales: Aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones descritas en el punto 9.1 de esta bases de usuario.Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

SISTEMA DE FLUIDOS DE EMULSIÓN INVERSA (EI) Y EMULSIÓN INVERSA LIBRE DE ASFALTO (EILA).Partida No.4.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, ETAPA 22 ¾", DENSIDAD HASTA 1.40 G/CC. Unidad de medida: Metro perforado.Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. También aplica en etapas con barrena piloto de cualquier diámetro con ampliación a 20 y 22 ¾”.


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Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.Partida No.5.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, ETAPA 18 ½", DENSIDAD HASTA 1.40 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas.También aplica en etapas con barrena piloto de cualquier diámetro con ampliación a 18 ½”. Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.

Partida No.6.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, ETAPA 17 ½", DENSIDAD HASTA 1.50 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. También aplica en etapas con barrena piloto de cualquier diámetro con ampliación a 17 ½”. Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.

Partida No.7.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, ETAPA 14 ¾", DENSIDAD HASTA 1.60 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. También aplica en etapas con barrena piloto de cualquier diámetro con ampliación a 14 ¾”. Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.


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Partida No.8.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, ETAPA 12 ¼", DENSIDAD DE HASTA 1.80 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. También aplica en etapas con barrena piloto de cualquier diámetro con ampliación a 12 ¼”. Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.

Partida No.9.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA LIBRE DE ASFALTO, ETAPA 8 1/2", DENSIDAD HASTA 1.05 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas.Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.

Partida No.10.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA LIBRE DE ASFALTO, ETAPA 8 1/2", DENSIDAD DE 1.40 A 1.60 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas.

Nota: El diesel y el agua serán proporcionados por PEP, cuando se prepare el fluido a bordo de la plataforma de perforación. El diesel que cotizará el CONTRATISTA, será aquel que utilice para la preparación o acondicionamiento del fluido en su planta.

Partida No.11.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA LIBRE DE ASFALTO, ETAPA 6 1/2", DENSIDAD HASTA 1.05 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.


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Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. También aplica en etapas con barrena de 4 1/8” a 6 ½”.


Partida No.12.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA LIBRE DE ASFALTO, ETAPA 6 1/2", DENSIDAD DE 1.40 A 1.60 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Diesel, agua, barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas.También aplica en etapas con barrena de 4 1/8” a 6 ½”.


Partida No.13.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, DENSIDAD HASTA 1.10 G/CC.Unidad de medida: Metro cúbico.Incluye:Materiales: Barita, aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo).Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado en plataforma y/o barco lodero. El diesel y el agua serán proporcionados por PEP y será utilizada para contingencia, por perdida de circulación, trabajos de terminación y reparación de pozos.

Partida No.14.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN INVERSA, DENSIDAD HASTA 1.10 G/CC, PREPARADO EN PLANTA DEL CONTRATISTA. Unidad de medida: Metro cúbico.Incluye:Materiales: Diesel, Agua, Barita, aditivos químicos necesarios para la preparación del fluido (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo).Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.


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Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, para que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado en planta del contratista y será utilizada para contingencia, por perdida de circulación, trabajos de terminación y reparación de pozos.

SISTEMA DE FLUIDOS BASE AGUA ALTA TEMPERATURA (BAAT).Partida No.15.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, ETAPA 8 1/2", DENSIDAD HASTA 1.10 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Barita, Aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

Partida No.16.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, ETAPA 8 1/2", DENSIDAD DE 1.40 A 1.60 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Barita, Aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

Partida No.17.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, ETAPA 6 1/2", DENSIDAD HASTA 1.10 G/CC.Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Barita, Aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

También aplica en etapas con barrena de 4 1/8” a 6 ½”.

Partida No.18.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, ETAPA 6 1/2", DENSIDAD DE 1.40 A 1.60 G/CC.


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Unidad de medida: Metro perforado.Incluye:Materiales: Barita, Aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido para perforar 1 metro lineal (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo). Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

También aplica en etapas con barrena de 4 1/8” a 6 ½”.

Partida No.19.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, DENSIDAD HASTA 1.10 G/CC.Unidad de medida: Metro cúbico.Incluye:Materiales: Barita, químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo).Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSIÓN DIRECTA BAJA DENSIDAD. Partida No. 20.- SISTEMA DE FLUIDOS BAJA DENSIDAD, DE 0.90 A 0.96 G/CC. Unidad de medida: Metro Cúbico. Incluye:Materiales: Aditivos químicos necesarios para la preparación y acondicionamiento del fluido (considerando como mínimo la concentración del certificado de calidad respectivo).Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación.Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de cálculo hidráulico.El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que permita proporcionar limpieza, lubricidad y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. El fluido será preparado abordo de plataforma.

ADITIVOS COMPLEMENTARIOS.Partida No.21.- TRABAJO PARA INCREMENTAR LA DENSIDAD DEL FLUIDO DE CONTROL.Unidad de medida: Tonelada.Incluye: Materiales: Material densificante “Barita”, debe cumplir con las especificación de la norma de calidad NMX-L-159-SCFI-2003.

El alcance de esta partida es incrementar la densidad al fluido de control, cuando la densidad final alcanzada en la etapa excede de la establecida en el catalogo de precios unitarios, aplica también en densificación de baches espaciadores utilizados en las operaciones de cementaciones y de volumen de fluido perdido en formación.

Partida No.22.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA PROPORCIONAR INHIBICIÓN AL FLUIDO DE BAJA DENSIDAD Y BASE AGUA PARA GENERAR FLUIDO ESPUMADO.Unidad de medida: Litro.


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Incluye:

Materiales: aditivo químico Inhibidor de hidratación de arcillas que cumpla con la norma NMX-L-165-1998-SCFI.El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación con propiedades de inhibición que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.

Partida No.23.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE ADITIVOS DESPEGADORES DE TUBERÍA.Unidad de medida: Litro. Incluye: Materiales: Aditivo químico surfactante que cumpla con la norma NMX-L-161-SCFI-2004.El alcance de esta partida es contar con baches despegadores con propiedades físico-químicas para facilitar la liberación de tuberías durante las etapas de perforación.

Partida No.24.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE LUBRICANTE DE PRESION EXTREMA.Unidad de medida: Litro. Incluye: Materiales: Aditivo químico lubricante de presión extremaEl alcance de esta partida es contar con un lubricante que tiene varias aplicaciones y puede utilizarse en todos los fluidos base agua a todas las densidades, y es completamente dispersable, para aportar lubricación a las superficies de soporte que están sujetas a condiciones de presión extrema, tales como la pared del pozo y la sarta de perforación.

Partida No. 25.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE SECUESTRANTE DE ÁCIDO SULFHÍDRICO. Unidad de medida: Kilogramo. Incluye:Materiales: Aditivo químico (oxido de zinc) para neutralizar la presencia de ácido sulfhídrico y debe cumplir con las especificaciones de la norma de calidad NMX-L-145-SCFI-2004.El alcance de esta partida es contar con recursos para neutralizar ácido sulfhídrico.

Partida No. 26.-TRABAJO DE APLICACIÓN DE ADITIVO QUÍMICO ESPUMANTE PARA GENERAR FLUIDOS ESPUMADOS. Unidad de medida: litro. Incluye:Materiales: Aditivos químicos generadores de espuma.El alcance de esta partida es incorporar los aditivos tensoactivos para la generación de espuma utilizando el fluido base indicado en el punto 9.1 de esta bases de usuario.

Partida No. 27.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE ADITIVO QUÍMICO ANTIESPUMANTE PARA ESTABILIZAR LOS FLUIDOS ESPUMADOS. Unidad de medida: Litro. Incluye:Materiales: Aditivo químico estabilizador de espuma.

El alcance de esta partida es incorporar los aditivos tensoactivos para la estabilización del fluido espumado.PARTIDA No.28.- TRABAJOS CON ADITIVO BIORREMEDIADOR, BIODIGESTOR Y DISPERSANTE NATURAL DE HIDROCARBUROS.Unidad de medida: Tambor.Incluye:Materiales: Aditivo biorremediador, biodigestor y dispersante natural de hidrocarburos, en presentación de tambor de 208 lts.

Alcance: contar con recursos para mitigar vertimientos accidentales de hidrocarburos imputables a PEP.


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PARTIDA No. 29.- TRABAJOS CON ADITIVO BIORREMEDIADOR, BIODIGESTOR, BIOTRANSFORMADOR Y DISPERSANTE NATURAL DE HIDROCARBUROS.Unidad de medida: Tambor.Incluye:Materiales: Aditivo biorremediador, biodigestor, biotransformador y dispersante natural de hidrocarburos, en presentación de tambor de 208 lts. Alcance: contar con recursos para mitigar vertimientos accidentales de hidrocarburos imputables a PEP.

Partida No.30.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE FIBRAS SINTÉTICAS INERTES PARA BACHES DE LIMPIEZA.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Fibras sintéticas inertes.

El alcance de esta partida es contar con un material que ayude a la limpieza y al acarreo de los recortes de formación durante la perforación del pozo, mediante baches de limpieza.

Partida No.31.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO FINO.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Carbonato de calcio fino, debe cumplir con las especificaciones de la norma de calidad NMX-L-142-SCFI-2008.El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.

Partida No.32.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO MEDIO.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Carbonato de calcio medio, debe cumplir con las especificaciones de la norma de calidad NMX-L-142-SCFI-2008.El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.

Partida No.33.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO GRUESO.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Carbonato de calcio grueso, debe cumplir con las especificaciones de la norma de calidad NMX-L-142-SCFI-2008.El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.

Partida No.34.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO EXTRA GRUESO.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Carbonato de calcio extra grueso, debe cumplir con las especificaciones de la norma de calidad NMX-L-142-SCFI-2008.El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.


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Partida No. 35.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA FINA.Unidad de medida: kilogramo.Incluye:Materiales: Obturante biodegradable celulósico textura fina, debe cumplir con la norma de calidad NMX-L-156-1996-SCFI.El alcance de esta partida es obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación en las operaciones de perforación.

Partida No. 36.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA MEDIA.Unidad de medida: kilogramo.Incluye:Materiales: Obturante biodegradable celulósico textura media, debe cumplir con la norma de calidad NMX-L-156-1996-SCFI.El alcance de esta partida es obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación en las operaciones de perforación.

Partidas No. 37.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA GRUESA.Unidad de medida: kilogramo.Incluye:Materiales: Obturante biodegradable celulósico textura gruesa.El alcance de esta partida es obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación en las operaciones de perforación.

Partidas No. 38.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA EXTRAGRUESA.Unidad de medida: kilogramo.Incluye:Materiales: Obturante biodegradable celulósico textura extragruesa.

El alcance de esta partida es obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación en las operaciones de perforación.

Partida No. 39.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON GRAFITO MEDIO.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Grafito medio.

El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.

Partida No. 40.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON GRAFITO GRUESO.Unidad de medida: kilogramo. Incluye:Materiales: Grafito grueso.El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo.

Partida No. 41.- TRABAJO DE PREPARACIÓN DE BACHES ESPECIALES PARA EL CONTROL DE PÉRDIDAS SEVERAS Y TOTALES DE CIRCULACIÓN DE FLUIDO.Unidad de medida: Kilogramo.Incluye:


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Materiales: Aditivo químico obturante biodegradable especial.El alcance de estas partidas es obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación severa y total, en las operaciones de perforación.

Partida No. 42.- TRABAJO DE PREPARACIÓN DE BACHES ESPECIALES A BASE DE MICAS PARA EL CONTROL DE PÉRDIDAS SEVERAS Y TOTALES DE CIRCULACIÓN DE FLUIDO.Unidad de medida: Kilogramo.Incluye:Materiales: Aditivo químico obturante biodegradable especial a base de micas.El alcance de estas partidas es obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación severa y total, en las operaciones de perforación.

Partida 43.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE CLORURO DE CALCIO.Unidad de medida: Kilogramo.Incluye:Materiales: Cloruro de calcioAlcance: contar con el aditivo químico necesario para la preparación, acondicionamiento o mantenimiento de los fluidos de control durante las intervenciones de perforación de la zona productora.

Partida 44.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE CLORURO DE POTASIO. Unidad de medida: Kilogramo.Incluye:Materiales: Cloruro de potasio.Alcance: contar con el aditivo químico necesario para la preparación, acondicionamiento o mantenimiento de los fluidos de control durante las intervenciones de perforación de la zona productora.

Partida 45.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE CLORURO DE SODIO. Unidad de medida: Kilogramo.Incluye:Materiales: Cloruro de sodio.Alcance: contar con el aditivo químico necesario para la preparación, acondicionamiento o mantenimiento de los fluidos de control durante las intervenciones de perforación de la zona productora.

MANEJO DE RESIDUOSPartida No. 46.- RECOLECCIÓN, TRANSPORTE TERRESTRE, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE RECORTES Y RESIDUOS IMPREGNADOS CON FLUIDOS DE CONTROL BASE ACEITE.Unidad de medida: Tonelada.Incluye: Mano de Obra: Asistencia técnica y personal manual.Maquinaria y Equipo: Contenedores metálicos herméticos con características indicadas en el punto 9.3.11 inciso a), unidades especializadas tipo tracto camión con plataforma con características indicadas en el punto 9.3.11 inciso b). El alcance de esta partida es la recolección, transporte terrestre (del muelle designado por PEP al centro de tratamiento propuesto) y el tratamiento de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control base aceite, provenientes de los trabajos de perforación y terminación de pozos petroleros Marinos de la Subdirección de Producción RMSO, evitando la contaminación del medio ambiente según lo establezca la legislación vigente.

Partida No. 47.- RECOLECCIÓN, TRANSPORTE TERRESTRE, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE RECORTES Y RESIDUOS IMPREGNADOS CON FLUIDOS DE CONTROL BASE AGUA.Unidad de medida: Tonelada.Incluye:


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Mano de Obra: Asistencia técnica y personal manual.Maquinaria y Equipo: Contenedores metálicos herméticos con características indicadas en el punto 9.3.11 inciso a), unidades especializadas tipo tracto camión con plataforma con características indicadas en el punto 9.3.11 inciso b).

El alcance de esta partida es la recolección, transporte terrestre (del muelle designado por PEP al centro de tratamiento propuesto) y el tratamiento de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control base Agua, provenientes de los trabajos de perforación y terminación de pozos petroleros Marinos de la Subdirección de Producción RMSO, evitando la contaminación del medio ambiente según lo establezca la legislación vigente.

Partida No. 48.- TRABAJOS CON CASETA PARA LABORATORIO QUÍMICO.Unidad de medida: Día.Incluye: Maquinaria y Equipo: Una caseta con conexiones eléctricas a prueba de explosión y conexiones de agua y aire.El alcance de esta partida es contar con la instalación para la realización de los análisis de los fluidos de control.PEP pagará por día o fracción de día desde que el equipo esté instalado y probado a satisfacción de PEP y hasta que se ordene su desmantelamiento, el CONTRATISTA es responsable de la instalación, mantenimiento y desmantelamiento de este equipo.

12.0 NORMAS Y CÓDIGOS.

La ejecución de los servicios se llevará a cabo de acuerdo a las normas, especificaciones y códigos, que se señalan a continuación de manera enunciativa, debiendo cumplir con la legislación mexicana vigente, las normas oficiales mexicanas, normas mexicanas y normas de referencia en la materia (enlistándose de manera enunciativa mas no limitativa a continuación), así como las especificaciones técnicas de PEMEX.

a) Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente.b) Reglamento de la Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente en materia de

residuos peligrosos.c) Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimientos de desechos y

otras materias.d) Manual de procedimientos operativos para el manejo de residuos peligrosos GSIPARP-01.e) Código de Regulaciones Federales de EPA Vol. 56, No. 49/ última revisión.f) NOM-052-ECOL. Que establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los

mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad.g) |NOM-053-ECOL/96. Procedimiento para llevar acabo la prueba de extracción para determinar los

constituyentes que hacen un residuo peligroso por su toxicidad.h) NOM-002-SCT2. Listado de substancias y materiales peligrosos más usualmente transportados.i) NOM-003-SCT2. Para el transporte terrestre de materiales y residuos peligrosos. Características

de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de materiales y residuos peligrosos.

j) NOM-010-SCT2. Disposiciones de compatibilidad y segregación, para el almacenamiento y transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos.

k) NMX-AA-51 Agua.- Determinación de metales.- Método espectrofotométrico, de absorción atómica, última revisión.

l) Manual de Procedimiento SSPA. m) NOM-033-SCT-1996.- Lineamientos para el ingreso de mercancías peligrosas a instalaciones

portuarias.n) Es responsabilidad del CONTRATISTA para actividades Costafuera comprobar documentalmente

que su personal ha sido capacitado en Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Supervivencia en el Mar para cumplir con los lineamientos especificados en la Sección 8 del API-RP-14G, Regla 18, Cap. – lll, Sección l y Regla 51, Capitulo lll, Sección Vlll, Parte C de Solas 1974.


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13.0 FIRMAS DE APROBACIÓN

Se emiten las presentes bases de usuario para los Trabajos Integrales de Fluidos de Control y Manejo de Residuos para los pozos petroleros marinos de PEP, las cuales son validadas de conformidad con la matriz de firmas abajo indicada.

Paraíso Tabasco., a 28 de junio de 2012

Solicita

Ing. Ramón Hernández TapiaCoordinador de Diseños de Pozos, APAPCH

SPRMSO

Solicita

Ing. Epitacio Solís FuentesCoordinador de Diseños de Pozos, APLT

SPRMSOEPS / ENB

Validación técnica

Ing. Víctor Arreola MoralesSuperintendente de Diseño de Pozos, APAPCH

SPRMSO

Validación técnica

Ing. Ricardo Ramírez LaraSuperintendente de Diseño de Pozos, APLT

SPRMSO


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Validación Presupuestal

Ing. Sergio Vázquez BarreraCoordinador de Programación y Evaluación

APAPCH

Validación Presupuestal

Ing. Julio César Bravo GuzmánCoordinador de Programación y Evaluación

APLT

Validación administrativa

Ing. Javier Córdova VelázquezCoordinador de Soporte a la Operación, GCO, SPRMSO.

MMMZ

Aprueba

Ing. Fernando Flores RiveraAdministrador

Activo de Producción Abkatun Pol Chuc

Aprueba

Ing. Gonzalo Jesús Olivares Velázquez E. D. Administración

Activo de Producción Litoral de Tabasco


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Anexo 1

“Guía practica para la selección de fluidos”

Rev. 0 Junio/2012 Paraíso Tab.Página 1 de 16


ANEXO 1Guía practica para la selección de fluidos

CONTENIDO 1. Objetivo.

2. Introducción

3. Factores para la selección del fluido 3.1. Ambientales 3.2. Seguridad 3.3. Domos salinos 3.4. Temperatura y presión 3.5. Perdida de circulación 3.6. Problemas con lutitas 3.7. Logística 3.8. Económicos 4. Estabilidad del pozo 4.1. Inestabilidad 4.2. Indicadores de inestabilidad 4.3. Interacción roca fluido 4.3.1. Propiedades de la roca

4.3.2. Efecto de los fluidos sobre la roca 4.3.3. Pruebas para determinar la interacción roca fluido

5. Criterios de selección del fluido

6. Fluidos base aceite 6.1. Reología alta presión alta temperatura

6.2. Taponamiento de partículas

7. Recomendaciones generales

1. Objetivo. Desarrollar una guía practica para el diseño del fluido, que proporcione las condiciones de operación óptimas en la perforación de pozos petroleros.

2. Introducción. La selección del fluido deberá ser realizada con el propósito de evitar riesgos operativos, reducir costos, tiempos, y maximizar la productividad del pozo En localizaciones remotas la disponibilidad de los insumos para la preparación y mantenimiento del fluido deben ser consideradas, buscando utilizar los insumos cercanos al área de la localización, con el propósito de ahorrar por conceptos de transporte y reducción de tiempos de espera por suministros oportunos de estos aditivos Por ejemplo en pozos marinos existe una ventaja obvia de usar fluidos preparados con agua de mar, por el ahorro que representa el costo de la plataforma y el suministro oportuno Las regulaciones ambientales difieren de un área a otra y representan un factor determinante en seleccionar el tipo de base del fluido (base aceite o base agua) En esta guía se mencionan y describen en forma breve los factores previos a considerar, tales como localización, características del pozo a perforar, factores ambientales, aspectos de seguridad, etc., los cuales son necesarios analizar en forma mas profunda con el propósito de adecuar el fluido a las condiciones particulares de cada pozo En la segunda parte de la guía se establece una metodología y criterios de selección para fluidos base agua que eviten o minimicen los cambios en las propiedades de la formación y la invasión del fluido hacia la



formación Después de considerar los factores tales como tipos de pozos a perforar, características del equipo a emplear, logística requerida para el movimiento de insumos y residuos generados, los aspectos de seguridad y regulación ambientales, se esta en posibilidad de decidir que tipo el tipo de fluido a utilizar, en caso de que se seleccione el uso de fluido base agua es necesario conocer las características mineralógicas de la formación y medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación, estos son la base experimental para un diseño fluidos especifico para una determinada formación. En caso de seleccionar un fluido de emulsión inversa, no es necesario realizar los ensayos de interacción roca fluido como los mencionados para los fluidos base agua, debido a que este tipo de fluido impide la hidratación de la formación al filtrar únicamente aceite, sin embargo son necesarios pruebas especificas para verificar la calidad de filtración y las propiedades reológicas a altas temperaturas con el propósito de verificar la capacidad de limpieza del pozo, y filtración del mismo a la formación

3. Factores para la selección del fluido El proceso de selección del fluido a emplear inicia considerando los siguientes factores.

Localización Terrestre Marina Áreas protegidas Tipo de pozo Exploratorio Desarrollo Inyección Características del pozo Alcance extendido Alta presión alta temperatura Aguas profundas Horizontal Tipo de perforación Convencional Esbelto Tubería flexible

La selección del fluido de perforación adecuado es de vital importancia para el éxito de la perforación del pozo, los errores en esta fase, pueden ser muy costosos y difíciles de corregir, por eso se requiere considerar diferentes tipos de factores como a continuación se mencionan

Factores ambientales Aspectos de seguridad Domos salinos Alta temperatura-alta presión Perdidas de circulación Problemas de lutitas Logística

3.1. Factores ambientales Con frecuencia este aspecto es el factor de mayor peso en la selección del fluido que determina el empleo de un fluido base aceite o base agua Las consideraciones ambientales son muchas y variadas, dependiendo de la localización del pozo, por ejemplo en algunas áreas se prohíbe el uso de los fluidos base aceite, altos valores de pH, el uso de cromo; en otras las pruebas de toxicidad, biodegradación, bioacumulación, y el contenido de metales pesados son también importantes.

Descargas en zonas marinas Las pruebas de bioensayos generalmente permiten clasificar el grado de toxicidad del fluido empleado, y



determinar el tipo de manejo que debe emplearse para el fluido y recortes de perforación Generalmente los parámetros que determinan si el fluido es contaminante son:

Fluorescencia Biodegradación Bioacumulación

Descargas en zonas terrestres En las zonas terrestres, la clasificación del grado de toxicidad de los fluidos de control y recortes de perforación están basados en:

Cloruros Metales pesados Prueba CRETIB PH Contenido de aceite

3.2. Condiciones de seguridad La seguridad es prioritaria, y el fluido seleccionado debe ser capaz de mantener las densidades de operación para el control de brotes, mantener niveles bajos valores de suaveo y pistoneo cuando se efectúan viajes de tuberías, y fácil de ser densificados en caso de ser requerido, adicionalmente el fluido debe ser formulado con el propósito de neutralizar los contaminantes comunes en el área en síntesis el fluido debe ser capaz de :

Ejercer control de la presión de formación Minimizar el efecto de suaveo y pistoneo Mantener control sobre contaminantes comunes Rápida densificación

3.3. Domos salinos Durante la perforación de domos salinos es prioritario formular el fluido con el propósito de evitar deslavar la formación, la mejor solución para estos casos es el empleo de fluidos base aceite, saturados de sal en su fase acuosa. Si se opta por el empleo de fluidos base agua estos deben de igual forma estar saturados con sal Problemática en domos salinos

Descalibre del pozo Flujos de sal Saturación de sal en el fluido Flujo de agua salada Perdidas de circulación

3.4. Alta presión y alta temperatura Problemas de gelificación, asentamiento de barita y control de filtrado son los problemas comunes que deben ser considerados. Los aditivos deben ser cuidadosamente seleccionados, revisando su estabilidad a la temperatura de trabajo, los fluidos de emulsión inversa tienen mejor comportamiento en estas situaciones y en general son más económicos. Problemática en pozos con alta presión y alta temperatura

Gelificación Asentamiento paulatino de barita Inestabilidad térmica Margen de densidades

3.5. Perdidas de circulación En pozos con perdida de circulación severa se debe considerar la adición de materiales al fluido, para sellar estas formaciones. Si se conoce por anticipado este tipo de problema, donde los volúmenes perdidos son grandes, el tipo de



fluido deberá ser el más simple y económico posible, eliminando el uso de fluidos a base de aceite, o sintéticos. En formaciones de presión subnormal, los fluidos aireados deberán ser considerados. Problemática en zona de pérdida total

Grandes volúmenes perdidos Logística Procedimiento

3.6. Problemas de lutitas Al perforar con fluidos base agua, los problemas con las lutitas, hinchamiento y dispersión, son muy comunes. En la mayoría de los casos los fluidos base aceite no generan este tipo de problemas. Problemática al perforar lutitas

Difícil control con fluidos base agua Disposición de residuos con fluidos base aceite

3.7. Logísticos Para la disposición de los volúmenes de liquido y aditivos, deberá considerarse las condiciones de transporte y ambientales, ya que este factor influirá determinantemente en la selección del fluido. Si el medio en que se perfora es de difícil acceso, será preferido un fluido base agua a uno de aceite, si se perfora costa afuera, será mejor considerar un fluido base agua de mar. Problemática logística

Distancias de recorrido Zonas geográficas Condiciones ambientales

3.8. Económicos Deberá realizarse una lista con los fluidos que técnicamente sean capaces de perforar el pozo con seguridad y eficiencia, estableciendo entonces una comparación directa del costo. Este costo debe incluir, el fluido base, los aditivos para su mantenimiento, el manejo y el costo de la disposición final del sistema y de los residuos, que llegan a ser cada vez más significativos.

4. Selección de la base del fluido Después de analizar y considerar los factores previamente mencionados, se esta en posibilidad de decidir la base del fluido a utilizar ( agua o aceite), en el caso de seleccionar un fluido base agua; es necesario conocer las características mineralogías de la formación y medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación, con el fin de prevenir problemas de inestabilidad del pozo, estas pruebas son la base para un diseño de fluidos especifico.

Si la decisión es el empleo de un fluido de emulsión inversa, no es necesario realizar los ensayos de interacción roca fluido como los mencionados para los fluidos base agua, debido a que este tipo de fluido impide la hidratación de la formación al filtrar únicamente aceite, sin embargo es necesario realizar pruebas especificas para verificar la calidad de filtración y las propiedades reológicas a altas temperaturas con el propósito de evitar la deficiencia en la limpieza del pozo y los excesos de filtración del mismo a la formación.

4.1. Inestabilidad del pozo La prevención de problemas de inestabilidad como consecuencia de la interacción roca fluido, representa un factor de suma importancia para la adecuada selección del tipo de fluido Los estudios indican que los sucesos relacionados con la inestabilidad del pozo representan mas del 10% de los costos del pozo, con un costo anual para la industria, estimada en mas de mil millones de dólares. La inestabilidad del pozo es causada por un cambio radical del esfuerzo mecánico y de los ambientes químicos y físicos durante la perforación, exponiendo la formación al contacto con el fluido. Las causas de la inestabilidad son:

Esfuerzos Mecánico Interacción Roca-Fluido En esta guía únicamente nos ocuparemos en la selección del fluido,



considerando la interacción roca-fluido, desde el punto de vista físico y químico.

Las interacciones químicas con el fluido comprenden: Hidratación, hinchamiento y dispersión de la lutita. Disolución de formaciones solubles.

Las interacciones físicas con el fluido comprenden: Erosión Humectación a lo largo de fracturas preexistentes (lutita frágil) Invasión de fluido-trasmisión de presión

Análisis Es necesario en primer término establecer metodologías para analizar la inestabilidad del pozo basados en los siguientes tres conceptos:

Monitorear y analizar el mecanismo de inestabilidad. Adquisición, organización y procesamiento de los datos de pozos de correlación. Datos como velocidades de penetración, condiciones de operación, tipos de sartas, viajes de

tuberías, peso y reología del lodo, gastos de bomba etc.

Caracterización de la formación El procedimiento estándar en las operaciones de perforación debería ser aplicar los conocimientos adquiridos en pozos anteriores perforados en regiones geológicas similares, se requiere la evaluación de las formaciones desde su composición mineralógica hasta pruebas de dispersión, hinchamiento lineal, tiempos de succión capilar etc. Evaluación y análisis de los indicadores de inestabilidad deben ser correlacionados con el tiempo y la profundidad para detectar la ubicación y cuantificar la severidad de las secciones criticas en el pozo

4.2. Indicadores de inestabilidad Presencia de derrumbes Tendencia a empacarse Dificultades al sacar o meter la sarta Altos torques Pegadura de tubería Todos los parámetros del punto anterior deben ser evaluados por un grupo interdisciplinario para identificar el mecanismo probable que esta causando la inestabilidad, modelando los cambios propuestos Después de identificar las causas de la inestabilidad el siguiente paso es evaluar las soluciones propuestas con el propósito de aplicar de una manera lógica las mismas. Las soluciones a problemas de inestabilidad del pozo generalmente incluyen buenas prácticas de perforación unidas a una adecuada selección y mantenimiento del lodo.

4.3. Diseño del fluido de perforación en base a la interacción roca-fluido (fig.-1)

Secuencia del proceso de perforación:

Ruptura de la Roca (fig2) Con la acción de la barrena la formación se rompe, exponiendo la formación al contacto con el fluido, iniciando hacia esta el fenómeno de filtración.



Formación de un enjarre (fig.- 3)

Con la filtración se inicia la depositación de partículas que forman él enjarre.

Con la invasión, inicia la interacción roca-fluido (fig.- 4)

Con la invasión del filtrado, la formación reacciona en función de la composición química de este (fig.- 5)

3.-Creación de una fuente de invasión Punto 1 Situación ideal



Punto 2,3 y 4 Situación real Para mantenerse cerca del punto 1 se requiere restringir la invasión del fluido a través de un bloqueo mecánico por medio de obturantes y materiales sellantes como asfaltos y gilsonitas. Determinación del tamaño de material de sello

Determinación de Geometría Porosa (clásticos) y tamaños de fracturas según el tipo de roca por análisis digital de imágenes en muestras de la formación (fragmentos de núcleo o recortes no alterados) (fig 6)

Determinación del tamaño de material obturante a utilizar en la formulación del fluido de perforación, considerando la información de Geometría Porosa (fig 7)

Figura 6

4.3.1. Propiedades de la roca afectada por la invasión: Dureza Cohesión Inercia química

El Objetivo Del Diseño Del Perforación Es Evitar O Minimizar Cambios En Las Propiedades De La FormaciónEl resultado de estos cambios en el tiempo puede ser: Erosión...Inestabilidad...Perdida del pozo



Rocas que no cambian al contacto con los fluidos de perforación son naturalmente compatibles o “poco reactivas.” La incompatibilidad se puede visualizar a través de algunos síntomas al contactar fluidos base limpios con fragmentos de roca representativos (fig 9)

4.3.2. Efectos de los fluidos sobre la roca Desarrollo de Fracturas Turbidez Colapso estructural

Una reacción inicial llamada turbidez (fig 10)

Fig 10 Contacto inicial (turbidez)

Conforme avanza el tiempo de exposición el fluido avanza en la invasión de la formación causando que esta se hinche, fracturándose, para finalmente colapsarse (fig 11) Prueba visual.



Técnicas sencillas de laboratorio que permiten medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre roca y el fluido de perforación. Estas técnicas son la base experimental para el diseño de fluido a la medida para cada caso particular

Caracterización mineralógica (rayos x) Mediante un análisis de difracción por rayos X (fig 12)a una muestra de recortes y/o núcleos se obtiene un análisis semicuantitativo de sus componentes minerales. Los resultados se pueden usar para evaluar la reactividad de una formación, especialmente de tipo arcilloso. Se dan generalmente en porcentaje por peso e indican el grado de inhibición requerido para la estabilidad del pozo. Los tipos comunes de arcilla incluyen la esmectita, caolinita, ilita y clorita.

Fig 12 Análisis de difracción por rayos X4.3.3. Pruebas para determinar la interacción roca fluido Permiten medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación

Iintercambio cationico Hinchamiento lineal Tiempo de succión capilar Integridad Integridad al contacto Dureza al humectar

Fundamentos y breve descripción de estas técnicas de laboratorio. Capacidad de Intercambio Catiónico


Estabilidad Integrada


Aplicable específicamente al material arcilloso/ limoso, el cual indica el intercambio de cationes de la estructura cristalina del mineral con moléculas de agua en el fluido de contacto.

Se expresa como meg/100 g material de formación en una titulación colorimétrica (Azul de Metileno/MBT)

Dispersión

Por efecto del contacto con el fluido acuoso, el material de formación principalmente arcilloso y limoso, tiende a disgregarse en fracciones cada vez más pequeñas. El material seco es seleccionado y separado entre mallas mesh números 5 – 10.

Una cantidad determinada, usualmente entre 10-20 g es expuesta durante 16 horas @ 150 ºF con 350 ml del fluido en modo de rolado. La mezcla final es pasada por una malla mesh número 30 y el material remanente retenido es secado y pesado.

El recobro es expresado como la fracción porcentual del peso final contra el peso original.

El porcentaje de recuperación establecido es por lo menos 80 %, el agua dulce presenta una recuperación del .5%, y un fluido con 3% de cloruro de potasio el 97.1% por ejemplo (tabla 1)

Fluido Estándar PEMEX 80 %

Agua 0.5

Polimérico 92.3

Polimérico (Agua de Mar) 96.3

Polimérico (Agua Dulce) 96.6

Polimérico (Glicol) 96.6

Base Agua (3% KCI) 97.1

Tabla 1 Hinchamiento Lineal: Similar a la Capacidad de Intercambio Cationico, pero medido como el aumento de volumen inicial de una pastilla de material reconstituido (5 g) y comprimido (25000 psi). El aumento de volumen es por efecto de la interacción física y química de moléculas de agua que entran en la estructura cristalina del mineral como consecuencia del intercambio cationico. Se expresa como porcentaje de hinchamiento medido en una dirección, por un lapso de tiempo predeterminado, usualmente 20 horas. Condiciones de presión y temperatura: ambiente.

La grafica 1 muestra el comportamiento de la formación frente al fluido de prueba y al agua dulce como referencia



Tiempo de Transito (TSC)1

Mide la interacción entre el material de formación y el fluido, expresado en tiempo de contacto (segundos.) Un volumen de 35 ml de fluido base o filtrado de lodo, se mezcla con 2-3 g de material de formación, utilizando una licuadora o dispositivo de agitación por un tiempo de un minuto. Se determina el tiempo de paso a través de un cilindro metálico sobre un papel de filtro que cierra un circuito eléctrico. Este tiempo es comparado con el tiempo de paso del fluido base sin sólidos y con agua como referencia. Se debe considerar el efecto de fluidos base con alta viscosidad como salmueras de bromuros o de naturaleza cálcica. No se deben utilizar aditivos surfactantes o detergentes. El material seco a mezclar es seleccionado de entre mallas U.S. mesh números 100-200. Condiciones de presión y temperatura: ambiente.

Integridad al Contacto con el Tiempo Muestras de núcleo preservadas limpias y en buen estado de donde obtener fragmentos enteros de unos 3 cm. Cuadrados, son fotografiadas o grabadas en video desde que están secas hasta que contactan al fluido base limpio (transparente) en un tiempo que va desde minutos, horas, días y semanas. Esta prueba expresa de forma cualitativa la estabilidad de la formación en el tiempo luego de contactar un fluido en base acuosa. Esto se manifiesta en cambios externos de la muestra como son la formación de fracturas, desmoronamiento o fragmentación. Condiciones de presión y temperatura ambiente.

Dureza al Humectar Se utiliza un procedimiento similar a la prueba de dispersión, pero con cantidades de material de 30-40 g. La mezcla final luego del envejecimiento de 16 horas que se recoge en una malla U.S. mesh número 30 no es secada sino escurrida, manteniéndose húmeda. Este material se introduce en una prensa de extrusión, donde se comprime frente a una placa con agujeros, mediante los giros de un tornillo que mide en cada giro el torque aplicado hasta un valor máximo de 350 pulg.-libra. Si el material ha interactuado con el fluido, se ablanda y forma una pasta que sale por los agujeros en forma

de espaguetis.Si la interacción es poca el material se compacta formando una pastilla que genera un torque mayor. (grafica

2)



5. Criterios de selección del fluido La idea de este procedimiento es seleccionar el fluido basado en pruebas simples de laboratorio conociendo las características de la formación y su interacción con el fluido propuesto, a través del mismo se logra un proceso sistemático y verificable.

Para una mejor selección es indispensable analizar la información de pozos de correlación con el propósito de identificar las causas de la inestabilidad, adicionalmente se debe considerar los recursos disponibles en la localización que permitan formular el fluido al menor costo posible. Con la tabla 2 se puede determinar el grado de interacción del fluido con la formación

Por ejemplo, si al hacer la prueba de intercambio cationico esta es de 0 a 8, significa que es poco reactivo.



6. Fluidos base aceite Los fluidos base aceite fueron desarrollados para mejorar ciertas características indeseables de los fluidos base agua tales como:

Evitar la hidratación de las arcillas reactivas Mejorar las características de lubricación En general para mantener un agujero estable

Sin embargo presentan las siguientes desventajas: Aunque no hay diferencia en la presión necesaria para iniciar el fracturamiento hidráulico, con fluidos base agua y aceite, cuando se forma, los fluidos de emulsión inversa requiere la adición de materiales de puenteo que coadyuven a formar el enjarre e impidan la propagación de la fractura y por ende el control de la perdida de circulación.

No aceptable ambientalmente Costos adicionales por tratamiento de recortes etc.

Aunado a estas desventajas podemos adicionar las siguientes:



El fluido no forma un enjarre, lo cual cuando se perforan lutitas con arena puede ocasionar problemas por inestabilidad mecánica.

Si los aditivos no cumplen con una adecuada calidad son susceptibles a presentar problemas de deficiencias de acarreo de recortes a altas temperaturas por bajas reologías a altas temperaturas.

Por lo cual es recomendable efectuar las siguientes pruebas de laboratorio para asegurar su uso en el pozo.

6.1. Reología a alta presión – alta temperatura El viscosímetro Fann 70, se usa para determinar las propiedades reológicas de fluidos de perforación sometidos a temperaturas de hasta 260 °C y presiones de hasta 20 000 psi, debido a que los aceites y esteres son compresibles, la viscosidad de los fluidos preparados con estos fluidos base es afectada directamente por las presiones de operación, generalmente se realiza cuando se sospecha de asentamiento de barita o inadecuada limpieza del pozo (tabla 3)

Interpretación Valores de tau 0 menores de 6 pueden indicar un problema de limpieza de pozo, cuando se carece de este equipo una guía es tomar la lectura a 6rpm del viscosímetro FANN 35, la cual debe ser similar o mayor al diámetro del pozo perforado. Tabla fann70

6.2. Prueba de taponamiento de partículas (PPT) Este aparato es un filtro prensa estático invertido de alta presión -alta temperatura con un disco de cerámica como medio filtrante. Esta prueba estática mide la capacidad de taponamiento de poros de un fluido. Los resultados del PPT incluyen el filtrado instantáneo inicial y la perdida total de volumen en 30 minutos. Las condiciones normales de operación son.

Temperatura hasta 176 °C Presiones diferenciales de hasta 2000 psi Disco de cerámica con diámetros medios de garganta poral de 5 a 190 micrones.



7. Recomendaciones generalesDiseñe el fluido de control para reducir riesgos operativos, costos y maximizar la productividad respetando el entorno ecológico.

En la medida de los posible, formule los fluidos con aditivos de fácil acceso, si esta perforando en el mar considere en primera instancia el uso de fluidos de agua de mar.

Diseñe el sistema de fluidos basados en la sinergia con el equipo de control de sólidos y la reducción de residuos líquidos y sólidos.

Realice las pruebas de laboratorio que simulen los problemas potenciales del área. Recuerde la primera consideración para estabilizar un pozo, es a través del control de los volúmenes

de filtración y la calidad del mismo. Para los fluidos de emulsión inversa considere las pruebas de reologías a altas temperaturas y su

capacidad de sellar las formaciones permeables.

Para pozos con potenciales pérdidas de circulación considere el tipo de fluido más simple y económico.



Anexo 2

“Catalogo de Conceptos.”

Rev. 0 Junio/2012 Paraíso Tab.

ANEXO 2.- CATALOGO DE CONCEPTOS

Objetivo: “SERVICIO INTEGRAL DE FLUIDOS DE CONTROL Y MANEJO DE RESIDUOS PARA LOS POZOS PETROLEROS MARINOS DE PEP.

Los conceptos de trabajo propuestos en las presentes Bases de Usuario son enunciativos y no limitativos, ya que si durante el desarrollo de las Bases Técnicas para la contratación se justifica adicionar, modificar, sustituir o eliminar algún concepto de trabajo, dicho cambio será procedente para asegurar la correcta ejecución de los trabajos y el cumplimiento de los objetivos de las presentes Bases de Usuario.

No. CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO M.N.

PRECIO UNITARIO USD IMPORTE TOTAL M.N. IMPORTE TOTAL

USD

1 Sistema de fluidos base agua Bentonítico, densidad hasta 1.05 g/cc. Metro cúbico 4,648.50

2Sistema de fluidos base agua Bentonítico polimérico, etapa de 26", densidad hasta 1.10 g/cc.

Metro perforado 8,185.50

3 Sistema de fluidos base agua Bentonítico polimérico, densidad hasta 1.05 g/cc. Metro cúbico 900.00

4 Sistema de fluido de emulsión inversa, etapa 22 ¾ ", densidad hasta 1.40 g/cc.


5 Sistema de fluido de emulsión inversa, etapa 18 1/2", densidad hasta 1.40 g/cc.


6 Sistema de fluido de emulsión inversa, etapa 17 1/2", densidad hasta 1.50 g/cc.


Sistema de fluido de emulsión inversa, etapa 14 3/4", densidad hasta 1.60 g/cc.


8 Sistema de fluido de emulsión inversa, etapa 12 1/4 ", densidad hasta 1.80 g/cc.


9Sistema de fluido de emulsión inversa libre de asfalto, etapa 8 1/2", densidad hasta 1.05 g/cc.


10Sistema de fluido de emulsión inversa libre de asfalto, etapa 8 1/2", densidad de 1.40 a 1.60 g/cc.


11Sistema de fluido de emulsión inversa libre de asfalto, etapa 6 1/2" y 5 7/8”, densidad hasta 1.05 g/cc.


12Sistema de fluido de emulsión inversa libre de asfalto, etapa 6 1/2" y 5 7/8”, densidad de 1.40 a 1.60 g/cc.


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No. CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD

13 Sistema de fluido de emulsión inversa, densidad hasta 1.10 g/cc. Metro cúbico 8,100.00

14Sistema de fluido de emulsión inversa, densidad hasta 1.10 g/cc, preparado en planta del contratista.

Metro cúbico 13,500.00

15 Sistema de fluido Base agua alta temperatura, etapa 8 1/2", densidad hasta 1.10 g/cc.


16 Sistema de fluido Base agua alta temperatura, etapa 8 1/2", densidad de 1.40 a 1.60 g/cc.


17 Sistema de fluido Base agua alta temperatura, etapa 6 1/2", densidad hasta 1.10 g/cc.


18 Sistema de fluido Base agua alta temperatura, etapa 6 1/2", densidad de 1.40 a 1.60 g/cc.


19 Sistema de fluido Base agua alta temperatura, densidad hasta 1.10 g/cc. Metro cúbico 11,250.00

20 Sistema de fluidos baja densidad, de 0.90 a 0.96 g/cc. Metro cúbico 13,500.00

21 Trabajo para incrementar la densidad del fluido de control. Tonelada 22,500.00

22

Trabajo de preparación y mantenimiento para proporcionar inhibición al fluido de baja densidad y base agua para generar fluido espumado.

Litro 7,200.00

23 Trabajo de aplicación de aditivos despegadores de tubería. Litro 10,800.00

24 Lubricante de presión extrema Litro 4,500.00

25 Trabajo de preparación y aplicación de secuestrante de ácido sulfhídrico. Kilogramo 3,150.00

26 Trabajo de aplicación de aditivo químico espumante para generar fluidos espumados. Litro 2,700.00

No. CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD

27 Trabajo de aplicación de aditivo químico Litro 1,800.00Página 2 de 4



antiespumante para estabilizar los fluidos espumados.

28Trabajos con aditivo biorremediador, biodigestor y dispersante natural de hidrocarburos.

Tambor 70

29Trabajos con aditivo biorremediador, biodigestor, biotransformador y dispersante natural de hidrocarburos.

Tambor 70

30 Trabajo de aplicación de fibras sintéticas inertes para baches de limpieza Kilogramo 720

31Trabajo para proporcionar propiedades sellantes y obturantes a los fluidos de control con carbonato de calcio fino

Kilogramo 13,500.00

32Trabajo para proporcionar propiedades sellantes y obturantes a los fluidos de control con carbonato de calcio medio.

Kilogramo 27,000.00

33Trabajo para proporcionar propiedades sellantes y obturantes a los fluidos de control con carbonato de calcio grueso.

Kilogramo 27,000.00

34Trabajo para proporcionar propiedades sellantes y obturantes a los fluidos de control con carbonato de calcio extra grueso.

Kilogramo 27,000.00

35Trabajo de preparación y aplicación de obturante biodegradable: celulósico textura fina

Kilogramo 2,250.00

36Trabajo de preparación y aplicación de obturante biodegradable: celulósico textura media

Kilogramo 5,400.00

37Trabajo de preparación y aplicación de obturante biodegradable: celulósico textura gruesa.

Kilogramo 6,120.00

No. CONCEPTO UNIDAD CANTIDAD PRECIO UNITARIO M.N.

PRECIO UNITARIO USD IMPORTE TOTAL M.N. IMPORTE TOTAL

USD

38Trabajo de preparación y aplicación de obturante biodegradable: celulósico textura extragruesa.

Kilogramo 1,620.00

39Trabajo para proporcionar propiedades sellantes y obturantes a los fluidos de control con grafito medio.

Kilogramo 8,100.00

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40Trabajo para proporcionar propiedades sellantes y obturantes a los fluidos de control con grafito grueso

Kilogramo 8,100.00

41Trabajo de preparación de baches especiales para el control de pérdidas severas y totales de circulación de fluido.

Kilogramo 13,500.00

42Trabajo de preparación de baches especiales a base de micas para el control de pérdidas severas y totales de circulación de fluido.

Kilogramo 6,750.00

43 Trabajo de aplicación de cloruro de calcio. Kilogramo 517,500.00

44 Trabajo de aplicación de cloruro de potasio. Kilogramo 198,000.00

45 Trabajo de aplicación de cloruro de sodio. Kilogramo 223,200.00

46

Recolección, transporte terrestre, tratamiento y disposición final de recortes y residuos impregnados con fluidos de control base aceite

Tonelada 4,680.00

47Recolección, transporte terrestre, tratamiento y disposición final de recortes y residuos impregnados con fluidos de control base agua.

Tonelada 1,500.00

48 Trabajos con caseta para laboratorio químico. Día 750.00

IMPORTE TOTAL

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Anexo 3

“Relación de Pozos a Intervenir”


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RELACIÓN DE POZOS A INTERVENIR CONFORME AL MOVIMIENTO DE EQUIPO POT-III-2012-V2 VIGENTE PARA LA SPRMSO

Objetivo: “SERVICIO INTEGRAL DE FLUIDOS DE CONTROL Y MANEJO DE RESIDUOS PARA POZOS PETROLEROS MARINOS DE PEP.

Activo Equipo Estructura Pozo Act Actividad Fecha de Inicio

Fecha de Termino

APLT NVA. LICIT, A/E XIII ELM,XANAB-A XANAB-3 PERF PERFORACION 01/09/12 27/03/13

APLT OCEAN SCEPTER, A/E XLV AD.OCT,YAXCHE-A YAXCHE-19 PERF PERFORACIÓN 01/09/12 29/05/13

APLT BEN LOYAL, A/E XIV TPD,BOLONTIKU-A BOLONTIKU-26 PERF PERFORACIÓN 01/09/12 20/07/13

APLT HAI YANG SHI YOU 936, A/E XXVII ELM,YAXCHE-B YAXCHE-23 PERF PERFORACIÓN 01/09/12 24/06/13

APAPC NVA. LICIT, MOD XIA TTPD-R,KUIL-A KUIL-3 PERF PERFORACION 27/10/12 28/03/13

APLT NVA. LICIT, A/E LIII ELM,KAB-A KAB-81 PERF PERFORACION 15/12/12 15/05/13

APAPC NVA. LICIT, A/E XCII (TOM JOBE) OCT,KUIL-B KUIL-9 PERF PERFORACION 08/01/13 01/06/13

APAPC NOBLE CARL NORBERG A/E XXXVIII AD.TTPD-R,KUIL-A KUIL-41 PERF PERFORACIÓN 30/01/13 01/07/13

APAPC NVA. LICIT, A/E XV OCT,KUIL-C KUIL-2 PERF PERFORACION 27/03/13 23/08/13

APLT NVA. LICIT, A/E XIII ELM,XANAB-A XANAB-3 TERM TERMINACION 28/03/13 03/05/13

APAPC NVA. LICIT, MOD XIA TTPD-R,KUIL-A KUIL-3 TERM TERMINACIÓN 29/03/13 22/04/13

APAPC NVA. LICIT, MOD XIA TTPD-R,KUIL-A KUIL-20 PERF PERFORACIÓN 29/04/13 03/10/13

APLT NVA. LICIT, A/E LIII ELM,KAB-A KAB-81 TERM TERMINACIÓN 16/05/13 21/06/13

APLT OCEAN SCEPTER, A/E XLV AD.OCT,YAXCHE-A YAXCHE-19 TERM TERMINACIÓN 30/05/13 05/07/13

APAPC NVA. LICIT, A/E XCII (TOM JOBE) OCT,KUIL-B KUIL-9 STERM TERMINACIÓN 02/06/13 26/06/13

APLT HAI YANG SHI YOU 936, A/E XXVII ELM,YAXCHE-B YAXCHE-23 TERM TERMINACIÓN 25/06/13 31/07/13

APAPC NOBLE CARL NORBERG A/E XXXVIII AD.TTPD-R,KUIL-A KUIL-41 TERM TERMINACIÓN 02/07/13 26/07/13

APLT BEN LOYAL, A/E XIV TPD,BOLONTIKU-A BOLONTIKU-26 TERM TERMINACIÓN 21/07/13 26/08/13

APAPC NVA. LICIT, A/E XV OCT,KUIL-C KUIL-2 STERM TERMINACION 24/08/13 17/09/13

APAPC NVA. LICIT, MOD XIA TTPD-R,KUIL-A KUIL-20 TERM TERMINACIÓN 04/10/13 28/10/13


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