Artesa 62 Ppyt Final
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PROGRAMA DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DEL POZO DE
DESARROLLO ARTESA 62
GGRRUUPPOO MMUULLTTIIDDIISSCCIIPPLLIINNAARRIIOO DDEE DDIISSEEÑÑOO EE IINNTTEERRVVEENNCCIIOONNEESS AA PPOOZZOOSS
AACCTTIIVVOO DDEE PPRROODDUUCCCCIIOONN MMAACCUUSSPPAANNAA MMUUSSPPAACC
AAGGOOSSTTOO DDEE 22001133
DIVISIÓN SUR UNIDAD DE NEGOCIOS REFORMA
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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO
CONTENIDO
1.- NOMBRE DEL POZO ..................................................................................................................................... 6
2.- OBJETIVO ........................................................................................................................................................ 6
3.- UBICACIÓN ..................................................................................................................................................... 6
3.1.- Pozos terrestres ....................................................................................................................................... 6 3.2.- Plano de Ubicación Geográfica ................................................................................................................ 7
4.- SITUACIÓN ESTRUCTURAL ....................................................................................................................... 8
4.1.- Descripción estructural ............................................................................................................................. 8 4.2.- Planos y Secciones ................................................................................................................................. 8
4.2.1.- Configuración Estructural KM .................................................................................................... 8 4.2.2.- Sección Estructural en base a pozos o puntos geograficos....................................................... 9 4.2.3.- Sección Sísmica en Profundidad ............................................................................................... 9
5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA .............................................................................................................. 10
5.1.- Profundidad Total Programada .............................................................................................................. 10 5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos .......................................................................................... 10
6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE .................................................................................................... 10
6.1.- Columna Geológica ................................................................................................................................ 10 6.2.- Eventos Geológicos Relevantes ............................................................................................................ 11
7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO ................................................................................. 11
7.1.- Características de la formación y fluidos esperados .............................................................................. 11 7.2.- Resultados Métrica de Yacimientos ....................................................................................................... 11 7.3.- Requerimientos de la TR de explotación y del aparejo de producción ................................................... 12
8.- PROGRAMA REGISTRO CONTÍNUO DE HIDROCARBUROS ........................................................... 12
9.- PROGRAMA DE MUESTREO .................................................................................................................... 13
10.- PRUEBAS ADICIONALES ......................................................................................................................... 13
10.1.- Pruebas de Producción ........................................................................................................................ 13
11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .............................. 14
11.1.- Perfil de geopresiones y asentamientos de TR .................................................................................... 14 11.2.- Observaciones ..................................................................................................................................... 15
11.2.1- Conclusiones .......................................................................................................................... 15 11.2.2.- Recomendaciones ................................................................................................................. 15
12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO ............................................... 16
12.1.- Estado Mecánico Gráfico ..................................................................................................................... 16 12.2.- Objetivo de Cada Etapa ....................................................................................................................... 17 12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación ............................................................... 18 12.4.- Temperatura pozo de correlación ........................................................................................................ 19 12.5.- Recomendaciones ............................................................................................................................... 19
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13.- PROYECTO DIRECCIONAL .................................................................................................................... 21
13.1.- Programa Direccional ........................................................................................................................... 21 13.2.- Gráficos del plan direccional ................................................................................................................ 24 13.3.- Análisis de anticolisión ......................................................................................................................... 25 13.4.- Recomendaciones ............................................................................................................................... 25
14.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SÓLIDOS ................................ 26
14.1.- Programa de fluidos ............................................................................................................................. 26 14.1.1.- Observaciones ....................................................................................................................... 27
14.2.- Equipo de control de sólidos ................................................................................................................ 28 14.2.1.- Observaciones ....................................................................................................................... 28
15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA ..................................................................................... 30
15.1.- Programa de Barrenas ......................................................................................................................... 30 15.2.- Programa de Hidráulica........................................................................................................................ 30
15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones ..................................................................................... 30 15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica ....................................................................................................... 31
15.3.1.- Etapa de 17 ½” ...................................................................................................................... 31 15.3.2.- Etapa de 12 ¼” ...................................................................................................................... 32 15.3.3.- Etapa de 8 ½” ........................................................................................................................ 33 15.3.4.- Etapa de 6” ............................................................................................................................ 34
16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS .................................................................................. 35
16.1.- Primera Etapa - Agujero de 17 ½” ........................................................................................................ 35 16.1.1.- Diseño de Sarta de Perforación ............................................................................................. 35 16.1.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 35
16.2.- Segunda Etapa - Agujero de 12 ¼” ...................................................................................................... 36 16.2.1.- Diseño de Sarta de Perforación ( Vertical 1150- 2000 m)...................................................... 36 16.2.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 36 16.2.3.- Diseño de Sarta de Perforación ( Direccional 2000 – 2590 m) .............................................. 37 16.2.4.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 37 16.2.5.- Análisis de Torque y Arrastre ................................................................................................. 38
16.3.- Tercera Etapa - Agujero de 8 ½” .......................................................................................................... 40 16.3.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional .......................................................................... 40 16.3.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación Direccional .................................................................. 40 16.3.3.- Análisis de Torque y Arrastre ................................................................................................. 41
16.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 6” ............................................................................................................... 43 16.4.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional .......................................................................... 43 16.4.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 43 16.4.3.- Análisis de Torque y Arrastre ................................................................................................. 44
17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA .......................................................................................... 46
17.1.- Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora .................................................. 46
18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 47
18.1.- Criterios de diseño ............................................................................................................................... 47 18.2.- Distribución .......................................................................................................................................... 47 18.3.- Criterios de Diseño de TR’s ................................................................................................................. 47 18.4.- Observaciones y recomendaciones ..................................................................................................... 48
19.- CEMENTACIONES ..................................................................................................................................... 48
19.1.- Resumen .............................................................................................................................................. 48 19.2.- Primera Etapa TR de 13 ⅜” ................................................................................................................. 49 19.3.- Segunda Etapa TR de 9 ⅝” .................................................................................................................. 49
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19.4.- Tercera Etapa TR Corta de 7” .............................................................................................................. 50 19.5.- Cuarta Etapa TR Corta de 5” ............................................................................................................... 51 19.6.- Centralización ...................................................................................................................................... 52 19.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotación .................................................... 52 19.8.- Pruebas de Goteo ................................................................................................................................ 52
20.- CONEXIONES SUPERFICIALES ............................................................................................................. 53
20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol .............................................................................................. 53 20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas ........................................................................................................... 54 20.3.- Arreglo de Preventores ........................................................................................................................ 55
20.3.1.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 17 ½” ........................................................... 55 20.3.2.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 12 ¼” ........................................................... 56 20.3.3.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 8 ½” .................................................................. 57 20.3.4.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 6” ...................................................................... 58
20.4.- Presiones de Prueba ............................................................................................................................ 59
21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES ................................................................................ 59
21.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solución .................................................................................... 59 21.2.- Resultados de la Métrica de Pozos ...................................................................................................... 60
22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL ............................................................... 60
23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO ............................................................. 60
24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS ................................................................................ 61
24.1.- Distribución por actividades ................................................................................................................. 61 24.2.- Resumen de tiempos por etapa ........................................................................................................... 65
25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS ............................................... 66
26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN........................................................................................... 72
26.1.- Costos directos .................................................................................................................................... 72 26.2.- Costo integral de la perforación ........................................................................................................... 72 26.3.- Observaciones ..................................................................................................................................... 72
27.- INFORMACIÓN DE POZOS DE CORRELACIÓN ................................................................................ 73
27.1.- Relación de Pozos .............................................................................................................................. 73 27.2.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 22 ........................................................... 74 27.3.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 1 ............................................................. 74 27.4.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 2 ............................................................. 75 27.5.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 44 ........................................................... 75 27.6.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 21 ........................................................... 76 27.7.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 24 ........................................................... 76 27.8.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 26 ........................................................... 77
28.- CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ................................................................... 78
28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo PM-403 ..................................................................................... 78
29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA ...................................................................................................................... 79
30.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN ............................................................................................................ 84
30.1.- Objetivo ................................................................................................................................................ 84 30.2.- Características de la Formación ........................................................................................................... 84 30.3.- Información Estimada del Yacimiento .................................................................................................. 84 30.4.- Fluidos Esperados. .............................................................................................................................. 84
30.4.1.- Fluidos Aportados Pozos Correlación .................................................................................... 85
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30.5.- Sistema de Explotación ........................................................................................................................ 88 30.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Producción .............................................................................. 88 30.7.- Fluidos de Terminación ........................................................................................................................ 88 30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada ........................................................................................... 89
30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación ....................................................................... 89 30.9.- Registros .............................................................................................................................................. 89 30.10.- Limpieza de Pozo ............................................................................................................................... 89 30.11.- Diseño del Aparejo de Producción ..................................................................................................... 90
30.11.1.- Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”..................................................... 91 30.11.2.- Apriete Óptimo ..................................................................................................................... 91
30.12.- Diseño de Empacador y accesorios del Aparejo de Producción. ....................................................... 91 30.13.- Presiones criticas durante los tratamientos. ....................................................................................... 92 30.14.- Diseño de Disparos ............................................................................................................................ 92 30.15.- Diseño de estimulaciones. ................................................................................................................. 92 30.16.- Conexiones Superficiales De Control. ................................................................................................ 93
30.16.1.- Descripción General Del Árbol De Producción .................................................................... 93 30.18.- Programa De Intervención ................................................................................................................. 98 30.19.- Estado Mecánico Propuesto, intervalo KM ....................................................................................... 104 30.20.- R equerimiento de Equipos, Materiales y Servicios ......................................................................... 105
30.20.1.- Equipos .............................................................................................................................. 105 30.20.2.- Materiales y Servicios ........................................................................................................ 105
30.21.- Costos Estimados de la Terminación .............................................................................................. 106 30.21.1.- Costo Integral de la Intervención. ...................................................................................... 106 30.21.2.- Costo Integral de la Intervención. ...................................................................................... 107
31.- ANEXOS ...................................................................................................................................................... 109
ANEXO A: Geopresiones ............................................................................................................................. 109 ANEXO B: Diseño de tuberías de revestimiento .......................................................................................... 114
B.1.- Resumen. ................................................................................................................................. 114 B.2.- Etapa de 17 ½” - TR de 13 3/8” 54.5 lbs/ft, J-55 BCN 0 – 1150m ............................................ 115 B.3- Etapa de 12 ¼” Sección 1 – TR 9 5/8” 47 lbs/ft, TRC-95 VAM SLIJ II 0 – 2590 m................... 116 B.4 - Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m .............................................. 118 B.5 - Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m ...................................................... 119
ANEXO C: Especificación de Barrenas Propuestas ..................................................................................... 121 C.1 – Barrena de 17 ½” TRIC, IADC: 115 ......................................................................................... 121 C.2 – Barrena de 12 4” PDC, IADC: M223 ....................................................................................... 122 C.3 – Barrena de 8 ½” PDC, IADC: M222 ........................................................................................ 123 C.4 – Barrena de 6” PDC, IADC: M333 ............................................................................................ 124
ANEXO D: Mapa de ubicación del contrapozo ............................................................................................. 125 ANEXO E: Diseño del Aparejo de Produccion (Wellcat) .............................................................................. 129 ANEXO F: Diseño de Disparos (formación KM) .......................................................................................... 136
32.- FIRMAS DE AUTORIZACIÓN ................................................................................................................ 137
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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO
1.- NOMBRE DEL POZO
Nombre: ARTESA Número: 62 Letra: - No. de conductor -
Clasificación: DESARROLLO
Elemento PEP E/21B-D28-D02QA-0-03 Fondo PEF Centro Gestor 29410400
Pera: ARTESA 21 Equipo PM-403
2.- OBJETIVO
Especificar claramente las metas a lograr al término del proyecto
Obtener producción comercial de aceite negro de las rocas calcáreas de la formación Cretácico Medio (KM).
3.- UBICACIÓN
Estado: CHIAPAS Municipio: JUÁREZ
Referencia Topográfica Sale de la pera del Pozo Artesa 21
Tipo de Pozo Terrestre
3.1.- Pozos terrestres
Altura del terreno sobre el nivel del mar (m): 27
Altura de la mesa rotaria sobre el terreno (m) 9.0
Coordenadas UTM conductor: X: 483,919.70 m Y: 1,958,644.88m
Coordenadas UTM del objetivo (cima KM) X: 484,002.61m Y: 1,959,264.39m
Coordenadas UTM a la Profundidad Total X: 484,011.00m Y: 1,959,330.54m
PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN
REGIÓN : SUR
ACTIVO: MACUSPANA-MUSPAC
UNP: REFORMA
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3.2.- Plano de Ubicación Geográfica
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4.- SITUACIÓN ESTRUCTURAL
4.1.- Descripción estructural
La estructura del Campo Artesa corresponde a un anticlinal asimétrico con orientación E-W, limitado su flanco norte por la falla Cacho Lopez, al sur por cierre propio, su flanco este por cierre propio al oeste por una falla inversa que lo separa del campo Mundo Nuevo. El campo pertenece a la plataforma Artesa Mundo Nuevo.
4.2.- Planos y Secciones
4.2.1.- Configuración Estructural KM
Configuración estructural del cretácico medio donde se muestra la ubicación de la localización Artesa 62
Artesa
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4.2.2.- Sección Estructural en base a pozos o puntos geograficos
Sección estructural que muestra la ubicación de la localización Artesa 62 4.2.3.- Sección Sísmica en Profundidad
Línea sísmica que muestra la ubicación de la localización Artesa 62 perforando desde la Pera del pozo Artesa 21
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5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA
5.1.- Profundidad Total Programada
Profundidad Vertical
(mvbnm) Profundidad Vertical
(mvbmr) Profundidad Desarrollada
(mdbmr)
Profundidad total Programada 3400 3436 3620
5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos
Objetivo
Prof. Vertical
(mvbnm)
Prof. Vertical (mvbmr)
Prof. Des.
(mdbmr)
Desplaza- miento
(m)
Azimut (°)
Coordenadas UTM (m)
X Y
KM 3287 3315 3477 637 7.26 484,002.61 1,959,264.39
Profundidad Total 3400 3436 3620 683 7.26 484,011.00 1,959,330.54
6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE
6.1.- Columna Geológica
Formación Profundidad
vertical (m.v.b.n.m.)
Profundidad vertical
(m.v.b.m.r.)
Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r)
Espesor (md)
Litología.
Paraje Solo Aflora Aflora Aflora 1860 Areniscas e intercalaciones de lutita
Mioceno Superior 1824 1860 1860 666 Areniscas e intercalaciones de lutita
Oligoceno 2461 2497 2526 633 Lutita gris a gris oscuro, semidura a dura ligeramente laminar y calcárea
Eoceno 3004 3040 3159 327 Lutita gris verdoso semidura con trazas de caliza de color crema, compacta
KM 3285 3321 3486 134
Calizas de grano fino a grueso que va desde mudstone a wackstone, packstone a grainstone y rudstone con litoclasto y bioclasto. Parcialmente dolomitizado.
PT 3400 3436 3620 -
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6.2.- Eventos Geológicos Relevantes
Eventos geológicos esperados
Profundidad (mvbnm)
Profundidad (mvbmr)
Profundidad (mdbmr)
Observaciones
-- -- -- -- --
7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO
7.1.- Características de la formación y fluidos esperados
No. Intervalo Formación Litología
(%) Hidrocarburo
Producción (bpd/mmpcd)
Temperatura (°C)
Presión al plano de
referencia (psi)
% Mol
H2S CO2
Pendiente Definir
KM Carbonatos Aceite 600/0.8 109 (Artesa 22) 4010 (Pws estimada)
0.08 (Artesa 22)
23.5 (Artesa
22)
Notas:
El aparejo de producción será sencillo de 3 ½”. La distribución de los accesorios se enviará con anticipación, una vez conocida la profundidad real de las tuberías de explotación.
7.2.- Resultados Métrica de Yacimientos
El análisis de la Métrica del Yacimiento consta de dos fases. La primera, consiste en identificar el nivel de conocimiento que se tiene del Yacimiento (Índice de Calidad de Definición del Yacimiento, ICADY), es decir, que tanta información se ha capturado y que nivel de procesamiento tiene la misma. Además, considera las diversas restricciones asociadas al desarrollo del proyecto. La segunda fase, consiste en identificar el nivel de complejidad de Yacimiento (Índice de Complejidad de Yacimiento, ICODY), es decir, identificar que tan complejo es el Yacimiento desde el punto de vista estático y conocer como interactúa esta complejidad estática con el esquema de desarrollo seleccionado y el mecanismo de producción que opera en el Yacimiento.
Una vez analizados los parámetros que componen la matriz de evaluación, se obtuvieron los resultados de la Métrica de Yacimiento para la localización Artesa 62. El valor obtenido del índice de complejidad del Yacimiento (ICODY= 17.4), indica que estamos en presencia de un Yacimiento medianamente complejo, mientras que el índice de calidad de definición de Yacimiento (ICADY= 1.4), corresponde a una clasificación definitiva a preliminar. La referencia de clase mundial, establece que un índice de calidad de definición de Yacimiento menor a 2.0, garantiza un mínimo de riesgo en el éxito de un proyecto. En este caso se ubica en 1.4, en la frontera del valor de referencia y con una complejidad de Yacimientos mediana en las cercanías del pozo, existen buenas posibilidades de lograr el éxito volumétrico especialmente por el conocimiento que se tiene del Campo.
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7.3.- Requerimientos de la TR de explotación y del aparejo de producción
El aparejo de producción que se requiere para la Terminación del pozo será de 3 ½”.
8.- PROGRAMA REGISTRO CONTÍNUO DE HIDROCARBUROS
A partir de 500 md hasta la Profundidad Total se recuperarán dos bolsas de muestras de canal cada 5 m para tener control de la columna geológica. Estas muestras deben envasarse quitando el exceso de lodo y deben ser rotuladas con tinta indeleble
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9.- PROGRAMA DE MUESTREO
Muestras de Canal
A partir de 500 md se recuperarán dos bolsas de muestras de canal, debidamente lavadas, sin exceso de lodo y rotuladas con tinta indeleble, cada 5 metros. Laminar en los intervalos, donde el personal del Activo lo determine, previo correlación de registros.
Núcleos de Fondo Se cortará un núcleo en el cretácico medio. La profundidad del corte se definirá por el personal del Activo. El objetivo principal es caracterizar el yacimiento
Núcleos de pared Analizar la factibilidad de cortar núcleos de pared en caso de que no se corte el núcleo de fondo programado
Intervalos Los intervalos se definirán con registros geofísicos.
Pruebas de Presión-Producción Se realizarán en los intervalos que resulten productores si el pozo queda fluyente.
Muestreo de fluidos a boca de pozo Se deberán muestrear a boca de pozo los hidrocarburos producidos.
Muestra de fondo No se requiere
Nota: La información del muestreo estará disponible para la perforadora con carácter confidencial exclusivamente para mejorar sus procesos.
10.- PRUEBAS ADICIONALES
10.1.- Pruebas de Producción
Se efectuará en caso de ser necesario, una vez terminado el pozo, con la finalidad de evaluar su permeabilidad, determinar el daño, y la capacidad de flujo, heterogeneidades, distancia a barreras, dimensión del Yacimiento, etc. debiendo utilizar equipo de alta resolución y cierre en el fondo.
En caso necesario, se tomarán muestras de fondo y de superficie para definir contenido y tipo de fluidos que aporte el pozo y se tomará con herramienta de alta resolución una Curva de Incremento y Decremento.
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11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
La Tabla de datos se incluye en el Anexo A.
11.1.- Perfil de geopresiones y asentamientos de TR
Nota: Geopresiones calculadas con registros reales del pozo Artesa 24
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11.2.- Observaciones Una vez calculadas las geopresiones de los pozos Artesa 24 y Artesa 26, se generó una ventana operacional para los pozos de correlación mencionados y se evaluó que los resultados fueran consistentes con lo observado durante la perforación. Una vez que los resultados fueron satisfactorios se generó una ventana operacional pre-perforación para el pozo Artesa 62. En general se espera: - Gradiente de presión normal hasta el Mioceno con un valor máximo de presión de poro de 1.09
gr/cc a 2200mv. - Gradiente de presión anormal inicia en el Oligoceno con un valor máximo de presión de poro de
1.30 gr/cc - Gradiente de colapso con un valor máximo de 1.51 g/cc a 3167 mv en la formación Eoceno.. - Mínimo gradiente de pérdida de 1.61 gr/cc a 3200md, 1.35 g/cc a 2300 mv, 1.41 g/cc a 1200
mv. Las recomendaciones siguientes incluyen la toma de información necesaria para disminuir esta incertidumbre. 11.2.1- Conclusiones
El Modelo de Geopresiones construido para el pozo Artesa 62 representa adecuadamente los eventos reportados durante la perforación de los pozos de correlación.
Se observa una zona de presión normal hasta dentro de la formación Mioceno, una leve transición y una zona de presión anormal alcanzada en el Oligoceno hasta el Eoceno. La presión de poro a nivel del mesozoico fue proporcionada por el Ingeniero de Yacimientos con un valor calculado de 0.8 gr/cc.
Desde el punto de vista Geomecánico-operacional, a nivel de las formaciones naturalmente fracturadas, no existe ventana operativa; ya que al perforar en la zona productora; cuando el peso de lodo logra vencer la presión de poro en las fracturas se originan pérdidas por disipación y al tratar de controlar bajando la densidad se pueden presentar manifestaciones.
11.2.2.- Recomendaciones Para el monitoreo y la mejora de la predicción del Modelo, se recomienda:
o Toma de registros básicos en cada una de las secciones perforadas: DTCO, DTSM, porosidad,
densidad para evaluar la precisión de los registros sintéticos y por lo tanto del Modelo. o Documentar información de DEC durante la perforación, de estar disponible para ajustar
calibración del Modelo de ser necesario. o Se efectuara una LOT en la zapata de 9 5/8” para calibrar los gradientes de Pérdidas /
Fractura, asi como una FIT en la zapata de 13 3/8”. o Tomar registros de calibre orientado o Sónico Scaner para la estimación de la magnitud del
esfuerzo máximo y la dirección de los esfuerzos horizontales.
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12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO
12.1.- Estado Mecánico Gráfico
Nota: El cambio de gradientes entre el Eoceno y el Cretácico Medio originado por la discordancia presente en este pozo se dará de forma abrupta, por lo que no deberá entrarse al KM en la etapa de 8 ½”.
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La identificación del asentamiento del Liner de 7” se efectuará de la sig. manera: 1.- Se perforará normalmente hasta los 3400 md para despues continuar con metros controlados. 2.- Se monitoreará los resultados del LWD en tiempo real, asi como se circularán Tiempos de Atraso constantemente para la revisión de la litología. 3.-Se suspenderá la perforación a la primer muestra de Mudstone (5%), para toma de registros geofisicos y asentar el Liner de 7”.
12.2.- Objetivo de Cada Etapa
Etapa Diámetro
Barrena (pg) Profundidad
(mvbmr) Profundidad
(mdbmr) Diámetro TR (pg)
Objetivo
Cond. 26 50 50 20
Proveer soporte estructural al cabezal del pozo, equipos desviadores de flujo (en caso de ser usado) y establecer una vía de retorno a los fluidos de perforación.
1 17 ½ ±1150 ±1150 13 ⅜
Aislar las formaciones de alta permeabilidad no consolidadas y acuíferos superficiales e instalar equipo de control del pozo.
2 12 ¼ ±2550 ±2590 9 ⅝
Garantizar integridad y estabilidad del agujero y poder subir la densidad al fluido de control para perforar Zona de Presión Anormal El asentamiento de la TR de 9 ⅝” será en la zona superior de la formación Oligoceno, dentro de la zona de transición y en un cuerpo lutítico para garantizar la integridad de la zapata.
3 8 ½ ±3317 ±3483 7
Aislar Zona de Presiones Anormales para bajar la densidad al fluido de control y perforar las zonas con menor presión del Cretácico El asentamiento de la TR de 7” será en la Cima de la formación Cretácico.
4 6 ±3436 ±3620 5 Perforar la zona depresionada del Cretácico Medio.
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12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación
Etapa Diámetro Barrena
(pg)
Prof. (mvbmr)
Prof. (mdbmr)
Problemática Alternativas de Solución
1 17 ½ ±1150 ±1150 Inestabilidad de agujero
por reacción de arcilla, y abundantes recortes
Mantener estricto control de las propiedades y reología del fluido de perforación.
Mantener una hidráulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero.
Asentar TR en cuello arcilloso.
2 12 ¼ ±2550 ±2590
Pérdidas parciales de circulación
Detección de zona de transición de alta presión (punto óptimo de asentamiento).
Tortuosidad del agujero
Bombear baches obturantes para controlar las pérdidas y mantener una concentración optima en el sistema.
Control estricto de las propiedades del fluido de perforación (Cloruros, Estabilidad Eléctrica, Filtrado, Reología, etc.)
Viajes cortos de calibración del agujero y monitoreo de los pesos de la sarta
Estricto control en la velocidad de corrida de la TR, Gasto de circulación y desplazamiento durante la cementación.
3 8 ½ ±3317 ±3486
Zona de presiones anormales
Atrapamiento e inestabilidad del agujero
Altas presiones en el sistema durante la perforación
Cambio abrupto del gradiente al pasar de EOC a KM.
Acumulación de recortes
Seguimiento adecuado del incremento de la densidad del fluido de perforación con base al perfil de Geopresiones.
Control estricto de las propiedades del fluido de perforación (Cloruros, Estabilidad Eléctrica, Filtrado, Reología, etc.)
Viajes cortos de calibración del agujero y monitoreo de los pesos de la sarta
Calibración y configuración de herramientas direccionales
Bombeo de baches de limpieza
Optimizar prácticas operaciones y supervisión para los viajes de tubería
4 6 ±3436 ±3620
Yacimiento depresionado (Cretácico): Pérdidas de circulación, atrapamiento de sartas.
Correr baches de alta viscosidad de barrido para mejorar la limpieza del agujero
Estricto monitoreo del programa de viajes de tubería.
Utilización de equipo de perforación a flujo controlado.
Optimizar procedimiento para la toma de surveys
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12.4.- Temperatura pozo de correlación
12.5.- Recomendaciones
- Iniciar la perforación del agujero de superficie, con parámetros controlados/reducidos hasta tener todo el aparejo de fondo, en el agujero descubierto. Perforar con el gasto recomendado para garantizar una efectiva limpieza del agujero y mantenerlo en calibre. Se debe disponer de obturantes en el lodo y perforar bombeando baches viscosos e incrementando el peso, según el tren de presiones de poro.
Profundidad mdbmr
Temperatura ºC
Pozo
0 42.71 Artesa 21
500 50.55 Artesa 21
1000 60.65 Artesa 21
1500 72.87 Artesa 21
2000 86.05 Artesa 21
2500 96.96 Artesa 21
3000 105.92 Artesa 21
3403 109.8 Artesa 21
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- Durante la perforación de la etapa de 12 ¼”, correspondiente a la Formación Filisola, Concepción Superior, se atravesarán arenas permeables que podrían ocasionar pérdidas de circulación. De manera preventiva para minimizar las pérdidas de circulación y/o atrapamientos por presión diferencial se deberá mantener una óptima concentración de obturantes en el Fluido de Perforación, propiedades del mismo, logística óptima para el bombeo de baches de limpieza y estricto control de los viajes de tubería.
- Calcular la densidad equivalente de circulación y acondicionar la densidad del lodo de perforación, antes de realizar viajes de calibración o para cambios de barrena, de modo de disminuir las posibles fricciones y/o resistencias.
- Verificar las variables o parámetros de perforación, como son:
Velocidad de penetración
Peso sobre la barrena.
Flujo a la entrada y salida del pozo.
Emboladas y presión de bomba.
Resistencia de la sarta, al momento de maniobrar hacia arriba o hacia abajo.
Revoluciones por minuto y torque, de la mesa rotatoria.
Niveles de volúmenes en las presas.
Propiedades del fluido de perforación.
Evaluación física de los recortes, destacando la profundidad a la que corresponde. - En el caso de un aumento de la velocidad de penetración y el flujo a la salida, es inminente que
estaríamos en presencia de un influjo - En caso de un incremento en la presión de bomba, puede ser indicador de reducción de área de
flujo, lo cual se puede traducir en abundantes recortes de perforación en el espacio anular o reducción del agujero, entre otras cosas. Con la adecuada interpretación y conclusión de dichas variables, podemos prever con mucha certeza la presencia de un problema y dar soluciones inmediatas. En tal sentido, debemos tener disponibles dichas variables día a día, (hora a hora)
- Determinar diariamente las propiedades Reológicas, físico-químicas del fluido de perforación, manteniendo los equipos calibrados y en buen estado de los reactivos, logrando de esta forma obtener valores representativos, que permitan interpretaciones concretas durante la perforación del pozo.
- Realizar un estricto control de las propiedades del fluido de perforación y graficar el programa de fluidos con respecto a sus propiedades y se colocará en un lugar visible en el equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente los valores reales, que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.
- Planificar adecuadamente la logística para el suministro de material densificante, con el objeto de evitar esperas y controlar el pozo cuando se manifieste. Igualmente, con el suministro del material obturante, para restaurar oportunamente la circulación y evitar mayores problemas, durante la perforación.
- En caso de que se presente un atrapamiento sacando la tubería, no martillar hacia arriba. De la misma manera, si el atrapamiento es al bajar la tubería, no martillar hacia abajo.
- Se requiere de un Geólogo y análisis de muestras para la determinación del asentamiento de la TR corta de 7” a la base del Eoceno. MUY IMPORTANTE
- Realizar viajes cortos de limpieza cada 500 m perforados y circular fondos arriba con la misma tasa de bombeo con la que se estaba perforando, el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio para continuar con la perforación y no comprometer el desarrollo de la misma.
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- Al llegar a la profundidad final de cada sección, realizar viajes de limpieza hasta la zapata anterior y circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio.
- Durante la perforación direccional de la etapa de 8 ½” se requiere que la Compañía direccional, incluya en el listado de mediciones la proyección al objetivo, para de esta forma analizar el trabajo direccional y la tendencia de la sarta de perforación. MUY IMPORTANTE y de esta forma tomar las acciones pertinentes OPORTUNAMENTE que conlleven al éxito de la perforación.
- En los viajes de tubería para calibración del agujero y cambios de barrenas llevar control de peso de la sarta SACANDO y BAJANDO y reportar los valores de Fricciones y Resistencias para comparar con el análisis de Torque y Arrastre y tener otra manera para evaluar la limpieza del agujero y calcular los factores de fricción reales.
13.- PROYECTO DIRECCIONAL
13.1.- Programa Direccional
El pozo Artesa 62 tiene un diseño direccional tipo “J”. Se perforará controlando la verticalidad hasta el inicio del KOP a ±2000m, en el agujero de 12 ¼ ”. La construcción de ángulo se realizará a una tasa de 2°/30m, en dirección del Azimut 7.26° hasta alcanzar la inclinación de 30.55° a 2458 mdbmr aproximadamente. Se continuará la perforación manteniendo tangente hasta la profundidad total programada de 3620 mdbmr con un desplazamiento de 683 m.
PROF. INC. AZIM. P.V.V. N/S E/O Sec.V. P.D.P. NORTE ESTE
m deg deg m m m m deg/30m m m
0.00 0.00 0.00 0.00 -28.80 16.50 -26.50 0.00 1958625.20 483929.40
2010.00 0.13 6.53 2010.00 -28.80 16.50 -26.50 2.00 1958625.20 483929.40
2020.00 0.80 6.53 2020.00 -28.70 16.50 -26.40 2.00 1958625.28 483929.50
2030.00 1.47 6.53 2030.00 -28.50 16.50 -26.20 2.00 1958625.48 483929.50
2040.00 2.13 6.53 2040.00 -28.20 16.60 -25.90 2.00 1958625.79 483929.50
2050.00 2.80 6.53 2050.00 -27.80 16.60 -25.50 2.00 1958626.22 483929.60
2060.00 3.47 6.53 2060.00 -27.20 16.70 -24.90 2.00 1958626.76 483929.60
2070.00 4.13 6.53 2069.90 -26.60 16.70 -24.20 2.00 1958627.42 483929.70
2080.00 4.80 6.53 2079.90 -25.80 16.80 -23.50 2.00 1958628.19 483929.80
2090.00 5.47 6.53 2089.90 -24.90 16.90 -22.60 2.00 1958629.08 483929.90
2100.00 6.13 6.53 2099.80 -23.90 17.00 -21.60 2.00 1958630.09 483930.00
2110.00 6.80 6.53 2109.80 -22.80 17.20 -20.40 2.00 1958631.21 483930.10
2120.00 7.47 6.53 2119.70 -21.60 17.30 -19.20 2.00 1958632.44 483930.30
2130.00 8.13 6.53 2129.60 -20.20 17.50 -17.80 2.00 1958633.79 483930.40
2140.00 8.80 6.53 2139.50 -18.70 17.60 -16.40 2.00 1958635.25 483930.60
2150.00 9.47 6.53 2149.40 -17.20 17.80 -14.80 2.00 1958636.83 483930.80
2160.00 10.13 6.53 2159.20 -15.50 18.00 -13.10 2.00 1958638.52 483931.00
2170.00 10.80 6.53 2169.00 -13.70 18.20 -11.30 2.00 1958640.32 483931.20
2180.00 11.47 6.53 2178.90 -11.80 18.40 -9.30 2.00 1958642.24 483931.40
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PROF. INC. AZIM. P.V.V. N/S E/O Sec.V. P.D.P. NORTE ESTE
m deg deg m m m m deg/30m m m
2190.00 12.13 6.53 2188.60 -9.70 18.70 -7.30 2.00 1958644.27 483931.60
2200.00 12.80 6.53 2198.40 -7.60 18.90 -5.10 2.00 1958646.42 483931.90
2210.00 13.47 6.53 2208.10 -5.30 19.20 -2.90 2.00 1958648.68 483932.10
2220.00 14.13 6.53 2217.90 -3.00 19.40 -0.50 2.00 1958651.05 483932.40
2230.00 14.80 6.53 2227.50 -0.50 19.70 2.00 2.00 1958653.53 483932.70
2240.00 15.47 6.53 2237.20 2.10 20.00 4.60 2.00 1958656.12 483933.00
2250.00 16.13 6.53 2246.80 4.80 20.30 7.40 2.00 1958658.83 483933.30
2260.00 16.80 6.53 2256.40 7.60 20.70 10.20 2.00 1958661.64 483933.60
2270.00 17.47 6.53 2266.00 10.60 21.00 13.10 2.00 1958664.57 483933.90
2280.00 18.13 6.53 2275.50 13.60 21.30 16.20 2.00 1958667.61 483934.30
2290.00 18.80 6.53 2285.00 16.80 21.70 19.40 2.00 1958670.75 483934.70
2300.00 19.47 6.53 2294.40 20.00 22.10 22.60 2.00 1958674.01 483935.00
2310.00 20.13 6.53 2303.80 23.40 22.50 26.00 2.00 1958677.38 483935.40
2320.00 20.80 6.53 2313.20 26.90 22.90 29.50 2.00 1958680.85 483935.80
2330.00 21.47 6.53 2322.50 30.40 23.30 33.10 2.00 1958684.43 483936.20
2340.00 22.13 6.53 2331.80 34.10 23.70 36.80 2.00 1958688.12 483936.60
2350.00 22.80 6.53 2341.00 37.90 24.10 40.70 2.00 1958691.92 483937.10
2360.00 23.47 6.53 2350.20 41.80 24.60 44.60 2.00 1958695.82 483937.50
2370.00 24.13 6.53 2359.40 45.80 25.00 48.60 2.00 1958699.83 483938.00
2380.00 24.80 6.53 2368.50 49.90 25.50 52.80 2.00 1958703.95 483938.50
2390.00 25.47 6.53 2377.50 54.20 26.00 57.00 2.00 1958708.17 483938.90
2400.00 26.13 6.53 2386.50 58.50 26.50 61.40 2.00 1958712.49 483939.40
2410.00 26.80 6.53 2395.50 62.90 27.00 65.80 2.00 1958716.92 483939.90
2420.00 27.47 6.53 2404.40 67.40 27.50 70.40 2.00 1958721.45 483940.50
2430.00 28.13 6.53 2413.20 72.10 28.00 75.00 2.00 1958726.08 483941.00
2440.00 28.80 6.53 2422.00 76.80 28.60 79.80 2.00 1958730.82 483941.50
2450.00 29.47 6.53 2430.80 81.70 29.10 84.70 2.00 1958735.65 483942.10
2460.00 30.13 6.53 2439.40 86.60 29.70 89.70 2.00 1958740.59 483942.60
2470.00 30.80 6.53 2448.10 91.60 30.30 94.70 2.00 1958745.63 483943.20
2470.40 30.83 6.53 2448.40 91.80 30.30 94.90 2.00 1958745.84 483943.20
2490.00 30.83 6.53 2465.20 101.80 31.40 105.00 0.00 1958755.81 483944.40
2520.00 30.83 6.53 2491.00 117.10 33.20 120.30 0.00 1958771.09 483946.10
2550.00 30.83 6.53 2516.80 132.40 34.90 135.70 0.00 1958786.36 483947.90
2580.00 30.83 6.53 2542.50 147.60 36.70 151.10 0.00 1958801.64 483949.60
2610.00 30.83 6.53 2568.30 162.90 38.40 166.50 0.00 1958816.91 483951.40
2640.00 30.83 6.53 2594.00 178.20 40.20 181.80 0.00 1958832.18 483953.10
2670.00 30.83 6.53 2619.80 193.50 41.90 197.20 0.00 1958847.46 483954.90
2700.00 30.83 6.53 2645.60 208.70 43.70 212.60 0.00 1958862.73 483956.60
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PROF. INC. AZIM. P.V.V. N/S E/O Sec.V. P.D.P. NORTE ESTE
m deg deg m m m m deg/30m m m
2730.00 30.83 6.53 2671.30 224.00 45.40 228.00 0.00 1958878.01 483958.40
2760.00 30.83 6.53 2697.10 239.30 47.20 243.30 0.00 1958893.28 483960.10
2790.00 30.83 6.53 2722.90 254.60 48.90 258.70 0.00 1958908.55 483961.90
2820.00 30.83 6.53 2748.60 269.80 50.70 274.10 0.00 1958923.83 483963.60
2850.00 30.83 6.53 2774.40 285.10 52.40 289.40 0.00 1958939.10 483965.40
2880.00 30.83 6.53 2800.10 300.40 54.10 304.80 0.00 1958954.38 483967.10
2910.00 30.83 6.53 2825.90 315.70 55.90 320.20 0.00 1958969.65 483968.80
2940.00 30.83 6.53 2851.70 330.90 57.60 335.60 0.00 1958984.93 483970.60
2970.00 30.83 6.53 2877.40 346.20 59.40 350.90 0.00 1959000.20 483972.30
3000.00 30.83 6.53 2903.20 361.50 61.10 366.30 0.00 1959015.47 483974.10
3030.00 30.83 6.53 2928.90 376.70 62.90 381.70 0.00 1959030.75 483975.80
3060.00 30.83 6.53 2954.70 392.00 64.60 397.00 0.00 1959046.02 483977.60
3090.00 30.83 6.53 2980.50 407.30 66.40 412.40 0.00 1959061.30 483979.30
3120.00 30.83 6.53 3006.20 422.60 68.10 427.80 0.00 1959076.57 483981.10
3150.00 30.83 6.53 3032.00 437.80 69.90 443.20 0.00 1959091.85 483982.80
3180.00 30.83 6.53 3057.80 453.10 71.60 458.50 0.00 1959107.12 483984.60
3210.00 30.83 6.53 3083.50 468.40 73.40 473.90 0.00 1959122.39 483986.30
3240.00 30.83 6.53 3109.30 483.70 75.10 489.30 0.00 1959137.67 483988.10
3270.00 30.83 6.53 3135.00 498.90 76.90 504.70 0.00 1959152.94 483989.80
3300.00 30.83 6.53 3160.80 514.20 78.60 520.00 0.00 1959168.22 483991.60
3330.00 30.83 6.53 3186.60 529.50 80.40 535.40 0.00 1959183.49 483993.30
3360.00 30.83 6.53 3212.30 544.80 82.10 550.80 0.00 1959198.77 483995.10
3390.00 30.83 6.53 3238.10 560.00 83.90 566.10 0.00 1959214.04 483996.80
3420.00 30.83 6.53 3263.80 575.30 85.60 581.50 0.00 1959229.31 483998.60
3450.00 30.83 6.53 3289.60 590.60 87.30 596.90 0.00 1959244.59 484000.30
3480.00 30.83 6.53 3315.40 605.90 89.10 612.30 0.00 1959259.86 484002.00
3488.90 30.83 6.53 3323.00 610.40 89.60 616.80 0.00 1959264.39 484002.60
3510.00 30.83 6.53 3341.10 621.10 90.80 627.60 0.00 1959275.14 484003.80
3540.00 30.83 6.53 3366.90 636.40 92.60 643.00 0.00 1959290.41 484005.50
3570.00 30.83 6.53 3392.60 651.70 94.30 658.40 0.00 1959305.69 484007.30
3600.00 30.83 6.53 3418.40 667.00 96.10 673.80 0.00 1959320.96 484009.00
3620.50 30.83 6.53 3436.00 677.40 97.30 684.30 0.00 1959331.39 484010.20
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13.2.- Gráficos del plan direccional
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13.3.- Análisis de anticolisión
El pozo Artesa 62 se perforará desde la pera del Artesa 21 con una separación entre conductores de 13 m. El pozo Artesa 21 no tiene datos direccionales por lo cual se considero como un pozo vertical. Como resultado del análisis anticolisión se observó que la distancia máxima a la que se acercan los pozos Artesa 21 y 62 sera de 12 m a la profundidad de 2190 m con un factor de separación de 0.99
13.4.- Recomendaciones
Es importante el monitoreo y evaluación de las tendencias de las sartas de perforación durante las etapas en que el pozo es vertical, para la toma oportuna de decisiones.
Para perforar las etapas de 17 ½” y 12 ¼” se propone usar una sarta empacada orientada con la finalidad de monitorear los parámetros e interferencia magnética que indiquen cercanía con el Artesa 21 para la toma de medidas oportunas.
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14.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SÓLIDOS
14.1.- Programa de fluidos
Propiedades del fluido base agua Localización Artesa 26
Intervalo m
Tipo Fluido Den. g/cm
3
Visc seg
Filtr. ml
MBT Kg/m
3
Sól. %
Vp cps
Yp lb/100p
2
Gel-0 Gel-10 Salin. ppm K
+
Emul Lubric.
volts
26”
0 50 BENTONÍTICO 1.10 50 4.0 30 6 - 8 12 - 17 14 - 25 7 - 11 13 - 21 - - 0.18-0.20
17 1/2”
51 200 POLIM. INHIB 1.12 50 3.0 30 6 - 8 12 - 17 14 - 19 7 - 11 13 - 21 20,000 - 0.18-0.20
200 500 POLIM. INHIB 1.15 50 3.0 35 8 - 9 13 - 18 14 - 19 7 - 11 13 - 21 35,000 - 0.18-0.20
500 800 POLIM. INHIB 1.18 50 3.0 35 9 - 10 14 - 19 14 - 20 7 - 11 13 - 21 40,000 - 0.18-0.20
800 1150 POLIM. INHIB 1.21 50 3.0 35 9 - 12 15 - 20 14 - 20 7 - 11 13 - 21 40,000 - 0.18-0.20
Propiedades del fluido base aceite Localización Artesa 26
Intervalo m
Tipo Fluido Den. g/cm
3
Visc seg
Filtr. ml
RAA Ac/Ag
Sól. %
Vp cps
Yp lb/100p
2
Gel-0 Gel-10
Salin. ppm
CaCl2
x1000
Emul volts
Lubric.
12 1/4”
1151 1300 E.I. 1.25 55 3.0 75/25 11 - 13 15 - 20 14 - 20 7 - 11 13 - 22 140,000 700 0.06-0.08
1300 1600 E.I. 1.28 60 3.0 78/22 12 - 13 16 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 160,000 800 0.06-0.08
1600 2000 E.I. 1.30 65 3.0 80/20 12 - 13 16 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 160,000 800 0.06-0.08
2000 2590 E.I. 1.32 65 3.0 80/20 12 - 13 16 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 200,000 800 0.06-0.08
8 1/2”
2591 3483 E.I. 1.40 65 3.0 80/20 16 - 17 20 - 24 15 - 27 7 - 12 14 - 23
220,000–240,000
800 0.06-0.08
6”
3484 3620 E.I. 0.98 50 3.0 80/20 3 - 4 10 - 15 14 - 19 6 - 11 12 - 20 160,000 800 0.06-0.08
Etapa Intervalo mdbmr
Tipo Fluido Diámetro
(pg) Densidad
gr/cc
Con 0 50 Bentonítico 26 1.10
1 50 1150 Polimerico Inhibido 17 ½ 1.10 – 1.21
2 1151 2590 Emulsión Inversa 12 ¼ 1.25 – 1.32
3 2591 3483 Emulsión Inversa 8 ½ 1.40
4 3484 3620 Emulsión Inversa Baja Densidad 6 0.98
Nota: Las propiedades del fluido han sido ajustadas de acuerdo a las observaciones y comentarios del Personal de Fluidos de la Unidad Operativa Reforma.
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14.1.1.- Observaciones
Durante la perforación de las formaciones del Yacimiento, utilizar obturantes
biodegradables y solubles al ácido. Emplear sistemas compatibles con la formación para evitar en lo posible el daño al Yacimiento
Se deberá llevar un monitoreo continuo de la humedad relativa (entre el recorte y el fluido de perforación) y el factor de lubricidad, para ajustar la salinidad y el poder lubricante del fluido respectivamente.
Se graficará la densidad real del fluido con respecto sus propiedades, conforme avance la perforación, y se colocarán en un lugar visible en el equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente los valores reales, que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.
Vigilar y exigir que el equipo de control de sólidos, tenga las mallas recomendadas, para que el fluido esté siempre limpio y las propiedades dentro de sus parámetros, para aprovechar la mejor hidráulica, acarreo, y riesgos potenciales de pegaduras diferenciales y de colapso de agujero.
Realizar tres (3) análisis diario al Fluido de Control, por lo que es necesario mantener los equipos de laboratorio calibrados y los reactivos en buen estado, con la finalidad de obtener valores representativos que faciliten la interpretación de los resultados físico-químicos obtenidos. Para establecer las propiedades del fluido de control a condiciones de fondo, es necesario efectuar una prueba completa al fluido de control en la salida, detectar los efectos de la temperatura sobre el fluido y definir el tratamiento necesario para mantenerlo en buenas condiciones.
Durante la perforación de la sección de 17 ½” y 12 ¼” se recomienda bombear combinaciones de baches viscosos y pesados, lo que garantizará una mejor limpieza del agujero y evitará la acumulación de recortes. Se deberá circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio para continuar con la perforación y no comprometer el desarrollo de la misma.
Es necesario disponer de suficiente material obturante para añadir al sistema y para bombear baches obturantes preventivos que permitan minimizar las posibles pérdidas que se puedan presentar durante la perforación del pozo.
La etapa de 6” presenta las propiedades Reológicas del fluido base, una vez que se requiera la aplicación del N2, éstas variarán conforme al flujo bifásica.
La concentración de cloruro de potasio (KCl), para el fluido base agua, deberá ser monitoreada continuamente mediante el coeficiente de intercambio catiónico (CEC), para evitar la inestabilidad del agujero del Terciario.
Es importante que la compañía de servicio de fluidos realice los análisis abajo indicados a las muestras de recortes, en intervalos de 50 m para toda la perforación, e interactuar con las jefaturas de Sección Química y a la Superintendencia Divisional de Fluidos, para soportar los futuros diseños con sistemas base agua:
Campo Roca Interacción Roca Fluido Fluido
Pozo Profundidad Litología
Capacidad de
Intercambio
Catiónico
Higrometría
(humedad
relativa)
Tiempo de
succión
capilar
Dispersión
Hinchamiento
lineal
Tensión
superficial Lubricidad
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14.2.- Equipo de control de sólidos
Etapa Profundidad Intervalo (m)
Diámetro Agujero
(pg)
Tipo y densidad lodo (g/cm
3)
Equipo de control de sólidos
Tamaño (API) de mallas en vibradores
Tamaño (API) de mallas en limpialodos
Con. 0-50 26 Bentonítico
(1.10)
(4) Vibrador Alto Impacto
(1) Limpialodos (2) Centrífugas
API-100 (Brandt-6BHX140-AT)
tamaño de corte 154 micrones
API-200 (Brandt-6BHX250-AT)
tamaño de corte 78 micrones
1ª.- 50-1150 17 ½ Polimérico
Inhibido (1.10-1.21)
(4) Vibrador Alto Impacto
(1) Limpialodos
API-100 (Brandt-6BHX140-AT)
Tamaño de corte 154 micrones
API-200 (Brandt-6BHX250-AT)
Tamaño de corte 78 micrones
2ª.- 1150-2590 12 ¼ E. Inversa
(1.25-1.32)
(4) Vibrador Alto Impacto
(1) Limpialodos
API-120 (Brandt-6BHX175-AT)
Tamaño de corte 120 micrones
API-200 (Brandt-6BHX250-AT)
Tamaño de corte 78 micrones
3ª.- 2590-3483 8 ½ E. Inversa
(1.40)
(4) Vibrador Alto Impacto
(1) Limpialodos
API-140 (Brandt-6BHX210-AT)
Tamaño de corte 107 micrones
API-230 (Brandt-6BHX250-AT)
Tamaño de corte 65 micrones
4ª.- 3483-3620 6 E. Inversa
(0.98)
(3) Vibrador Alto Impacto
(1) Limpialodos
API-170 (Brandt-6BHX230-AT)
Tamaño de corte 97 micrones
API-270 (Brandt-6BHX300-AT)
Tamaño de corte 49 micrones
14.2.1.- Observaciones
En el sistema de control de sólidos, se recomienda revisar que las mallas instaladas sean las recomendadas, en caso de no cumplir con el parámetro del porcentaje de sólidos recomendado para la densidad de trabajo, es necesario un ajuste para cerrar más las mallas. Para abrir las mallas deberá de ser aprobado por el Supervisor operativo de fluidos, Ing. de pozo, y Técnico o Coordinador del pozo.
El Ingeniero de pozo, Técnico, y o Coordinador, deberán vigilar que los vibradores trabajen con tamaño de mallas de tal forma que el fluido cubra (recorra) el 90% del total del área de filtración del equipo, de ser menor a este porcentaje, las mallas deben ser cambiadas a un tamaño más cerrado, y continuar ajustando (mínimo) a la recomendación de mallas indicadas en la tabla anterior.
Debido a que el fenómeno de colapso de agujero se magnifica en función del tiempo de exposición, se deberá tener control estricto sobre la filtración del fluido para evitar al máximo el daño a las paredes del agujero.
Se graficará diariamente las propiedades reales del fluido, comparadas con las propiedades recomendadas del programa y se colocarán en un lugar visible en el equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos de la compañía de servicio en cada cambio de turno explique al personal operativo y directivo (Ingeniero de Pozo e ITP) las condiciones actuales del fluido (que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX), para visualizar la tendencia y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.
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*Ejemplo del monitoreo y control de las propiedades del fluido
El Primer Frente, compuesto de cuatro vibradores de alto impacto de movimiento lineal con
ángulo de inclinación variable de la canasta de -3º a 5º, permite utilizar un máximo de mallas API 200 con la finalidad de remover selectivamente partículas desde 70 micrones en adelante, garantiza la eliminación contínua de un alto porcentaje del material sólido, en especial arena, favorece y mejora la eficiencia de los Equipos de Control de Sólidos ubicados corrientes abajo.
Limpialodos, conformado por un desarenador y desarcillador integrados de 2 y 16 conos de 12” y 4” respectivamente, con capacidad de procesar 1000 GPM en cada unidad de separación, permite un arreglo de malla en la canasta por encima de 250 Mesh. El Vibrador de alto impacto de movimiento lineal o de moción elíptica balanceada, debe de tener 5 G´s de fuerza, como mínimo en operación y con carga.
Adecuar la presa de trasiego del de las mallas del Limpialodos y el fluido recuperado debe ser procesado en doble etapa de centrifugación recuperando el material densificante. La Centrífuga de baja gravedad específica tiene alta capacidad volumétrica hasta 160 GPM y permite descargas contínuas hasta 5 toneladas/hora con fluidos de control de bajas densidades. La Centrífuga recuperadora de barita deberá ser de bajas revoluciones con velocidades variables entre 2500 y 3250 RPM y fuerza G entre 1250 y 2100, permite eliminar sólidos finos en la limpieza del fluido de control y durante la deshidratación de los recortes.
Deshidratador de recortes, Los recortes con impregnación de líquidos deben tener como máximo 20% para los humectados con Fluido a base de Aceite y 30% para los impregnados con Fluidos a base de Agua. Es necesario, utilizar un Deshidratador de recortes para obtener recortes secos, y reducir el riesgo de derrames en su transportación a confinamiento.
Los vibradores deben mantener 5 G’s de fuerza como mínimo en operación y con carga, y motores adecuados que aseguren la fuerza G solicitada. Asegurarse que mantengan un adecuado ángulo de inclinación, a fin de obtener la mejor eficiencia de remoción y cumplan con los valores de Fuerza G requeridos por los equipos. Si se requiere, se pueden usar las Centrifugas de Alta y Baja revoluciones con un arreglo en serie con el objeto de limpiar el sistema, eliminando sólidos de baja gravedad y recuperar barita al mismo tiempo.
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Mantener los sólidos de baja gravedad en valores menores del 6-8% en volumen, para éllo es necesario utilizar periódicamente la Centrífuga de Alta Revoluciones.
15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA
15.1.- Programa de Barrenas
Notas:
Ver especificaciones de las barrenas propuestas en el Anexo C.
En caso de ser necesario, se utilizará una segunda barrena en las etapas de 17 ½” y 12 ¼”
15.2.- Programa de Hidráulica
15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones
Mantener las propiedades físico-químicas del fluido durante la perforación, a objeto de obtener mejores tasas de penetración y minimizar problemas del agujero (Drill Off Test).
Mantener las bombas del fluido de perforación en buenas condiciones, como la carga de la cámara de pulsaciones, fugas en las válvulas o problemas eléctricos con las mismas, ya que todos estas fallas ocasionan tiempos de espera del equipo de perforación.
Validar la hidráulica definitiva a condiciones de perforación, por el Ingeniero de proyecto del pozo. Se efectuarán ajustes en los parámetros, en caso de ser necesario para garantizar la limpieza y calidad del agujero.
Etapa Bna N°
Diam. (pg.)
Tipo TFA
(Pulg2)
Intervalo (m.)
Metros ROP (m/hr)
PSB (ton.)
RPM Pres. Bba. (psi)
Gasto (gpm)
1 1 17 ½ Tricónica
115 1.035 50 1150 1100 10 12-18 80-120 2145 900
2 2 12 ¼ PDC M323
0.640 1150 2590 1440 10 6-12 120-160 2208 500
3 3 8 ½ PDC M323
0.451 2590 3483 893 10 6-12 120-160 2116 340
4 4 6 PDC M433
0.991 3483 3620 137 7 4-8 80-120 1788 250
Programa hidráulico
Bna. No.
Dens. (gr/cc)
Vp (cp)
Yp lb/100p
2
TFA (pg²)
DPbna (psi)
% Bna
HP @ Bna.
HSI (Hp/pg
2)
V. Anul. (m/min)
Eficiencia Transporte
DEC (gr/cc)
HP (sup)
Camisas (pg.)
1 1.21 12 20 1.035 702 32 369 1.53 31 98 % 1.25 1126 6.5
2 1.32 20 26 0.640 619 28 181 1.53 43 80 % 1.38 644 6
3 1.40 34 30 0.451 611 29 121 2.14 95 90% 1.53 420 6
4 0.98 15 25 0.991 48 3 7 0.25 139 90% 1.10 261 6
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15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica
15.3.1.- Etapa de 17 ½”
Nota: Optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches y circulaciones.
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15.3.2.- Etapa de 12 ¼”
Notas:
Optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración.
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15.3.3.- Etapa de 8 ½”
Notas:
Deberan optimizarse las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes dado el gradiente de colapso existente en esta etapa y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración. Asi como el constante monitoreo de los retornos.
Las caídas de presión en el sistema son altas dado que la hidráulica se calculó considerando
herramientas direccionales para la labor direccional. Es importante verificar la configuración y caídas de presión en las herramientas direccionales para perforar con el máximo gasto permisible y optimizar la limpieza del agujero.
El gasto máximo a emplear en esta etapa estará limitado al permisible por las herramientas direccionales.
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15.3.4.- Etapa de 6”
Notas:
Optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración.
. .
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16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS
16.1.- Primera Etapa - Agujero de 17 ½”
16.1.1.- Diseño de Sarta de Perforación
16.1.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación
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16.2.- Segunda Etapa - Agujero de 12 ¼”
16.2.1.- Diseño de Sarta de Perforación ( Vertical 1150- 2000 m)
16.2.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación
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16.2.3.- Diseño de Sarta de Perforación ( Direccional 2000 – 2590 m)
16.2.4.- Diagrama de la Sarta de Perforación
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16.2.5.- Análisis de Torque y Arrastre
Observaciones Peso Operativo sobre barrena: 4 - 10 Ton Máximo PSB permisible: 26 Ton Torque en superficie: 6797 ft-lbs
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Observaciones Factores de Fricción: 17% en la TR y 23% en el agujero abierto Márgen de Jalón: 68 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium) Peso de la sarta rotando: 83 Tf Peso de la sarta sacando: 88 Tf Peso de la sarta bajando: 79 Tf Fricciones Normales: 4.4 Ton Resistencias Normales: 4 Ton
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16.3.- Tercera Etapa - Agujero de 8 ½”
16.3.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional
16.3.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación Direccional
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16.3.3.- Análisis de Torque y Arrastre
Observaciones Peso Operativo sobre barrena: 4 - 10 Ton Máximo PSB permisible: 27 Ton Torque en superficie: 7862 ft-lbs
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Observaciones Factores de Fricción: 17% en la TR y 23% en el agujero abierto Márgen de Jalón: 71 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium) Peso de la sarta rotando: 95 Tf Peso de la sarta sacando: 102 Tf Peso de la sarta bajando: 89 Tf Fricciones Normales: 7Ton Resistencias Normales: 6 Ton Se realizará viaje a ±3200m para agregar herramienta LWD a la sarta para definir el punto de asentamiento de la TR 7”; de igual manera, se evaluará el desgaste de la barrena para considerar la utilización de una segunda barrena en esta etapa.
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16.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 6”
16.4.1.- Diseño de Sarta de Perforación Direccional
16.4.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación
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16.4.3.- Análisis de Torque y Arrastre
Observaciones Peso Operativo sobre barrena: 2 - 10 Ton Máximo PSB permisible: 15 Ton Torque en superficie: 6127 ft-lbs
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Observaciones Factores de Fricción: 17% en la TR y 23 % en el agujero abierto Márgen de Jalón: 95 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium) Peso de la sarta rotando: 91 Tf Peso de la sarta sacando: 95 Tf Peso de la sarta bajando: 87 Tf Fricciones Normales: 4.6 Ton Resistencias Normales: 4 Ton
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17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA
17.1.- Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora
Etapa
Intervalo (m.d.b.m.r.) Registro Observaciones
De a
1 50 1150 Resistividad. Rayos gamma Desviación- Calibración
Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. Geometría del pozo y calibre del agujero
2 1150 2590
Desviación Calibración Resistividad Rayos gamma Sónico Dipolar
Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. - Sónico Dipolar: Geomecánica-Modelo de velocidades.
3 2590 3483
Desviación Calibración Resistividad Rayos gamma Sónico Dipolar LWD*
Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. - Sónico Dipolar: Geomecánica-Modelo de velocidades. *El LWD iniciará a partir de 3250 md
4 3483 3620
LWD* Desviación Calibración Resistividad Rayos Gamma Litodensidad-Neutrón Espectroscopia de rayos gamma naturales **Imágenes de micro resistividad Sónico Dipolar Resonancia Magnética Ultrasónico de Cementación/VDL/CCL VSP
**Reemplazar por registro de imágenes ultrasónicas si las condiciones del lodo lo permiten
Observaciones
Los registros deberán entregarse por triplicado en papel y un archivo electrónico en formato las.
Este programa está sujeto a modificaciones antes y durante la intervención del pozo, de acuerdo al comportamiento del mismo.
Se tomará un registro giroscópico una vez finalizado el pozo.
Los registros definitivos a correr en cada etapa dependerán de los requerimientos finales del Activo, prospectividad de las zonas de interés y las condiciones de operación.
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18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO
18.1.- Criterios de diseño
Nota: Factores de Diseño en base al nuevo Procedimiento de Diseño para la selección de Tuberias de Revestimiento PE-DP-DI-0015-2011
18.2.- Distribución
*Drift Alterno
18.3.- Criterios de Diseño de TR’s
TR 13 ⅜” Nivel de vacío para colapso de 550m y perfil de presión externo lodo de la etapa (Criterio pág 34 del Procedimiento de PEMEX). En base al comportamiento de los pozos del Campo no se esperan pérdidas de circulación severas en la perforación de la etapa de 12 ¼” que ameriten usar tubería de revestimiento de mayor resistencia al colapso.
TR de 9 ⅝” Vacío total y presión de estimulación de 6500 psi.
13 ⅜” 54.5 lb/ft
J-55 BCN
9 ⅝” 47 lb/ft TRC-95 V SLIJ II
9 ⅝” 47 lb/ft P-110
V SLIJ II
9 ⅝” 53.5 lb/ft
P-110 V SLIJ II
7” 32 lb/ft P-110
HD 513
5” 18 lb/ft N-80 VFJL
Profundidad (md) 0-1150 0-1800 1800-2540 2540-2590 2390-3483 3283-3620
Criterio PI 1.10 1.125 1.125 1.125 1.125 1.125
Mínimo FS PI 1.78 1.19 1.35 1.56 1.70 1.38
Criterio Colapso 1.00 1.125 1.125 1.125 1.125 1.125
Mínimo FS al colapso 1.04 1.51 1.13 1.65 1.50 1.85
Criterios de tensión 1.50 1.60 1.60 1.60 1.60 1.60
Mínimo FS a la tensión 2.58 1.93 2.62 3.40 3.05 2.01
Criterios Triaxial 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25
Mínimo FS Triaxial 1.94 1.30 1.44 1.66 1.77 1.47
Diám. Ext. (pg)
Grado Peso lb/pie
Conexión Drift (pg)
Resist. Presión Interna
(psi)
Resist. Colapso
(psi)
Resistencia Tensión (1000 lbs)
Distribución (mdbmr)
Cuerpo Junta de a
13 ⅜ J-55 54.5 BCN 12.495 2730 1130 853 853 0 1150
9 ⅝ TRC-95 47.0 VAM SLIJ II 8.525 8150 5090 1289 927 0 1800
9 ⅝ P-110 47.0 VAM SLIJ II 8.525 9440 5300 1493 1073 1800 2540
9 ⅝ P-110 53.5 VAM SLIJ II 8.500* 10900 7950 1710 1710 2540 2590
7 P-110 32.0 HD 513 6.000* 12460 10780 1025 742 2390 3483
5 N-80 18.0 V FJL 4.151 10140 10490 422 336 3283 3620
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TR de 9 ⅝” TRC-95 hasta 1800 m dado por el contenido de CO2 (15% mol) esperado en el pozo y en base al gradiente de temperatura que muestra una temperatura de 80°C a 1800 mv.
TR Corta de 7” Vacío total y presión de estimulación de 6500 psi.
TR Corta de 5” Vacío total y un sobre jalón de 130,000 lbs.
18.4.- Observaciones y recomendaciones
La TR 7” maneja Drift Alterno
Para determinar el punto de asentamiento de la TR de 7”, se programó el uso de LWD, se
requiere la presencia de un Geólogo operacional en el equipo de perforación y realizar un
seguimiento estricto de los parámetros de perforación (utilizando Registro Contínuo de
Hidrocarburos).
Las tuberías de revestimiento deben ser medidas y calibradas con suficiente anticipación.
Registrar el volumen desplazado por la TR para observar el comportamiento del pozo durante la
bajada de las tuberías de revestimiento y TR corta.
La longitud de traslape entre la TR Corta de 7” y la TR Corta de 5”, será ajustada acorde con las
condiciones reales del pozo.
19.- CEMENTACIONES
19.1.- Resumen
Diámetro TR (pg)
Prof. (m)
Densidad de lechadas
(gr/cc)
Cima Cemento
(m)
Base Cemento
(m) Observaciones
13 ⅜ 1150
1.55 Sup. 950 Lechada de Llenado
1.90 950 1150 Lechada de Amarre
9 ⅝ 2590
1.60 200 2390 Lechada de Llenado
1.90 2390 2590 Lechada de Amarre
7 3475 1.90 2340 3483 TR Corta /
Lechada Única
5 3620 1.30 3233 3620 TR Corta /
Lechada Única de baja densidad
Nota: la cementación y el volumen de cemento se calibrará de acuerdo a la calidad del agujero con el registro DRCAL. *Cima de cemento 50 m arriba de la Boca de Liner.
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19.2.- Primera Etapa TR de 13 ⅜”
Diámetro
TR (pg)
Profundidad
(m)
Densidad de
lechadas
(gr/cm3)
Cima
Cemento
(m)
Base
Cemento
(m)
Gasto
desplaza-
miento
(bpm)
Densidad
equivalente de
circulación máxima
(gr/cc)
13 ⅜ 1150 1.90 / 1.55 200 1150 12 - 15 1.58
ACCESORIOS: Zapata guía 13 ⅜” y Cople Diferencial 13 ⅜” – 54.4 lb/ft; J55 BCN Tapón de desplazamiento para TR de 13 ⅜” Centradores de fleje de 13 ⅜” x 17 ½”
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 1150 m Densidad del lodo: 1.21 gr/cc
Diámetro agujero: 17 ½ pg. Tipo de lodo Base Agua
Exceso: 30 % Temp. de fondo: 57 °C
Cima de cemento: 200 m Temp. circulante: 42 °C
LECHADA DE LLENADO
Cantidad de cemento: 64 Ton Agua de mezcla 45.6 lt/saco
Volumen de lechada 74 m3 Rendimiento 62.2 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 55 m3 Densidad lechada 1.55 gr/cc
Tirante a cubrir 950 m Tiempo bombeable - Hrs
LECHADA DE AMARRE
Cantidad de cemento 23 Ton Agua de mezcla 21.8 lt/saco
Volumen de lechada 18 m3 Rendimiento 38.0 lt/saco
Fluido de mezcla 10 m3 Densidad lechada 1.90 gr/cc
Tirante a cubrir 200 m Tiempo bombeable - Hrs
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
1 1.02 60 Remover lodo alta movilidad
2 1.18 60 Separar interfase lodo cemento
19.3.- Segunda Etapa TR de 9 ⅝”
Diámetro
TR (pg)
Profundidad
(m)
Densidad de
lechadas
(gr/cm3)
Cima
Cemento
(m)
Base
Cemento
(m)
Gasto
desplaza-
miento
(bpm)
Densidad
equivalente de
circulación máxima
(gr/cc)
9 ⅝” 2590 1.90 / 1.60 200 2590 12 1.70
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ACCESORIOS: Zapata Guía 9 ⅝” – 53.5 lb/ft, P-110, VAM SLIJ II Cople Diferencial 9 ⅝” – 53.5 lb/ft, P-110, VAM SLIJ II Tapón de Desplazamiento (Diafragma) de 9 ⅝” Tapón de Desplazamiento (Rígido) de 9 ⅝” Centradores de Fleje 9 ⅝” x 12 ¼”
LECHADA DE LLENADO
Cantidad de cemento: 60 Ton Agua de mezcla 40.2 lt/saco
Volumen de lechada 66 m3 Rendimiento 57.2 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 47 m3 Densidad lechada 1.60 gr/cc
Tirante a cubrir 2390 m Tiempo bombeable - Hrs
LECHADA DE AMARRE
Cantidad de cemento 10 Ton Agua de mezcla 19.6 lt/saco
Volumen de lechada 7 m3 Rendimiento 36.1 lt/saco
Fluido de mezcla 4 m3 Densidad lechada 1.90 gr/cc
Tirante a cubrir 200 m Tiempo bombeable - Hrs
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
1 1.08 60 Remover lodo alta movilidad
2 1.55 60 Separar interfase lodo cemento
19.4.- Tercera Etapa TR Corta de 7”
Diámetro
TR (pg)
Profundidad
(m)
Densidad de
lechadas
(gr/cm3)
Cima
Cemento
(m)
Base
Cemento
(m)
Gasto
desplaza-
miento
(bpm)
Densidad
equivalente de
circulación máxima
(gr/cc)
7 3483 1.90 2390 3483 8 1.97
ACCESORIOS: Zapata Flotadora 7” – 32 lb/ft, P-110, HD 513 Cople Flotador 7” - 32 lb/ft, P-110, HD 513 Cople de Retención 7” - 32 lb/ft, P-110, HD 513 Centradores Sólidos de 7” x 8 ½” Tapón limpiador para T.P. Tapón de desplazamiento para TR 7” Conjunto Colgador-Soltador Hidráulico 7” x 9 5/8” Empacador de BL
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 2590 m Densidad del lodo: 1.32 gr/cc
Diámetro agujero: 12 ¼ pg. Tipo de lodo E.I.
Exceso: 20 % Temp. de fondo: 75 °C
Cima de cemento: 200 m Temp. circulante: 60 °C
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DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 3483 m Densidad del lodo: 1.40 gr/cc
Diámetro agujero: 8 ½ pg. Tipo de lodo E.I.
Exceso: 15 % Temp. de fondo: 98 °C
Cima de cemento: 2390 m Temp. circulante: 95 °C
LECHADA UNICA
Cantidad de cemento 21.5 Ton Agua de mezcla 17.17 lt/saco
Volumen de lechada 17 m3 Rendimiento 35.30 lt/saco
Fluido de mezcla 8 m3 Densidad lechada 1.90 gr/cc
Tirante a cubrir 1085 m Tiempo bombeable - Hrs
BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
1 1.55 60 Separar interfase lodo cemento
19.5.- Cuarta Etapa TR Corta de 5”
Diámetro
TR (pg)
Profundidad
(m)
Densidad de
lechadas
(gr/cc)
Cima
Cemento
(m)
Base
Cemento
(m)
Gasto
desplaza-
miento
(bpm)
Densidad equivalente
de circulación máxima
(gr/cc)
5 3620 1.30 3233 3620 6 1.51
ACCESORIOS: Zapata Flotadora 5” - 18 lb/ft, N-80, VFJL Cople Flotador 5” - 18 lb/ft, N-80, VFJL Cople de Retención 5” - 18 lb/ft, N-80, VFJL Centradores Sólidos de 5” x 6” Tapón limpiador para T.P. Tapón de desplazamiento para TR 5” Conjunto Colgador-Soltador Hidráulico 5” x 7” Empacador de BL
DATOS PARA EL DISEÑO
Profundidad: 3620 m Densidad del lodo: 0.90 gr/cc
Diámetro agujero: 6 pg. Tipo de lodo E.I
Exceso: 10 % Temp. de fondo: 110 °C
Cima de cemento: 3275 m Temp. circulante: 105 °C
LECHADA UNICA
Cantidad de cemento: 3 Ton Agua de mezcla 26.5 lt/saco
Volumen de lechada 3 m3 Rendimiento 55.3 lt/saco
Vol. fluido de mezcla 2 m3 Densidad lechada 1.30 gr/cc
Tirante a cubrir 334 m Tiempo bombeable - Hrs
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BACHES PROGRAMADOS
TIPO DENSIDAD
(gr/cc) VOLUMEN
(bls) OBSERVACIONES
1 1.08 50 Remover lodo alta movilidad
Nota: La composición definitiva de las lechadas y baches lavadores/espaciadores serán determinadas en base a los requerimientos de cada etapa, una vez analizados los registros geofísicos y las condiciones reales del pozo (temperatura, profundidad, condiciones operacionales, etc).
19.6.- Centralización
Se determinó el número de centradores mediante las simulaciones realizadas con el programa DSP-One, sin embargo, la ubicación y número sera ajustado en base a los registros de desviación reales y la geometría del pozo. Preliminarmente se pudiera considerar la siguiente distribución para cada una de las TR’s consideradas
Diámetro TR (pg)
Intervalo (mdbmr)
Tipo de Centrador
Especificación Cant. % Standoff Min. Req.
Espaciamiento
13 ⅜ 50 - 1150 Flejes 13 ⅜” x 17 ½” 20 3
70 1 Centrador c/3 tramos *1 Centrador c/1 tramos
9 ⅝ 1150 - 2590 Flejes 9 ⅝” x 12 ¼” 36 7
70 1 Centrador c/3 tramos *1 Centrador c/1 tramos
7 2390 - 3483 Rígidos 7” x 8 ½” 19 70 1 Centrador c/4 tramos
5 3283 - 3620 Rígidos 5” x 6” 6 70 1 Centrador c/4 tramos
*Nota: En la etapa de 13 ⅜” y 9 ⅝” colocar 1 centrador los primeros 3 tramos y posteriormente 1 centrador c/3 tramos.
19.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotación
Realizar prueba de admisión y de alijo en las TR Cortas de 7 y 5”. En caso de no existir hermeticidad, se debe corregir.
19.8.- Pruebas de Goteo
Se efectuara una Prueba de Densidad Equivalente: 15 m bajo la TR de Superficie (13 ⅜” @ 1150 m) y una Prueba de Goteo 15 m bajó la TR Intermedia (9 ⅝” @ 2590 m). Estas pruebas permitirá la calibración del Modelo Geomecánico y garantizar tener la integridad para soportar las condiciones dinámicas durante la perforación y cementación de la TR correspondiente a la etapa.
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20.- CONEXIONES SUPERFICIALES
DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL
PRODUCCION
13 ⅝" 5M, Cabezal soldable, 13 ⅝" 5M, Brida Doble Sello, Seccionado 13 ⅝" x 11” 5M
13 3/8” x 9 5/8” x 3 1/2” 5 M, Medio Árbol
20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol
La selección de cabezales y medio árbol es de acuerdo a especificación API 6A última versión (Anexo G). Especificacion del material en CC (Acero Inoxidable) dado el alto porcentaje de CO2 esperado para el pozo (15% mol).
COMPONENTE MARCA
TAMAÑO NOMINAL Y PRESIÓN DE
TRABAJO (PSI)
ESPECIFICACIÓN DEL MATERIAL
OBSERVACIONES
CABEZAL DE TR PARTE INFERIOR SOLDABLE PARTE
SUPERIOR BRIDADA CON VÁLVULAS LATERALES
13 ⅝” 5M UAA, PSL-1,
PR-2
Brida Superior
13 ⅝” 5M
CABEZAL DE TR PARTE INFERIOR Y SUPERIOR
BRIDADA CON VÁLVULAS LATERALES
13 ⅝” 5M x
11” 5M
UCC, PLS-2, PR-2
Brida Inferior
13 ⅝” 5M
Conex. 11” 5M
MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS 11” 5M x 3 1/8” 5M
UCC, PSL-2, PR-2
Selección del Material en base al contenido de
CO2 esperado (15% mol)
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20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas
DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL DE PRODUCCIÓN
13 ⅝" 5M, Cabezal soldable, Semicompacto 13 ⅝" x 11” 5M
13 3/8” x 9 5/8” x 3 1/2” 5 M, Medio Árbol
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20.3.- Arreglo de Preventores
20.3.1.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 17 ½”
Se coloca sobre el conductor de 20” a 50 m, para perforar agujero de 17 ½” de 50 a 1150m.
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20.3.2.- Conexiones superficiales de Control, Etapa de 12 ¼”
CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL PARA PERFORAR
LA TERCERA ETAPA AGUJERO DE 12 1/4 ” A 5783 m
Preventor esférico
13 5/8” 5m
Preventor doble13 5/8” 5m
Ariete inferior ciego
Ariete superior 5”
Carrete de control 13 5/8” 5m
Válvulas laterales
3 mec. 2 1/16” 5m
1 hca. 2 1/16” 5m
Cabezal soldable
20 ¾” con
Válvulas mecánicas
2 1/16” 3m
Tr de 20“ 1000 m
Cabezal semi-compacto
20 ¾” 3m x 13 5/8” 5 m x
13 5/8” 10m
Preventor sencillo 13 5/8” 5m
Ariete 5”
Tr de 13 3/8” 3700 m
Múltiple de
estrangulación
Brida doble sello 20 ¾” 3M
Preventores
13 5/8 ” 5m
Brida adapter 13 5/8” 10M x 13 5/8” 5M
Preventor sencillo 13 5/8” 5m
Ariete 5”
Carrete de control 13 5/8” 5m
Preventor doble 13 5/8” 5m Ariete inferior ciego
Ariete superior 5”
Arreglo estándar
Preventores 5M
Cabezal 13 5/8” 5M
Cabezal 13 5/8” 5M
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20.3.3.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 8 ½”
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20.3.4.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 6”
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20.4.- Presiones de Prueba
Etapa TR (pg)
Resistencia Presión Interna
(psi)
Resistencia Al
Colapso (psi)
Prueba de cabezal (orificio)
(psi)
Prueba de preventores (probador de
copas) (psi)
Prueba de TR (psi)
Superficial 13 ⅜ 2730 1130 400 2000 200
Explotación 9 ⅝ 8150 5090 4000 4000 2000
Explotación 7 12460 10780 - 4000 1500
Explotación 5 10140 10490 - 4000 1500
Nota: Probar las CSC de acuerdo al procedimiento 223-21100-OP-211-0269, “Procedimiento para el diseño de las conexiones superficiales de control”.
21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES
21.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solución
Riesgos Potenciales Alternativas de Solución
Inestabilidad de agujero por reacción de arcilla, y abundantes recortes
Supervisar las condiciones reológicas del fluido de perforación polimérico para evitar problemas de inestabilidad mecánica en el agujero y mantener una hidráulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero.
Pérdidas parciales de circulación en el Terciario
Bombear baches de obturantes para controlar las pérdidas.
Detección de zona de alta presión (punto óptimo de asentamiento), atrapamientos.
Monitorear los recortes de perforación y registrar su forma y litología para confirmar el tipo de falla que esta ocurriendo para ajustar el valor de la densidad del fluido de perforación, utilizar una salinidad hasta 180,000 ppm
Zona de presiones anormales, atrapamientos
Utilización de equipo de caracterización de formación (mudlogging), seguimiento adecuado del incremento de la densidad del fluido de perforación con base al perfil de geopresiones, utilizar una salinidad del orden de 240,000 – 260,000 ppm
Yacimiento depresionado (Cretácico): Pérdidas de circulación, atrapamiento de sartas
Utilización de Fluido Nitrogenado. Correr baches de alta viscosidad para barrido y enfriamiento de la barrena. Estricto monitoreo del programa de viajes de tubería.
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21.2.- Resultados de la Métrica de Pozos
22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL
Perforación en zonas depresionadas: Se utilizará cabeza rotatoria y equipo de flujo controlado (MPD) para la perforación de las etapas de 6”. Se requiere tener en sitio Membranas generadoras de Nitrógeno.
23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO
Se deberá cumplir con la norma NMX-L-169-SCFI-2004.
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24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS
24.1.- Distribución por actividades
Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)
Tiempos Programados
Hrs. Hrs. Días
Act. Acum. Acum.
Mover equipo a posición de conductor central. 360 360 15.00
1 Perforar Agujero de 26". Cementar Conductor 20"
1.01 Preparativos para perforar agujero de 26" 3 3 0.13
1.02 Efectuar junta de trabajo y seguridad con el personal involucrado
1 4 0.17
1.03 Perforar Agujero de 26" @ 50 m. Cementar Conductor 20" 28 32 1.33
1.04 Instalar Campana, Línea, Llenadera y Charola ecológica 8 40 1.67
1.05 Armar barrena 17 1/2" y aparejo de fondo. Checar resistencia
3 43 1.79
1.06 Rebajar cemento 3 46 1.92
1.07 Pláticas de seguridad y simulacros. 2 48 2.00
TOTAL ETAPA 48 2.00
2 Agujero de 17 1/2”
2.01 Perforar hasta 1150 md 1150 110 158 6.58
2.02 Viaje corto. 4 162 6.75
2.03 Circulación y acondicionamiento del lodo 3 165 6.88
2.04 Tomar registros de desviación con rumbo y ángulo a 800 m 3 168 7.00
2.05 Sacar barrena a superficie. 6 174 7.25
2.06 Pláticas de seguridad y simulacros. 6 180 7.50
TOTAL ETAPA 132 5.50
3 Cementar TR 13 3/8”
3.01 Tomar registros geofísicos. 10 190 7.92
3.02 Bajar barrena en viaje de reconocimiento. 6 196 8.17
3.03 Circular y acondicionar lodo para meter TR. 3 199 8.29
3.04 Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. 6 205 8.54
3.05 Preparativos para meter TR. 3 208 8.67
3.06 Meter TR hasta 1150 m. Checar equipo de flotación. 9 217 9.04
3.07 Instalar cabeza de cementar, instalar UAP 3 220 9.17
3.08 Cementar TR. 6 226 9.42
3.09 Esperar fraguado 12 238 9.92
3.10 Cortar y recuperar tubo ancla. Afinar corte TR. Soldar cabezal. Probar hidraulicamente soldadura.
10 248 10.33
3.11 Instalar BOP's y L.S.C. Efectuar las respectivas pruebas. 11 259 10.79
3.12 Instalar campana, línea de flote, llenadera y charola ecológica.
7 266 11.08
3.13 Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena de 17 1/2" y estabilizadores
8 274 11.42
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 62
PAG: 137
1
Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)
Tiempos Programados
Hrs. Hrs. Días
Act. Acum. Acum.
3.14 Armar barrena 12 1/4" con aparejo de fondo. Checar resistencia.
8 282 11.75
3.15 Circular tiempo de atraso y probar TR. 3 285 11.88
3.16 Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR.
3 288 12.00
3.17 Desplazar fluido base agua por lodo de emulsión inversa 4 292 12.17
3.18 Rebajar cemento y zapata. 3 295 12.29
3.19 Pláticas de seguridad y simulacros. 5 300 12.50
TOTAL ETAPA 120 5.00
4 Agujero de 12 1/4”
4.01 Perforar 15 m debajo de la zapata. Circular. 3 303 12.63
4.02 Efectuar prueba de densidad equivalente 6 309 12.88
4.03 Perforar intervalo 1165 m - 2590 m (1425 m) 2590 240 549 22.88
4.04 Realizar Viaje corto a 1150 m y meter barrena a fondo 6 555 23.13
4.05 Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado. 4 559 23.29
4.06 Sacar barrena a superficie. 9 568 23.67
4.07 Pláticas de seguridad y simulacros. 8 576 24.00
TOTAL ETAPA 276 11.50
5 Cementar TR 9 5/8”
5.01 Tomar registros geofísicos. 20 596 24.83
5.02 Meter barrena de 12 1/4" a 1150 m 4 600 25.00
5.03 Deslizamiento y corte de cable. 11 611 25.46
5.04 Viaje al fondo con barrena de 12 1/4”. 6 617 25.71
5.05 Circular y acondicionar lodo para meter TR. Bombear baches viscosos.
5 622 25.92
5.06 Sacar barrena a superficie. 10 632 26.33
5.07 Recuperar buje de desgaste y cambiar rams superior. Probar.
5 637 26.54
5.08 Preparativos para meter TR. 3 640 26.67
5.09 Meter TR hasta 2590 m. 22 662 27.58
5.10 Instalar cabeza de cementación. Circular. 4 666 27.75
5.11 Cementar TR. 10 676 28.17
5.12 Esperar fraguado (realizar actividades paralelas: aflojar tornilleria de preventores y desmantelar el mismo, etc.).
24 700 29.17
5.13 Cortar y recuperar tubo ancla. Afinar corte TR 9 5/8". Instalar cabezal semicompacto 11 - 5M. Probar hidraulicamente.
13 713 29.71
5.14 Instalar BOP's y C.S.C. Probar. 15 728 30.33
5.15 Instalar campana, linea de flote, llenadera y charola ecológica
7 735 30.63
5.16 Retirar barrena de 12 1/4". Instalar buje de desgaste. 9 744 31.00
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 63
PAG: 137
1
Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)
Tiempos Programados
Hrs. Hrs. Días
Act. Acum. Acum.
5.17 Quebrar herramientas de 8" y armar herramientas de 6 1/2" y 6 1/4".
9 753 31.38
5.18 Armar barrena 8 1/2" con aparejo de fondo y checar cople de retención.
18 771 32.13
5.19 Circular tiempo de atraso y probar TR. 4 775 32.29
5.20 Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Rebajar cemento y zapata.
8 783 32.63
5.21 Pláticas de seguridad y simulacros. 9 792 33.00
TOTAL ETAPA 216 9.00
6 Agujero de 8 1/2”
6.01 Perforar 15 m debajo de la zapata. Circular. 3 795 33.13
6.02 Efectuar prueba de densidad equivalente 6 801 33.38
6.03 Circular/ajustar densidad del lodo. 6 807 33.63
6.04 Perforar intervalo 2605 m – 3483 m (878 m). 3483 125 932 38.83
6.05 Circular y realizar viaje corto a 2590 m y meter a fondo 11 943 39.29
6.06 Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado. 4 947 39.46
6.07 Sacar barrena a superficie. 11 958 39.92
6.08 Pruebas de CSC / BOP'S. 18 976 40.67
6.09 Pláticas de seguridad y simulacros. 8 984 41.00
TOTAL ETAPA 192 8.00
7 Cementar TR 7”
7.01 Tomar registros geofísicos 30 1014 42.25
7.02 Meter barrena a 2590 m 8 1022 42.58
7.03 Deslizamiento y corte de cable 11 1033 43.04
7.04 Meter barrena a fondo 3 1036 43.17
7.05 Circular y acondicionar lodo para meter TR corta 6 1042 43.42
7.06 Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior
11 1053 43.88
7.07 Preparativos para meter TR corta 4 1057 44.04
7.08 Meter TR corta hasta 3483 m 34 1091 45.46
7.09 Instalar cabeza de cementación. Circular 5 1096 45.67
7.10 Anclar colgador @ 2390 m, verificar anclaje 2 1098 45.75
7.11 Cementar TR 11 1109 46.21
7.12 Esperar fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico 24 1133 47.21
7.13 Desmantelar campana, línea de flote, llenadera y Charola ecológica
11 1144 47.67
7.14 Instalar brida adapter 11" 5M, cabeza rotatoria 11" 5M y CSC 36 1180 49.17
7.15 Probar cabeza rotatoria, conjunto de Preventores y CSC 17 1197 49.88
7.16 Instalar campana, línea de flote, llenadera y Charola ecológica
11 1208 50.33
7.17 Retirar barrena de 8 1/2". Instalar buje de desgaste 7 1215 50.63
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 64
PAG: 137
1
Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)
Tiempos Programados
Hrs. Hrs. Días
Act. Acum. Acum.
7.18 Quebrar tubería 5" y herramientas de 6 1/2" 8 1223 50.96
7.19 Bajar barrena 6" txt con aparejo de fondo. Checar resistencia
19 1242 51.75
7.20 Circular Tiempo de Atraso 4 1246 51.92
7.21 Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Rebajar cemento y zapata
8 1254 52.25
7.22 Pláticas de seguridad y simulacros 18 1272 53.00
TOTAL ETAPA 288 12.00
8 Agujero de 6”
8.01 Perforar hasta 3550 m (67 m) 3550 24 1296 54.00
8.02 Circular limpiando agujero 4 1300 54.17
8.03 Sacar barrena a superficie 12 1312 54.67
8.04 Cortar núcleo #1 de 3550-3559 m (Este intervalo es tentativo, el intervalo definitivo será definido por el Activo de Produccion Macuspana-Muspac)
3559 36 1348 56.17
8.05 Meter barrena a 3559 m 12 1360 56.67
8.06 Perforar hasta 3620 m (61 m) 3620 12 1372 57.17
8.07 Circular y realizar viaje corto a 3483 m y meter a fondo 6 1378 57.42
8.08 Circular y acondicionar lodo para registros 4 1382 57.58
8.09 Tomar registros de desviación con rumbo y ángulo a 3620 m 4 1386 57.75
8.10 Sacar barrena a superficie. 12 1398 58.25
8.11 Pruebas de CSC / BOP´S. 6 1404 58.50
8.12 Pláticas de seguridad y simulacros. 12 1416 59.00
TOTAL ETAPA 144 6.00
9 Cementar TR corta de 5”
9.01 Tomar registros geofísicos. 60 1476 61.50
9.02 Meter barrena a 3483 m 12 1488 62.00
9.03 Deslizamiento y corte de cable. 8 1496 62.33
9.04 Meter barrena a fondo. 4 1500 62.50
9.05 Circular y acondicionar lodo para meter TR Corta. 6 1506 62.75
9.06 Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior.
15 1521 63.38
9.07 Efectuar preparativos para meter TR Corta 5 1526 63.58
9.08 Meter TR Corta hasta 3620 m 24 1550 64.58
9.09 Instalar cabeza de cementación. Circular. 5 1555 64.79
9.10 Anclar colgador @ 3283 m, verificar anclaje 3 1558 64.92
9.11 Cementar TR Corta. 8 1566 65.25
9.12 Esperar Fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico. 20 1586 66.08
9.13 Probar BOP'S y C.S.C. Instalar buje de desgaste. 10 1596 66.50
9.14 Meter molino 5 7/8" a 3283 m (BL 5") 18 1614 67.25
9.15 Circular limpiando agujero 4 1618 67.42
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 65
PAG: 137
1
Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)
Tiempos Programados
Hrs. Hrs. Días
Act. Acum. Acum.
9.16 Sacar molino a superficie 18 1636 68.17
9.17 DTP / Armar TP y herramientas. Bajar molino de 4 1/8" y checar cima. Rebajar cemento y accesorios hasta P.I. Probar TR corta. Sacar aparejo a superficie.
36 1672 69.67
9.18 Prueba de alijo a BL de 5". 36 1708 71.17
9.19 Quebrar tubería 3 1/2". Desinstalar Cabeza Rotatoria y Equipo de Flujo Controlado
48 1756 73.17
9.20 Deslizamiento y corte de cable. 6 1762 73.42
9.21 Pláticas de seguridad y simulacros. 12 1774 73.92
TOTAL ETAPA 358 14.92
24.2.- Resumen de tiempos por etapa
P-Perforando, CE- Cambio Etapa
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 66
PAG: 137
1
25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS
Herramientas requeridas para iniciar a perforar
CANTIDAD DESCRIPCION EXISTE FECHA DE
SOLICITUD SECCION O DPTO RESPONSABLE SI NO
1 SWIVEL HTAS ESPECIALES
1 UNIFLEX COMPLETO EXTRA HTAS ESPECIALES
1 KELLY SPINER HTAS ESPECIALES
1 MACHO KELLY INSPECCION TUBULAR
1 KELLY HEXAGONAL 5 1/4" INSPECCION TUBULAR
1 BUSHING KELLY C/ROLES 5 1/4" HTAS ESPECIALES
1 MANGUERA 55' MATERIALES
1 MANGUERA 55' (EXTRA) MATERIALES
1 BUJE MAESTRO SECCIONADO HTAS ESPECIALES
2 SUSTITUTO PARA KELLY 4 1/2" IF INSPECCION TUBULAR
2 VÁLVULAS DE PIE 4 1/2" ó 4 IF INSPECCION TUBULAR
1 JUEGOS DE GAFAS (500 TONS) HTAS ESPECIALES
1 ELEVADOR 5"-3 ½” 18° HTAS ESPECIALES
1 CUÑAS P/TP 5"-3 ½” HTAS ESPECIALES
1 CUÑAS P/HTA 9 1/2" Y 8" HTAS ESPECIALES
1 COLLARÍN PARA HTA 9 1/2" Y 8" HTAS ESPECIALES
1 LLAVE DE FUERZA SDD C/JGO. DE EXTENSIONES HTAS ESPECIALES
1 LLAVE DE FUERZA DB HTAS ESPECIALES
1 TORQUÍMETRO DE APRIETE HTAS ESPECIALES
1 INDICADOR DE PESO INSTRUMENTOS
1 MANOMETRO STAND PIPE INSTRUMENTOS
1 LLAVE VARCO TW-60 HTAS ESPECIALES
1 LLAVE VARCO SW-30 HTAS ESPECIALES
1 ROLADORA HTAS ESPECIALES
2 JGOS. DE CABLES SALVAVIDAS MATERIALES
2 JGOS- CABLE DE ACERO 9/16" P/ CABRESTANTE MATERIALES
1 CADENA DE ROLAR MATERIALES
1 CAJA DE DADOS P/LLAVES MATERIALES
1 BOTELLA 5"-4 1/2" A 2" 8 HRR MATERIALES
1 JGO. DE MANGUERAS METÁLICAS 2" (LLENADO RAPIDO)
MATERIALES
2 GRILLETES 3/4" (P/TORQUÍMETRO) MATERIALES
3 GRILLETES 3/4" (P/SUSP. LLAVES) MATERIALES
4 GRAPAS P/CABLE 9/16" MATERIALES
4 GRAPAS P/CABLE 5/8" MATERIALES
1 CHAQUETA PARA TP 5" MATERIALES
2 HULES LIMPIADORES P/TP 5" MATERIALES
2 MALACATE NEUMÁTICO "RONCO" INSTRUMENTOS
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 67
PAG: 137
1
Herramientas requeridas para iniciar a perforar
CANTIDAD
DESCRIPCION
EXISTE FECHA DE SOLICITUD
SECCION O DEPTO RESPONSABLE SI NO
240 MTS DE CABLE DE ACERO FLEXIBLE 5/8" MATERIALES
2 POLEAS P/MANIOBRAS (5-6 TONS) MATERIALES
1 GUÍA PARA CABLE DE ACERO 1 3/8" MATERIALES
1 CABLE SALVAVIDA P/CHANGO MATERIALES
1 IZADOR P/CHANGO (COMPLETO) MATERIALES
1 CINTURÓN Y COLA DE ACERO DEL MATERIALES
2 SALVAVIDA DEL CHANGO MATERIALES
5 LIBRETAS DE FLORETE (PISO ROT.) MATERIALES
1 PINTARRÓN MATERIALES
1 VITRINA P/INFORMACIÓN TÉCNICA MATERIALES
4000 MTS. CABLE DE SONDEO 9/16" MATERIALES
1 INCLINÓMETRO "GYRODATA" ING. POZO
1 RADIO TRUNNKY OPERACIONES
1 SIFÓN OPERACIÓN
1 LÍNEA P/CEMENTACIÓN OPERACIÓN
1 LÍNEA P/ABASTECIMIENTO AGUA Y LODO OPERACIÓN
1 LÍNEA DE FLOTE OPERACIÓN
1 HTA DE MANO COMPLETA ** MATERIALES
MÁSTIL NIVELADO
BOMBAS DE LODO CON HIDRÁULICA ADECUADA
EXISTENCIA SUFICIENTE DE CABLE DE ACERO
MANIFOLD DE BOMBAS Y STAND PIPE
SUPERCARGADORAS DE BOMBAS DE LODO
REVISIÓN DE CONTRAPOZO
Perforación con Barrena de 17 ½”: TR de 13 ⅜”
CANT. DESCRIPCIÓN EXISTE FECHA DE SECCIÓN O DEPTO
SI NO SOLICITUD RESPONSABLE
1 BARRENA TRICÓNICA 17-1/2” IADC 115 ING. DE POZO
1 CUADRO DE APRIETE ING. DE POZO
1 PORTABNA ESTABILIZADO 9 1/2" x 7 5/8" REG INSP. TUBULAR
2 DCN 9 ½ " INSP. TUBULAR
8 DCN 8" INSP. TUBULAR
1 MWD ING. DE POZO
3 MADRINA 7 5/8" REG (DCN 9 1/2") INSP. TUBULAR
3 MADRINAS 6 5/8" REG (DCN 8") INSP. TUBULAR
1 COMBINACIÓN P-9-1/2" REG X C-8" REG INSP. TUBULAR
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 68
PAG: 137
1
1 COMBINACIÓN P-8" REG X C5" IF INSP. TUBULAR
1 MARTILLO 8" ING. DE POZO
15 TRAMOS HW 5" INSP. TUBULAR
100 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-80 INSP. TUBULAR
3 ESTABILIZADORES 8" X 17-1/2” INSP. TUBULAR
1150 MTS TR 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN ING. DE POZO
1 ZAPATA GUÍA 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN ING. DE POZO
1 COPLE DIFERENCIAL 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN ING. DE POZO
70 CENTRADORES DE FLEJES 13 3/8" X 17 1/2" ING. DE POZO
1 TAPÓN DE DIAFRAGMA ING. DE POZO
1 TAPÓN SÓLIDO ING. DE POZO
1 LLAVE HIDRÁULICA 13 3/8" HTAS ESPECIALES
1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS ESPECIALES
1 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TONS C/INSERTO 13 3/8 HTAS ESPECIALES
2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA HTAS ESPECIALES
1 ELEVADOR DE TOPE P/13 3/8" HTAS ESPECIALES
2 COLLARÍN DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DEST. HTAS ESPECIALES
1 CABEZA DE CIRCULAR DE 13 3/8" A 2" 8HRR OPERACION
1 CABEZA DE CEMENTAR 13 3/8" OPERACION
1 Mc CLASH DE 4" A 2" MATERIALES
1 IZADORA PARA TR HTAS ESPECIALES
1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACION
1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACION
64 TONS DE CEMENTO ( BAJA DENSIDAD 1.60 gr/cc) ING. DE POZO
23 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) ING. DE POZO
1 CABEZAL SOLDABLE DE 13 5/8” 5,000 ING. DE POZO
1 PRECALENTADOR PARA CABEZAL 13 5/8" OPERACION
1 BRIDA SUJETADORA DE BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO
1 PREVENTOR ESFÉRICO 20 ¾” 5M HTAS ESPECIALES
1 BOMBA KOOMEY INSTRUMENTOS
1 BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO
1 PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO
Perforación con Barrena de 12 ¼” : TR 9 ⅝”
CANT. DESCRIPCIÓN EXISTE FECHA DE SECCIÓN O DEPTO
SI NO SOLICITUD RESPONSABLE
1 BARRENA PDC 12-1/4” ING. DE POZO
1 HERRAMIENTA MWD 8” ING. DE POZO
1 VALVULA CONTRAPRESIÓN INSP. TUBULAR
3 ESTABILIZADOR 8” X 12 1/4” INSP. TUBULAR
3 DC 8” INSP. TUBULAR
3 MADRINAS 6 5/8" REG (DC 8") INSP. TUBULAR
1 COMBINACIÓN P/ 8" X C-5” IF INSP. TUBULAR
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 69
PAG: 137
1
18 TRAMOS HW 5" INSP. TUBULAR
111 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-80 INSP. TUBULAR
8111 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° X-95 INSP. TUBULAR
41 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° G-105 INSP. TUBULAR
1 ESCARIADOR PARA TR DE 9-5/8” OPERACION
1 MARTILLO HIDRÁULICO 8" ING. DE POZO
1800 MTS TR 9 5/8", TRC-95, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO
790 MTS TR 9 5/8", P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO
70 CENTRADORES DE FLEJES 12-1/4” x 9-5/8” ING. DE POZO
1 ZAPATA GUIA 9 5/8”, P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO
1 COPLE DIFERENCIAL 9 5/8”, P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II ING. DE POZO
1 TAPÓN DESPLAZADOR PARA TR 9-5/8” ING. DE POZO
1 RAMS DE 9 5/8" PREV. 13 5/8" 5M HTAS ESPECIALES
1 LLAVE HIDRÁULICA 9 5/8” HTAS ESPECIALES
1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS ESPECIALES
2 ARAÑA NEUMÁTICA BASE 500 TONS C/ INSERTOS DE 9 5/8”
HTAS ESPECIALES
2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUIA PARA 9 5/8”
HTAS ESPECIALES
1 ELEVADOR DE TOPE P/ 9 5/8” HTAS ESPECIALES
2 COLLARINES DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR
HTAS ESPECIALES
1 CABEZA DE CIRCULAR DE 9 5/8” VAM SLIJ II OPERACION
1 CABEZA DE CEMENTAR 9 5/8" VAM SLIJ II OPERACION
1 Mc CLASH DE 4" A 2" MATERIALES
1 IZADORA PARA TR HTAS ESPECIALES
1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACIÓN
1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACIÓN
60 TONS DE CEMENTO (BAJA DENSIDAD 1.60 gr/cc) ING. DE POZO
10 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) ING. DE POZO
1 CABEZAL SEMICOMPACTO PARA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE 13 3/8” Y PRODUCCIÓN DE 9 5/8” BRIDA INFERIOR DE 13 5/8" 5,000 X 11” 5,000
ING. DE POZO
1 ÁRBOL DE ESTRANGULACIÓN 2 1/16 X 3 1/16" HTAS. ESPECIALES
1 BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO
1 PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO
1 BOMBA KOOMEY INSTRUMENTOS
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 70
PAG: 137
1
Perforación con Barrena de 8 ½”: TR Corta de 7”
CANT. DESCRIPCIÓN EXISTE FECHA DE SECCIÓN O DEPTO
SI NO SOLICITUD RESPONSABLE
1 BARRENAS DE 8 1/2" TIPO PDC ING. DE POZO
1 PORTA BARRENA ESTABILIZADO 6 ¾” x 8 ¼” REG INSP. TUBULAR
1 CUADRO DE APRIETE ING. DE POZO
1 VÁLVULA CONTRAPRESIÓN INSP. TUBULAR
1 SISTEMA ROTATORIO 6 3/4" ING. DE POZO
1 HERRAMIENTA LWD 6-3/4” ING. DE POZO
1 HERRAMIENTA MWD 6-3/4” ING. DE POZO
19 CENTRADORES SÓLIDOS 7" X 8 3/8" ING. DE POZO
3 DC 6-3/4” INSP. TUBULAR
18 HWDP 5" 4-1/2” IF INSP. TUBULAR
1000 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-75 INSP. TUBULAR
1000 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° X-95 INSP. TUBULAR
1260 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° G-105 INSP. TUBULAR
1 ESTABILIZADORES 6 ½- 6 3/4" X 8 1/2” (INS) INSP. TUBULAR
1 COMBINACIÓN P/6 3/4" X C- 4 ½" IF INSP. TUBULAR
1 MARTILLO DE 6 3/4" OPERACIÓN
1 ESCARIADOR PARA TR 7" OPERACION
1085 MTS TR 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO
1 ZAPATA FLOTADORA 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO
1 COPLE FLOTADOR 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO
1 COPLE DE RETENCIÓN 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO
1 COPLE DE ORIFICIO 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ING. DE POZO
1 COLGADOR HIDRÁULICO 7” X 8 1/2” ING. DE POZO
1 TAPÓN DESPLAZADOR PARA TR ING. DE POZO
1 HERRAMIENTA SOLTADORA ING. DE POZO
1 TAPÓN DESPLAZADOR PARA TP ING. DE POZO
1 IZADORA PARA TR HTAS ESPECIALES
1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACION
1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACION
1.2 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) ING. DE POZO
1 RAMS DE 7" HTAS. ESPECIALES
1 LLAVE HIDRÁULICA 7” HTAS. ESPECIALES
1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS. ESPECIALES
2 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TON CON INSERTOS DE 7”
HTAS. ESPECIALES
2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA PARA TR 7”
HTAS. ESPECIALES
1 ELEVADOR DE TOPE P/7” HTAS. ESPECIALES
2 COLLARÍN ARRASTRE C/CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR
HTAS. ESPECIALES
1 CABEZA DE CEMENTAR (P) 4 1/2" IF OPERACION
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 71
PAG: 137
1
Perforación con Barrena de 6"; TR Corta de 5”
CANT. DESCRIPCIÓN EXISTE FECHA DE SECCIÓN O DEPTO
SI NO SOLICITUD RESPONSABLE
1 BARRENA 6” PDC ING. DE POZO
1 HERRAMIENTA LWD DE 4 ¾” ING. DE POZO
1 HERRAMIENTA MWD DE 4 ¾” ING. DE POZO
15 TRAMOS HW DE 3-1/2" INSP. TUBULAR
111 TRAMOS TP 3-1/2", 15.5#, °S-135 INSP. TUBULAR
111 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° X-95 INSP. TUBULAR
111 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° G-105 INSP. TUBULAR
44 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° S-135 INSP. TUBULAR
1 MARTILLO DE 4 3/4" ING. DE POZO
1 IZADORA PARA TR HTAS ESPECIALES
1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACION
1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACION
334 MTS TR 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO
1 ZAPATA FLOTADORA 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO
1 COPLE FLOTADOR 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO
1 COPLE DE RETENCIÓN 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ING. DE POZO
8 CENTRADORES DE FLEJES 5” x 62” ING. DE POZO
1 CONJUNTO. COLGADOR HID. 5” X 7" ING. DE POZO
1 LLAVE HIDRÁULICA 5" HTAS. SPECIALES
1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS. SPECIALES
2 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TON HTAS. SPECIALES
2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA PARA TR 5"
HTAS. SPECIALES
1 ELEVADOR DE TOPE P/5” HTAS. SPECIALES
2 COLLARÍN ARRASTRE C/CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR
HTAS. SPECIALES
1 CABEZA DE CEMENTAR (P) 4 1/2" IF OPERACION
1 CABEZA DE CIRCULAR OPERACION
1 CABEZA ROTATORIA Y EQ. PARA FLUJO CONTROLADO (MPD)
HTAS ESPECIALES
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 72
PAG: 137
1
26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN
26.1.- Costos directos
26.2.- Costo integral de la perforación
CONCEPTO MONTO (M.N.)
A.- COSTO INSUMO DE LA PERFORACIÓN 75,022,186.72
B.- COSTO CUOTAS Y TARIFAS 17,396,762.13
C.- TOTAL DIRECTOS (A + B) 92,418,948.85
D.- COSTO INDIRECTO 483,8631.20
E:- FACTOR DE RIESGO = (C) * 0.18 16,635,410.79
26.3.- Observaciones
El Costo ha sido estimado mediante el Sistema MICOP y según contrato SLB
La Paridad Cambiaria es de 13.00 M.N.$ por USD$
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 73
PAG: 137
1
27.- INFORMACIÓN DE POZOS DE CORRELACIÓN
27.1.- Relación de Pozos
Para correlación de la localización Artesa 62 se tienen los siguientes pozos:
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 74
PAG: 137
1
27.2.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 22
27.3.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 1
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 75
PAG: 137
1
27.4.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 2
27.5.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 44
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 76
PAG: 137
1
27.6.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 21
27.7.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 24
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 77
PAG: 137
1
27.8.- Estado Mecánico y Gráfica de Profundidad vs. Días Artesa 26
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 78
PAG: 137
1
28.- CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN
28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo PM-403
Equipo PM:
0403 Tipo: CA/CD Potencia HP: 2000 No. SAP 4501860
2
Diseño:
PERFORACIÓN Año de Adquisición :
1976
Unidad/Componente Marca Modelo Capacidad/Potencia Malacate IDECO 2100-E 2000 HP (FRENADO DE TAMBOR)
02 MOT. CD. DE 1000 HP
Mástil PYRAMID 142 FT 1,000,000 LIBRAS=500 TON CAP. 6,500 MTS. PPROFUNDIDAD
Polea viajera y gancho IDECO UTB 525 CAP. 500 TON.
Corona NATIONAL 7/60” 1 3/8” CAP. 500 TON.
Ancla NATIONAL “E” 100,000 LBS
Unión giratoria NATIONAL P-400 CAP. 400 TON.
Rotaria IDECO 37 ½” 37 ½”, CON MOTOR C. D. ACOPLADO CON TRANSMISIÓN
Sistema de control y conversión
de potencia
TPC 4SCR/7 MOT CD
CA/CD, MOT. G. E. DE C. D., CONEXIÓN SERIE, 3 GEN. CA, PLC.
Sistema de generación EMD 12-645 E1 03 MOT. DE C.I. DE 1500 HP, CON GEN. EMD DE C. A. 2625 KVA
Bombas para lodos LEWCO EMSCO
WH-1612 F-1000
02 BOMBAS DE 1600 HP TRIPLEX 01 BOMBA DE 1000 HP TRIPLEX
Sistema BOP KOOMEY 261603S 80 GALONES 3000 PSI
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 79
PAG: 137
1
29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA
29.1.- Todas las actividades que se realicen se deben apegar a los requerimientos específicos señalados en el Anexo S, en cumplimiento a la políticas y lineamientos del SSPA vigentes en P.E.P. Asimismo, deberá cumplir con los términos y condicionantes establecidos en el resolutivo emitido por SEMARNAT.
TABLA I Matriz para identificar los “requerimientos específicos” que obligatoriamente deben cumplirse en cada contrato y que deben listarse en el formato 4 del anexo “S”
III. REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS
CASOS EN LOS QUE DEBEN SOLICITARSE Y VERIFICARSE CADA REQUERIMIENTO ESPECÍFICO DEL ANEXO “S”, DEPENDIENDO DEL ALCANCE O ACTIVIDAD
INCLUÍDA EN EL CONTRATO
III.1.12.3.4 Cuando se realicen trabajos de electricidad en instalaciones petroleras terrestres
III.1.12.3.5 Cuando se realicen trabajos que impliquen riesgos de lesiones a los ojos en instalaciones petroleras terrestres
III.1.12.3.6 Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras terrestres
III.1.12.4 Cuando se realicen trabajos de electricidad en instalaciones petroleras marinas de PEP o en embarcaciones que le presten servicios a PEP
III.1.13. Trabajos con riego
III.1.13.1 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.13.2 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.13.3 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.13.4 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.13.5 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.13.6 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.14.Dispositivos de seguridad para vehículos y equipos de trabajo
III.1.14.1 Cuando se ingresen vehículos al área de riesgo durante trabajos con riesgo potencial en presencia de gases, vapores o líquidos inflamables
III.1.14.2. Cuando se utilicen equipos de combustión interna en áreas de riesgo
III.1.14.3. Cuando se utilicen equipos o se realicen conexiones eléctricas en áreas de riesgo
III.1.14.4. Cuando se utilicen equipos productores de flama
III.1.14.5. Cuando se utilicen equipos rotatorios
III.1.15 Señalización e identificación de productos y equipos
III.1.15.1 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial
III.1.15.2 Cuando se construyan obras terrestres
III.1.15.3 Cuando se suministren productos, sustancias químicas o equipos a PEP
III.1.16 Respuesta a emergencias
III.1.16.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato
III.1.16.2 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato
III.1.16.3 Cuando se le presten servicios en embarcaciones a PEP
III.1.16.4 Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras marinas
III.1.17 MANUALES
III.1.17.1 Cuando se suministren equipos a PEP
III.2.SALUD OCUPACIONAL
III.2.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato
III.2.2 Cuando se suministre agua para consumo humano o alimentos en los que se utilice
III.2.3 Ruido en el ambiente laboral
III.2.3.1 Cuando se utilice maquinaria o equipos
III.2.4 Atlas de riesgo
III.2.4.1 Cuando se le arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP
III.2.5 Iluminación
III.2.5.1 Cuando se instalen dispositivos de iluminación
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 80
PAG: 137
1
III.2.6 Alimentación, hospedaje y control de plagas
III.2.6.1 Cuando se manejen alimentos en instalaciones petroleras
III.2.6.2 Cuando se le arrienden plataformas habitacionales a PEP
III.2.6.3 Cuando se le suministren alimentos a PEP
III.2.6.4 Cuando se realicen trabajos de control de plagas o desratización
III.2.6.5 Cuando se le presten servicios a embarcaciones a PEP
III.2.7 Servicio Médico
III.2.7.1 Cuando se cuente con servicio médico propio en las instalaciones petroleras
III.3 PROTECCION AMBIENTAL
III.3.1 Estudios de riesgo ambiental
III.3.1.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato
III.3.2 Reporte de cumplimiento ambiental
III.3.2.1
III.3.2.2 Cuando la autoridad emita términos y condicionantes para las actividades incluidas en el alcance del PROYECTO
III.3.3 Agua
III.3.3.1 Cuando se derramen o viertan materiales o residuos peligrosos al mar
III.3.3.2 Cuando se desvíen recursos de agua o se construyan pasos temporales de un cuerpo de agua
III.3.3.3 Cuando se efectúen vertimientos o descargas
III.3.3.4 Cuando se usen o aprovechen aguas nacionales
III.3.3.5 Cuando se generen residuos sólidos
III.3.4 Atmósfera
III.3.4.1 Cuando se utilicen equipos que funcionen con combustibles sólidos
III.3.5 Residuos
III.3.5.1 Cuando se generen Residuos
III.3.5.2 Cuando se le arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP
III.3.5.3 Cuando se generen residuos peligrosos
III.3.5.4 Cuando se generen residuos en instalaciones petroleras marinas
III.3.5.5 Cuando se generen o manejen residuos
III.3.5.6 Cuando se traten o dispongan residuos en instalaciones petroleras
III.3.5.7 Cuando se generen o se manejen residuos
III.3.5.8 Cuando se arrojen residuos alimenticios al mar
III.3.5.9 Cuando se transporten residuos peligrosos o residuos de manejo especial
III.3.5.10 Cuando se manejen residuos peligrosos o residuos de manejo especial
III.3.6 Ruido
III.3.6.1 Cuando se utilice maquinaria o equipo que emita ruido
III.3.7 Seguros contra daños ambientales
III.3.7.1 Cuando se realicen actividades altamente riesgosas en instalaciones petroleras
III.3.8 Planes de contingencia ambiental
III.3.8.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato
III.3.9 Auditorias ambiéntales
III.3.9.1 Cuando se arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP
III.3.9..2 Cuando se arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 81
PAG: 137
1
29.2.- Relación de procedimientos básicos y críticos.
Numero de Procedimiento Descripción
PROC.OP.223-21100-PO-411-073 PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR BARRENAS TRICÓNICAS
PROC.OP.223-21100-PO-411-074 PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR BARRENAS DE CORTADORES FIJOS PDC
PROC.OP.223-21100-PO-411-076 PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA OPTIMIZACION DE LA HIDRÁULICA.
PROC.OP.223-21100-PO-411-102 PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR EL POZO AL INICIO DE LA INTERVENCIÓN.
PROC.OP.223-21100-PO-411-019 PROCEDIMIENTO PARA LA INTRODUCCIÓN DE APAREJO DE PRODUCCIÓN
PROC.OP.223-21100-PO-411-091 PROCEDIMIENTO PARA LA INTALACION DE CSC
PROC.OP.223-21100-PO-411-092 PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS HIDRÁULICA DE CABEZAL Y CONJUNTO DE PREVENTORES.
PROC.OP.223-21100-PO-411-102 PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR EL POZO AL INICIO DE LA INTERVENCIÓN.
PROC.OP.223-21100-PO-411-103 PROCEDIMIENTO DE INFORMACIÓN NECESARIA PARA EL CONTROL DEL POZO.
PROC.OP.223-21100-PO-411-109 PROCEDIMIENTO PARA ESCARIAR
PROC.OP.223-21100-PO-411-110 PROCEDIMIENTO PARA PERFORAR
PROC. OP 223-2110-PO-411-111 PROCEDIMIENTO PARA PERFORAR BAJO BALANCE
PROC.OP.223-21100-PO-411-114 PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DEL POZO
PROC.OP.223-21100-PO-411-150 PROCEDIMIENTO PARA METER Y SACAR TUBERÍA
PROC.OP.223-21100-PO-411-151 PROCEDIMIENTO PARA EL ARMADO DEL EQUIPO
PROC.OP.223-21100-PO-411-154 PROCEDIMIENTO PARA METER TUBERÍA DE REVESTIMIENTO
PROC.OP.223-21100-PO-411-200 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORRIDA
PROC. OP. 223-21100-PO-411-201 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO SUPERFICIALES CON NIPLE DE SELLOS
PROC. OP. 223-21100-PO-411-202 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO COMPLEMENTOS
PROC. OP. 223-21100-PO-411-203 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CORTAS
PROC.OP.223-21100-PO-411-244 PROCEDIMIENTO PARA EECTUAR DISPAROS DE PRODUCCIÓN
PROC.OP.223-21100-PO-411-247 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO CBL-VDL-GR-CCL EN AGUJERO ENTUBADO.
PROC.OP.223-21100-PO-411-248 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DE COPLES EN AGUJERO ENTUBADO EN POZOS CON EQUIPO.
PROC.OP.223-21100-PO-411-249 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DESVIACIÓN-CALIBRACION(DR-CAL) EN POZOS CON AGUJERO DESCUBIERTO
PROC.OP.223-21100-PO-411-251 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO LITODENSIDAD-NEUTRON CON RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.
PROC.OP.223-21100-PO-411-252 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO NUETRON-COMPENSADO-RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.
PROC.OP.223-21100-PO-411-249 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DESVIACIÓN-CALIBRACION(DR-CAL) EN POZOS CON AGUJERO DESCUBIERTO
PROC.OP.223-21100-PO-411-251 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO LITODENSIDAD-NEUTRON CON RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.
PROC.OP.223-21100-PO-411-252 PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO NUETRON-COMPENSADO-RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 82
PAG: 137
1
Número de
Procedimiento Descripción
223-21100-PO-411-001 Procedimiento de inspección tubular
223-21100-PO-411-008 Procedimiento para despegar tubería
223-21100-PO-411-009 Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores
223-21100-PO-411-010 Procedimiento para control de brotes.
223-21100-PO-411-011 Procedimiento para selección y operación de herramientas de pesca.
223-21100-PO-411-012 Procedimiento de parches para tubería de ademe, cuidados y operaciones.
223-21100-PO-411-013 Procedimiento para herramientas conformadoras para tuberías ademe y operación.
223-21100-PO-411-015 Procedimiento de herramientas reversibles para recuperación de tubería y operación.
223-21100-PO-411-016 Procedimiento para operar herramientas recuperadoras de empacadores
223-21100-PO-411-019 Procedimiento para la introducción de aparejos de producción con empacador integral
223-21100-PO-411-024 Procedimiento para la recuperación de aparejos de producción
223-21100-PO-411-031 Procedimiento parra introducir, anclar y soltar un empacador permanente con la T.F
223-21100-PO-411-032 Procedimiento operativo para lavado del pozo.
223-21100-PO-411-075 Procedimiento para la selección de las condiciones de operación (wr) optimas.
223-21100-PO-411-076 Procedimiento general para determinar la optimización hidráulica.
223-21100-PO-411-078 Procedimiento para determinar la tensión de anclaje de una tubería de revestimiento.
223-21100-PO-411-091 Procedimiento para la instalación de conexiones superficiales de control.
223-21100-PO-411-092 Procedimiento para prueba hidráulica de cabezal y conjunto de preventores.
223-21100-PO-411-093 Procedimiento para pruebas hidráulicas de múltiple de estrangulación.
223-21100-PO-411-094 Procedimiento para prueba hidráulica de la válvula de pie y macho kelly.
223-21100-PO-411-095 Procedimiento para el cambio de medio árbol de válvulas por preventores de reventones.
223-21100-PO-411-096 Procedimiento para la revisión del tazón del cabezal de producción.
223-21100-PO-411-097 Procedimiento para el cambio del conjunto de preventores por el medio árbol de válvulas.
223-21100-PO-411-101 Procedimiento para la verificación de las condiciones de acceso, localización y del medio árbol.
223-21100-PO-411-102 Procedimiento para controlar el pozo al inicio de la intervención.
223-21100-PO-411-103 Procedimiento de la información necesaria para el control del pozo.
223-21100-PO-411-105 Procedimiento para recuperar el aparejo de producción.
223-21100-PO-411-107 Procedimiento para reconocer la boca de liner (b.l.) Con tapón de cemento y/o retenedor.
223-21100-PO-411-109 Procedimiento para escariar TR
223-21100-PO-411-110 Procedimiento para perforar.
223-21100-PO-411-111 Procedimiento para perforar bajo balance.
223-21100-PO-411-112 Procedimiento para reconocer boca de TR corta (liner) y profundidad interior (p.i)
223-21100-PO-411-113 Procedimiento para control de sólidos y remoción mecánica.
223-21100-PO-411-114 Procedimiento para lavado de pozos.
223-21100-PO-411-150 Procedimiento para meter y sacar tuberías.
223-21100-PO-411-151 Procedimiento para el armado del equipo.
223-21100-PO-411-152 Procedimiento para el desarmado de equipo.
223-21100-PO-411-153 Procedimiento para deslizar y cortar cable del tambor principal del malacate.
223-21100-PO-411-154 Procedimiento para meter tuberías de revestimiento.
223-21100-PO-411-155 Procedimiento para operar herramientas de percusión.
223-21100-PO-411-156 Procedimiento para pruebas hidráulicas de conexiones superficiales de control.
223-21100-PO-411-157 Procedimiento para reparación de bomba de lodo.
223-21100-PO-411-158 Procedimiento para string shot.
223-21100-PO-411-159 Procedimiento para conectar y desconectar tubulares.
223-21100-PO-411-200 Procedimiento para cementación de tubería de revestimiento corridas.
223-21100-PO-411-201 Procedimiento para realizar cementaciones de tuberías de revestimiento superficiales con niple de sellos.
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 83
PAG: 137
1
Número de Procedimiento
Descripción
223-21100-PO-411-202 Procedimiento para cementación de tuberías de revestimiento complementos.
223-21100-PO-411-203 Procedimiento para realizar cementación de tuberías de revestimiento cortas.
223-21100-PO-411-204 Procedimiento para realizar cementación de tuberías de revestimiento con extensiones.
223-21100-PO-411-205 Procedimiento para colocar tapón de cemento.
223-21100-PO-411-206 Procedimiento operativo para colocar un tapón de cemento forzado.
223-21100-PO-411-207 Procedimiento operativo para efectuar una prueba de alijo.
223-21100-PO-411-208 Procedimiento para realizar prueba de presión con empacador recuperable.
223-21100-PO-411-209 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con empacador recuperable
223-21100-PO-411-210 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con retenedor de cemento permanente.
223-21100-PO-411-211 Procedimiento operativo para efectuar bombeos diversos con unidad de alta presión.
223-21100-PO-411-213 Procedimiento operativo para efectuar estimulaciones de limpia.
223-21100-PO-411-243 Procedimientos para ejecución de operaciones especiales de recuperación de tuberías atrapadas.
223-21100-PO-411-244 Procedimiento para efectuar disparos de producción.
Nota: Los procedimientos operativos aplicables durante el desarrollo del PROYECTO deberán ser consultados en el sistema SIMAN.
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 84
PAG: 137
1
30.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN
30.1.- Objetivo
Objetivo de la terminación
Obtener producción comercial de hidrocarburos de las rocas calcareas del Cretácico Medio con TR
de explotación cementda de 5” y un aparejo de producción de 3 ½” con mandril para sistema artificial
de Bombeo Neumático
30.2.- Características de la Formación
No. Formación Litología Arcilla (%) Φ
(%) Sw (%)
k (md)
1 KM Carbonatos --- 2 30 ---
30.3.- Información Estimada del Yacimiento
Pozo Intervalo Formación Litología
(%) Producción
(bpd/mmpcd) Temp.
(°C) Presión
(psi)
% Mol
H2S CO2
A-24 ---- Cretácico
Medio Aceite negro
1300/2.19 109
(Artesa 22) 4,010
0.08 (Artesa
22)
23.5 (Artesa
22)
30.4.- Fluidos Esperados.
Gastos RGA Temp Presión
yac. % Mol
°API Aceite (bpd)
Gas mmpcd
Agua (bpd)
m3/ m
3 (°C) (kg/cm
2)) H2S CO2
600 0.8 --- --- 109 4010 0.08 23.5 ---
Nota: Valores referenciales fueron tomados de Análisis de productividad y Base de usuario.
Actualizado: 29-07-2013
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 85
PAG: 137
1
30.4.1.- Fluidos Aportados Pozos Correlación
Artesa 24
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 86
PAG: 137
1
Artesa 22
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 87
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1
Artesa 21
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 88
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1
30.5.- Sistema de Explotación
El mecanismo de explotación está diseñado de acuerdo a las presiones esperadas y al análisis de productividad resultando la necesidad de la implementación de un Sistema Artificial de Producción de Bombeo Neumático y Niple NO-GO mas camisa perfil F para sistema de artificial de producción Bombeo Hidraulico. Además de incluir los sensores de fondo y en cabeza para el monitoreo continuo de presión y temperatura.
30.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Producción
Las tuberías de explotación serán TR de 9 ⅝”, liner de 7” y liner de 5”; el aparejo de producción
de acuerdo al análisis de productividad es de 3 ½”.
Existe evidencia en los campos análogos y por correlación de la presencia de CO2, por lo cual se consideran en el diseño los factores de temperatura y profundidad para definir la distribución de tubería requerida de material resistente la corrosión, de acuerdo a la guía de diseño vigente.
30.7.- Fluidos de Terminación
Tipo Descripción Densidad (gr/cm)
Volumen (m³)
Aditivos Observaciones
Empacante Fluido
empacante 1.0 ± 86
Biocida Anticorrosivo
---
Inducción Nitrógeno 0.81* ± 50,000 --- Inducción de pozo
Estimulación HCL 1.07 ± 100 HCL, Solventes,
Divergentes Fluidos de Estimulación
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30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada
30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación
30.9.- Registros
REGISTRO INTERVALO
(m) OBSERVACIONES
Ultrasónico de cementación
3,620 - 3,483 Verificar adherencia y calidad de la cementación en liner de 5””
Giroscópico 3,620 - 0 Definir la trayectoria del pozo y se efectuará en caso de no
haberse corrido en la última etapa de perforación
30.10.- Limpieza de Pozo
Se lavará el pozo con agua filtrada libre de sólidos, menor de 25 NTU de turbidez o contenido de sólidos menor al 0.2% en el fluido de retorno y con herramientas de limpieza como niple de aguja, cepillos y escariadores en cascada para liner de 7” y liner de 5”.
Pozo Intervalo (md) Formación Temp.
(°C) Presión
(psi)
A-22
3,440 – 3,494 Aceite negro 117 4,053
ARTESA 24 3,605 – 3,620 3,628 – 3,647
98% aceite, 1% agua, salin: 54000ppm,
Qaceite: 936.1bpd,
Qagua: 0.94bpd
--- Por 3/8” Ptp: 610psi,
ARTESA 26 3423 - 3466 Ranurado
65% aceite, 35% agua, Qaceite: 1101bpd
--- Por 5/8” Ptp= 597
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30.11.- Diseño del Aparejo de Producción
Descripción D.E. D.I. Drift
(pg)
Peso Grado Junta
LONG Intervalo (mdbmr)
(pg) (pg) lb/pie (m) De A
Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop.
4 1/16 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 0.25 3299.75 3300.00
3 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 27.90 3271.85 3299.75
Empacador hidráulico semi-permanente modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop
5.602 2.750 2.625 35 ALLOY VamTop 2.23 3269.62 3271.85
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 9.34 3260.28 3269.62
Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop X
8HHR 1.91 3258.37 3260.28
NIPLE NO-GO 3.500 2.312
9.2 N-80 8HHR 0.31 3258.06 3258.37
Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 8HRR X Vam
top 1.90 3256.16 3258.06
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.750 2.867 9.2 N-80 VamTop 9.35 3246.81 3256.16
Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°) 5.250 2.812 2.562 9.2 ALLOY VamTop 1.25 3245.56 3246.81
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto 3 1/2 2.750 2.867 9.2 N-80 VamTop 9.30 3236.26 3245.56
Mandril porta sensor 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 2.90 3233.36 3236.26
6 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.750 2.867 9.2 N-80 VamTop 54.74 3178.62 3233.36
Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 2.67 3175.95 3178.62
N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 N-80 VamTop 1353.48 1822.47 3175.95
N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3 1/2 2.992 2.867 9.2 TRC-95 VamTop 1810.35 12.12 1822.47
Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M 3 1/2 2.992 2.867 9.2 TRC-95 VamTop 0.45 11.67 12.12
E.M.R 11.67 0.00 11.67
NOTAS:
De acuerdo a la información de pozos correlación, se espera la presencia de gases amargos, por lo que el diseño está considerando los factores de temperatura y ambientes corrosivos.
Solicitar con anticipación tuberías y accesorios
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30.11.1.- Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”
Condiciones de carga Factor de diseño (PEP)*
Presión Interna 1.125
Colapso 1.125
Tensión Junta 1.80
Tensión Cuerpo 1.50
Triaxial 1.25
*Factores de diseño de la guía de terminación.
30.11.2.- Apriete Óptimo
Diámetro
(pg) Grado
Peso (lb/p)
Conexión D.I. (pg)
Drift (pg)
Apriete Opt. (lbs-pie)
Apriete Máx. (lbs-pie)
3 ½” TRC-95 9.20 VAMTOP 2.992 2.867 3,020 3,320
3 ½” L-80 9.20 VAMTOP 2.992 2.867 2,900 3,190
30.12.- Diseño de Empacador y accesorios del Aparejo de Producción.
PROFUNDIDAD
DESCRIPCION PESO LB/PIE
GRADO
DIAMETROS RESISTENCIA
ID OD DRIFT
TENSION
(1000Xlbsf)
CONEXION
(1000X lbsf)
P. COLAP
SO
(psi)
P. INT. (psi) DE A
3269.62 3271.85
Empacador hidráulico semi-permanente
modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop
35 ALLOY 2.750 5.602 2.625 Máx. ΔP: 10000
psi Máx Tem: 204 ºC
14181 12736
3258.06 3258.37 NIPLE NO-GO 9.2 N-80 3.5 2.312 2.75 12880 14120
3245.56 3246.81 Camisa deslizable CMD
Perfi F (T. Max 160°) 9.2 ALLOY 2.812 5.562 2.812
P trabajo:10000psi Máx Tem:176 ºC
10350 10350
3233.36 3236.26 Mandril porta sensor 9.2 N-80 2.992 3 1/2 2.867 285 13970 13530
3175.95 3178.62 Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy
9.2 N-80 2.992 3 1/2 2.867 285 13970 13530
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30.13.- Presiones criticas durante los tratamientos.
Descripción
Presión en el aparejo de producción (psi) Observaciones
Superficie (Ps) Fondo
Inducción 0 0 Considerando aparejo vacío.
Estimulación* ±3,500 Ph + Ps Fluido de estimulación HCl al 15% - 1.075 gr/cc.
Respaldar la TP con diferencial EA-AP de 2000psi
Producción ±500 Pwf Fluyente (25 °API)
* Se debe de considerar el respaldo en TR sin llegar al límite de presión de T.R´s y accesorios de terminación.
30.14.- Diseño de Disparos
Pistolas Densidad
(c/m) Fase
(grados) Penetración
(pg) Diámetro
(pg) Explosivo
Temp. Trabajo
(°C)
Técnica de disparo
Observaciones
PSE 2 ⅛”
20 45° 9.37 0.48 HMX 185 Bajo balance Pistolas
desechables
(*) Con el pozo hermético, con empacador del aparejo anclado y sistema en seno de fluido limpio.
30.15.- Diseño de estimulaciones.
El diseño de la estimulación estará sujeto a las condiciones reales observadas de los fluidos de la formación aportados y recuperados durante el trabajo de inducción del pozo. El tipo y volumen de fluido requerido para la estimulación del pozo deberá ser definido en forma conjunta con la UNP. El diseño debe considerar que la disolución de material calcáreo en zonas fracturadas puede comunicar fracturas productoras de agua salada.
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30.16.- Conexiones Superficiales De Control.
30.16.1.- Descripción General Del Árbol De Producción
Nota: Se debe de considerar las adecuaciones necesarias para poder instalar el sensor de cabeza y de fondo
DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL DE PRODUCCIÓN
13 ⅝" 5M, Cabezal soldable, Semicompacto 13 ⅝" x 11” 5M
13 3/8” x 9 5/8” x 3 1/2” 5 M, Medio Árbol
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30.17.- Pozos De Correlación
ARTESA 24
RESUMEN DE LA TERMINACIÓN
Perforó a 3700m, se introdujo el liner de 5” dejando de 3650-3593m tubería perforada con agujero de ¾”, 13perforaciones por metro.
Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15% alcanzando una
Pmáx=3,500psi.
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ARTESA - 22
RESUMEN DE LA TERMINACIÓN
Disparó con pistolas Scallop 2” de 2 cpm los intervalos 3,449 – 3,461m y 3,482 – 3,494m e inyectó 2m3 de ácido acético alcanzando Pmáx=2,500 psi con Q=1 bpm; se represionó T.R. con 2,000 psi. Al abrir el pozo por ½” abatiéndose a cero en 10 min.
Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15%
alcanzando una Pmáx=3,500psi.
SELLOS MV
3,449-3,461m
3,482-3,494m
Qo=900 [bpd]; Qgi=1.16 [mmpcd]; Ptp=72
[kg/cm2]; Ø Est.= 1/2”; °API=25
KM
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ARTESA - 21
RESUMEN DE TERMINACIÓN
Disparó con pistolas Scallop 1 9/16” de 4 cpm el intervalo 3,476-3,530m .
Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15% alcanzando una Pmáx=1,700psi con ¾ bpm; represionó T.R. con 500 psi.
KM Qo=1,006 [bpd]; Qgi=1.47 [mmpcd]; Ptp=53
[kg/cm2]; Ø Est.= 1/2”; °API=25
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ARTESA - 26
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30.18.- Programa De Intervención
No. Actividad Global ACTIVIDAD ESPECÍFICA - DESCRIPCIÓN DE LA OPERACIÓN Tiempo estim (hrs.)
Tiempo (dias)
Tiempo acum. (días)
ACTIVIDADES PREVIAS A LA TERMINACIÓN
1
RECONOCER PI
Reconocer boca de liner de 7” y de 5”:
Con molino 5 ⅞”, para TR de 7” (32 lbs/pie, ID=6.094”, Drift = 5.969”) reconocer la BL de 5” a +/- 3,280 md. Circular homogenizando columnas.
Con molino 4⅛”, para Liner de 5” (18 lbs/pie, DI=4.276”, Drift =4.151”) reconocer P.I. a ±3,620 md, circular y sacar a superficie.
.
Resistencia a la P. Int. TR 9 ⅝”, 47#, TRC- 95 = 8,150 psi (80% = 6,520 psi) Resistencia a la P. Int. TR 9 ⅝”, 47#, P-110 = 9,440 psi (80% = 7,552 psi) Resistencia a la P. Int. TR 7” , 32#, P-110 = 12,460 psi (80% = 9,968 psi) Resistencia a la P. Int. TR 5” , 18#, N-80 = 10,140 psi (80% = 8,112 psi)
72 3.0 3.0
INICIO DE LA TERMINACIÓN
2 ESCARIAR TR´s
Con niple de aguja 2 ⅞” y sarta equipada con escariador para liner de 7”:
Reconocer y escariar:
a) En liner de de 7” (32 lbs/pie, ID=6.094”, Drift = 5.969”) hasta la profundidad de +/- 3,400 md (B.L. 5”).
b) En liner de liner 5” (18 lbs/pie, ID=4.276”, Drift=4.151”) meter niple de aguja a ±3,620 md (P.I.).
36 1.5 4.5
3 LAVADO DE
POZO
a) Con niple de aguja 2 ⅞” en el fondo, desplazar a alto gasto F.C. E.I
0.98 gr/cc por agua filtrada libre de sólidos, 25 NTU, circular y lavar el pozo, dejando un bache con KCL (± 4m³) frente al intervalo a disparar en la formación perteneciente al KM.
b) Observar pozo y sacar niple de aguja y herramientas de limpieza a superficie TxT.
12 0.5 5
4 TOMAR
REGISTROS
Tomar registro giroscópico, en caso de no haberse tomado durante la perforación.
a) Con U.R.E, prestacable y sonda de cia. Gyrodata tomar registro giroscópico de +/-3619m (1 m arriba de la PI) a superficie previa calibración.
b) En caso de encontrar alguna resistencia por minima que sea durante la calibrada en la tubería ranurada, sacar sonda a superficie y tomar el registro giroscópico de esa profundidad a la superficie.
12 0.5 5.5
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1
5
INTRODUCCIÓN DEL APAREJO DE
PRODUCCIÓN
Meter aparejo de producción sencillo de 3 ½” TRC-95 y N-80 de 9.2 lb/pie, VAMTOP a ±3,300 md, (dejando emboquillado dentro del liner de 5”) equipado con empacador integral hidráulico recuperable p/TR de 7”, 32 lb/pie, para una presión diferencial de 7,500 psi y camisa deslizable de 3 ½”, midiendo y calibrando TP 3 ½” con 2.867” de acuerdo a la siguiente distribución:
Descripción LONG Intervalo (mdbmr)
(m) De A
Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop.
0.25 3299.75 3300.00
3 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 27.90 3271.85 3299.75
Empacador hidráulico semi-permanente modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop
2.23 3269.62 3271.85
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 9.34 3260.28 3269.62
Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr 1.91 3258.37 3260.28
NIPLE NO-GO 0.31 3258.06 3258.37
Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 1.90 3256.16 3258.06
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop 9.35 3246.81 3256.16
Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°) 1.25 3245.56 3246.81
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto 9.30 3236.26 3245.56
Mandril porta sensor 2.90 3233.36 3236.26
6 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 54.74 3178.62 3233.36
Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy 2.67 3175.95 3178.62
N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 1353.48 1822.47 3175.95
N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop 1810.35 12.12 1822.47
Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M 0.45 11.67 12.12
E.M.R 11.67 0.00 11.67
CONSIDERACIONES DURANTE LA INTRODUCCIÓN:
a. Medir y calibrar exterior e interiormente cada uno de los accesorios que se introduzcan al pozo.
b. Velocidad máxima recomendada para bajar el empacador =
9.2 m/min.
c. Verificar el número de pernos para expulsar el asiento de
canica.
d. Evitar giros bruscos de la tubería.
e. Aplicar grasa en el piñón de cada conexión, “no a la caja”.
f. Aplicar apriete con el óptimo recomendado.
48 2.0 7.5
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1
g. Calibrar aparejo de T.P. 3 ½”, 9.20 lb/pie con 2 1/2” @ +/- 3247
m debajo de la camisa de circulacion.
Ajuste del empacador (*):
a. Meter aparejo de producción 3 1/2”, 9.2 lb/pie, N-80, VAM TOP a +/- 3271 m el empacador y el extremo a 3300 mts.
b. Con ULA, calibrar con S.P. 2 ½” hasta +/- 3230 m (camisa) c. Ajustar profundidad de anclaje del empacador a ± 3,271 m.
d. Instalar colgador integral T.P. 3 ½” (11” x 3 1/8”x 2 1/16”, 5M
psi, 9.20#/p, TRC-95) verificar apriete con dinamómetro.
e. Bajar colgador integral para verificar elevación mesa rotaria
y que la bola colgadora llegue a su nido (sin cargar peso del
aparejo), apretar yugos.
f. Arrojar canica 1 ½” y esperar a que por gravedad llegue y se
aloje en el asiento expulsable.
g. Represionar directo por TP (+/- 3,000 psi) para anclar el empacador hidráulico recuperable p/TR 7”, 32 lb/pie a la profundidad de ± 3,271 m, continuar el represionamiento (+/- 4,000 psi) para expulsar el asiento de la canica.
h. Con ULA y con S.P. de 2.25” calibrar hasta +/- 3620 m P.I. i. Colocar válvula “H”.
Notas:
a. No se debe bombear fluidos para acelerar el viaje de la
canica ya que podría dar como resultado un anclaje
deficiente del empacador.
b. Verificar presiones en TP y espacio anular, desfogar T.P. y
E.A. a cero.
c. Antes de empezar a represionar para anclar el empacador, se
debe verificar el nivel del pozo. Si el pozo no está lleno, se
deberá sumar la presión hidrostática generada al momento de
llenar la TP + la presión manométrica aplicada. La suma de
ambas presiones será la que anclará al empacador.
(*) De acuerdo al procedimiento operativo de compañía de servicio.
6 CALIBRAR APAREJO
a) Con T.F. y calibrador para aparejo de producción 3½”, 9.2#/ (Drift mínimo de 2.75” en camisa de circulación) utilizando sello de plomo
de 2 ¼” para verificar el paso libre de las herramientas.
12 0.5 8
7 DESPLAZAR
FLUIDOS
a) Abrir camisa de circulación con presión en el E.A. (± 2,000 psi). b) Desplazar el fluido de terminación por aceite deshidratado (± 115 m3). c) Meter operadora y cerrar camisa. d) Colocar válvula H.
12 0.5 8.5
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1
8 INSTALAR CSC
a) Eliminar campana, línea de flote, charola ecológica y conjunto de preventores.
b) Instalar medio árbol de válvulas (11” x 3 1/8”x 2 1/16”, 5M psi, 9.20 lb/p, TRC-95) y líneas superficiales de control.
c) Recuperar válvula “H”. d) Efectuar las pruebas de C.S.C. con 5,000 psi. e) Con personal de producción efectuar amarre definitivo a batería f) Instalar equipo de medición y separación de dos fases.
48 2.0 10.5
9 DISPARAR
a) Disparar los intervalos prospectivos en la formación KM
(seleccionados de acuerdo a interpretación de registros), utilizando pistolas expuestas desechables 2⅛”, Fase 45º, 20 c/m, explosivo (14.5 gr) HMX.
b) Observar el comportamiento del pozo. Notas:
Con pozo lleno de agua y datos estimados de presión de yacimiento, la presión diferencial esperada al disparo: ± 54 kg/cm² (765psi) a ±3,400mv en contra de la formación, por lo que se recomienda vaciar pozo hasta ±1,250m para generar una Ph=±1,000 psi a favor de la formación y así disparar bajo balance, con la finalidad de evitar dañar de manera adicional a la formación. Acuerdo a la temperatura real del pozo, se deberá ajustar el explosivo a HMX.
Intervalo a definir con los registros eléctricos tomados durante la perforación
48 2.0 12.5
10
EVAUAR INTERVALO FORMACIÓN
KM
APERTURA DEL POZO Y DEFINICIÓN DEL INTERVALO FORMACIÓN KM Consideraciones: (de manifestar presión en superficie)
a) Abrir pozo a la presa de quema por T.P. utilizando estrangulador variable por ⅛”, ¼” y ⅜”, desalojando inicialmente fluido de lavado de pozo hasta aportar fluidos del yacimiento (aceite y gas).
En caso de aportar aceite y gas:
a) Evaluar comportamiento del pozo. b) Recuperar muestras de aceite en superficie para efectuar pruebas
de compatibilidad con los sistemas ácidos; en caso de requerirse, efectuar tratamiento de limpieza (pasar al punto: “TRATAMIENTO DE LIMPIEZA”).
c) Efectuar medición del pozo, en base al programa de medición del Activo.
120 5 17.5
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1
En caso de aportar agua salada: b) Abandonar el intervalo disparado en la formación KM y esperar
indicaciones del activo para probar siguiente intervalo, que se definirá de acuerdo la interpretación de los registros geofísicos a tomar durante la perforación del pozo.
En caso de inducir pozo:
a) Bajar tubería flexible 1 ½” por etapas de 500 m. desplazando el agua por nitrógeno hasta la profundidad de inducción del pozo (extremo del aparejo, en caso necesario hasta la cima del intervalo), monitoreando los fluidos producidos.
b) Al momento de observar ganancia del fluido, suspender introducción de la tubería flexible.
c) A pozo cerrado recuperar tubería flexible a superficie. d) Abrir pozo y pasar a la presa de quema, desalojando fluidos del
mismo. e) Al aportar aceite y gas, observar y definir.
f) Efectuar medición del pozo, en base al programa de medición del
Activo. g) Si el pozo no produce con el potencial esperado, recuperar
gradientes y muestras de fondo (con U.L.A.). Nota: De acuerdo a los resultados de los registros y análisis de las muestras tomados con U.L.A. se definirán las acciones a seguir, tales como: Disparar o re-disparar, realizar tratamientos de: limpieza, estimulación ó fracturamiento hidráulico, entre otros.
En caso de no observar aportación del pozo:
a) Con U.A.P., efectuar prueba de admisión, si la prueba de admisión al intervalo disparado, es mayor a 8,500psi, colocar con U.T.F. 3 m³ de HCL 7.5% y repetir prueba; si no admite, dependiendo del comportamiento del pozo, definir el programa a seguir: Nuevo disparo, re-disparo o cambio de zona (no contemplado en este programa, ni en el costeo del pozo).
b) Bajar tubería flexible 1½” por etapas de 500m. desplazando fluidos del pozo con agua nitrogenada a la profundidad de inducción del pozo (extremo del aparejo, en caso necesario hasta la cima del intervalo), monitoreando los fluidos producidos.
c) Sacar tubería flexible a superficie. d) De ser necesario efectuar estimulación de limpia.
e) Recuperar gradientes y muestras de fondo: (con U.L.A.). f) Realizar prueba de Presión – Producción al intervalo.
TRATAMIENTO DE LIMPIEZA:
Efectuar tratamiento de limpieza a la formación, previa prueba de admisión, considerando un volumen equivalente a tener penetración
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1
de 3 pies en forma radial.
Consideración previa al tratamiento:
a) Efectuar pruebas de laboratorio de compatibilidad y cinética de reacción del fluido producido con el sistema ácido.
Observaciones:
a) Fluir pozo hasta su limpieza, utilizando inicialmente estranguladores 1/8”, ¼” y 3/8”, posteriormente fluir de acuerdo a la presión observada en T.P.
b) Evaluar tratamiento.
c) En caso de no fluir abandonar intervalo conforme a procedimiento.
TIEMPO UN INTERVALO EN FORMACION KM = 17.5 DIAS
Nota: Este programa está sujeto a cambios durante su desarrollo.
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30.19.- Estado Mecánico Propuesto, intervalo KM
DISTRIBUCIÓN DE APAREJO
DESCRIPCION PROFUNDIDAD
Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop. 3299.75 3300.00
3 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3271.85 3299.75
Empacador hidráulico semi-permanente modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop
3269.62 3271.85
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3260.28 3269.62
Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr 3258.37 3260.28
NIPLE NO-GO 3258.06 3258.37
Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 3256.16 3258.06
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop 3246.81 3256.16
Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°) 3245.56 3246.81
1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto 3236.26 3245.56
Mandril porta sensor 3233.36 3236.26
6 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 3178.62 3233.36
Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy 3175.95 3178.62
N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop 1822.47 3175.95
N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop 12.12 1822.47
Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M 11.67 12.12
E.M.R 0.00 11.67
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30.20.- R equerimiento de Equipos, Materiales y Servicios
30.20.1.- Equipos
Descripción Observaciones
EQUIPO PMX-403 Sacar y meter aparejos de trabajo y definitivo
LINEA DE ACERO Reconocer PI, abrir /cerrar camisa, calibrar
UNIDAD DE ALTA PRESIÓN Pruebas de admisión (de requerirse obturar intervalos abiertos)
UNIDAD DE REGISTROS Registro de cementación, giroscópico, disparar intervalos
U. DE PRUEBAS HIDRAULICAS
Probar CSC, cabezal, preventor y árboles
UNIDAD DE NITROGENO Desplazar fluidos
U. TUBERIA FLEXIBLE Desplazar fluidos, Reconocer PI, abrir /cerrar camisa, calibrar
EQUIPO DE MEDICION Aforo y medición
30.20.2.- Materiales y Servicios
CANT U.M. DESCRIPCIÓN RESPONSABLE
1,800 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” TRC-95, 9.2 LB/PIE, VAMTOP UNP
1,500 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” L-80, 9.2 LB/PIE, VAMTOP UNP
1 SERV PRUEBAS HIDRAULICAS UNP
1 SERV RENTA DE GEOMEMBRANA UNP
60 DIAS RENTA DE TRAILER HABITACION (3) UNP
1 SERV RENTA DE MOLINOS, ESCAREADOR, MARTILLOS, PESCANTES Y ZAPATAS
UNP
400 20 L AGUA PARA PERSONAL UNP
400 BOLSA HIELO PARA PERSONAL UNP
1 SERV ASESORIA DE SEGURIDAD UNP
2 SERV TRANSPORTE DE FLUIDOS ACTIVO
2 SERV BOMBEO DE N2 UNP
1 SERV TOMA DE REGISTRO UNP
1 PZA EMPACADOR INTEGRAL HIDRÁULICO RECUPERABLE PARA TR DE 7” 32 LB/PIE DE 7,500 PSI.
UNP
1 PZA CAMISA DESLIZABLE MECÁNICA 3 ½” UNP
1 PZA MANDRIL DE BOLSILLO PARA VÁLVULA DE BN ACTIVO 1 PZA VÁLVULA DE BN ACTIVO 1 SERV REGISTRO ULTRASÓNICO DE CEMENTACIÓN UNP
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30.21.- Costos Estimados de la Terminación
INSUMOS DE LA INTERVENCIÓN INFERIOR TOTALES
INTERVALO
AGUA PURIFICADA PARA PERSONAL 8,100.00 8,100.00
CAMISA 84,257.00 84,257.00
EMPACADOR RECUPERABLE 195,890.86 195,890.86
EQUIPO DE CONTROL DE PRESION 135,036.68 135,036.68
ESCARIADOR 44,787.77 44,787.77
HIELO 6,752.02 6,752.02
LETRINAS 24,325.81 24,325.81
MOLINO 7,357.64 7,357.64
NIPLE DE SELLOS 109,752.41 109,752.41
NITROGENO 450,000.00 450,000.00
REGISTRO SONICO DE CEMENTACION 813,864.51 813,864.51
SERVICIO DE APRIETE 160,999.52 160,999.52
SERVICIO DE APRIETE COMPUTARIZADO 16,031.00 16,031.00
SERVICIO DE BACHE 153,324.25 153,324.25
SERVICIO DE DISPARO 2,038,793.63 2,038,793.63
SERVICIO DE ESTIMULACION 1,121,818.88 1,121,818.88
SERVICIO DE FLUIDO 337,841.47 337,841.47
SERVICIO DE INDUCCION 1,393,630.66 1,393,630.66
SERVICIO DE TUBERIA FLEXIBLE 906,753.50 906,753.50
TRAILER HABITACION 105,600.59 105,600.59
TUBERIA DE PRODUCCION 4,124,900.00 4,124,900.00
Total Insumos por Intervalo : 12,239,818.20 12,239,818.20
30.21.1.- Costo Integral de la Intervención.
CUOTAS Y TARIFAS APLICADAS
A LA INTERVENCIÓN
INFERIOR TOTALES INTERVALO
TARIFA DE LOGISTICA 0.00 0.00 TARIFA DE MANTENIMIENTO DE EQUIPO 952,870.82 952,870.82 TARIFA DE MOVIMIENTO DE EQUIPO 0.00 0.00 TARIFA DE OPERACION DE EQUIPO 3,527,818.20 3,527,818.20
Total Cuotas Y Tarifas por Intervalo :
4,480,689.02 4,480,689.02
TOTALES DE LA INTERVENCIÓN COSTOS DIRECTOS POR FASE $16,720,507.22 $16,720,507.22
COSTOS INDIRECTOS POR FASE $1,246,232.00 $1,246,232.00 SUBTOTAL DE FASE $17,966,739.22 $17,966,739.22 FACTOR DE RIESGO (0%) $0.00 $0.00 TOTAL DE INTERVALO : $17,966,739.22 $17,966,739.22
COSTO INTEGRAL DE LA INTERVENCION:
$17,966,739.22
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30.21.2.- Costo Integral de la Intervención.
Costo Directo: $16,720,507.22 MN, con 1 intervalo en KM.
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30.22.- Procedimientos Operativos
Número de
Procedimiento Descripción
223-21100-PO-411-001 Procedimiento de inspección tubular
223-21100-PO-411-008 Procedimiento para despegar tubería
223-21100-PO-411-009 Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores
223-21100-PO-411-010 Procedimiento para control de brotes.
223-21100-PO-411-011 Procedimiento para selección y operación de herramientas de pesca.
223-21100-PO-411-012 Procedimiento de parches para tubería de ademe, cuidados y operaciones.
223-21100-PO-411-013 Procedimiento para herramientas conformadoras para tuberías ademe y operación.
223-21100-PO-411-015 Procedimiento de herramientas reversibles para recuperación de tubería y operación.
223-21100-PO-411-016 Procedimiento para operar herramientas recuperadoras de empacadores
223-21100-PO-411-019 Procedimiento para la introducción de aparejos de producción con empacador integral
223-21100-PO-411-024 Procedimiento para la recuperación de aparejos de producción
223-21100-PO-411-031 Procedimiento para introducir, anclar y soltar un empacador permanente con la T.F
223-21100-PO-411-075 Procedimiento para la selección de las condiciones de operación (wr) optimas.
223-21100-PO-411-076 Procedimiento general para determinar la optimización hidráulica.
223-21100-PO-411-078 Procedimiento para determinar la tensión de anclaje de una tubería de revestimiento.
223-21100-PO-411-091 Procedimiento para la instalación de conexiones superficiales de control.
223-21100-PO-411-092 Procedimiento para prueba hidráulica de cabezal y conjunto de preventores.
223-21100-PO-411-093 Procedimiento para pruebas hidráulicas de múltiple de estrangulación.
223-21100-PO-411-094 Procedimiento para prueba hidráulica de la válvula de pie y macho kelly.
223-21100-PO-411-095 Procedimiento para el cambio de medio árbol de válvulas por preventores de reventones.
223-21100-PO-411-096 Procedimiento para la revisión del tazón del cabezal de producción.
223-21100-PO-411-097 Procedimiento para el cambio del conjunto de preventores por el medio árbol de válvulas.
223-21100-PO-411-101 Procedimiento para la verificación de las condiciones de acceso, localización y del medio árbol.
223-21100-PO-411-102 Procedimiento para controlar el pozo al inicio de la intervención.
223-21100-PO-411-103 Procedimiento de la información necesaria para el control del pozo.
223-21100-PO-411-105 Procedimiento para recuperar el aparejo de producción.
223-21100-PO-411-107 Procedimiento para reconocer la boca de Liner (B.L.) Con tapón de cemento y/o retenedor.
223-21100-PO-411-109 Procedimiento para escariar TR.
223-21100-PO-411-110 Procedimiento para perforar.
223-21100-PO-411-112 Procedimiento para reconocer boca de TR corta (Liner) y profundidad interior (P.I)
223-21100-PO-411-113 Procedimiento para control de sólidos y remoción mecánica.
223-21100-PO-411-114 Procedimiento para lavado de pozos.
223-21100-PO-411-150 Procedimiento para meter y sacar tuberías.
223-21100-PO-411-151 Procedimiento para el armado del equipo.
223-21100-PO-411-152 Procedimiento para el desarmado de equipo.
223-21100-PO-411-155 Procedimiento para operar herramientas de percusión.
223-21100-PO-411-156 Procedimiento para pruebas hidráulicas de conexiones superficiales de control.
223-21100-PO-411-159 Procedimiento para conectar y desconectar tubulares.
223-21100-PO-411-205 Procedimiento para colocar tapón de cemento.
223-21100-PO-411-206 Procedimiento operativo para colocar un tapón de cemento forzado.
223-21100-PO-411-207 Procedimiento operativo para efectuar una prueba de alijo.
223-21100-PO-411-208 Procedimiento para realizar prueba de presión con empacador recuperable.
223-21100-PO-411-209 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con empacador recuperable
223-21100-PO-411-210 Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con retenedor de cemento permanente.
223-21100-PO-411-211 Procedimiento operativo para efectuar bombeos diversos con unidad de alta presión.
223-21100-PO-411-213 Procedimiento operativo para efectuar estimulaciones de limpia.
223-21100-PO-411-243 Procedimientos para ejecución de operaciones especiales de recuperación de tuberías atrapadas.
223-21100-PO-411-244 Procedimiento para efectuar disparos de producción.
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1
31.- ANEXOS
ANEXO A: Geopresiones
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
MD TVD gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc
45.42 45.42 1.04 1.32 501.50 501.50 1.00 1.50
90.84 90.84 1.02 1.40 516.64 516.64 0.95 1.47
113.55 113.55 1.05 1.43 518.54 518.54 0.86 1.42
145.72 145.72 1.04 1.45 528.00 528.00 0.92 1.46
172.21 172.21 1.05 1.46 535.57 535.57 0.94 1.46
200.60 200.60 1.03 1.46 541.24 541.24 0.94 1.47
255.48 255.48 1.06 1.49 548.81 548.81 0.98 1.49
283.87 283.87 1.04 1.48 560.17 560.17 0.98 1.49
300.00 300.00 1.07 1.50 567.74 567.74 0.96 1.48
314.15 314.15 1.05 1.49 584.77 584.77 0.96 1.48
333.07 333.07 1.02 1.48 592.34 592.34 0.99 1.50
342.54 342.54 0.89 1.42 598.02 598.02 0.99 1.50
352.00 352.00 0.99 1.47 613.16 613.16 1.02 1.51
353.89 353.89 0.96 1.45 622.62 622.62 1.03 1.52
357.68 357.68 0.89 1.42 628.30 628.30 1.02 1.52
369.03 369.03 0.94 1.44 632.08 632.08 1.02 1.52
378.49 378.49 0.97 1.46 641.55 641.55 0.99 1.51
382.28 382.28 1.00 1.48 647.22 647.22 0.99 1.51
387.96 387.96 1.06 1.51 651.01 651.01 0.99 1.51
393.63 393.63 1.06 1.51 656.68 656.68 0.98 1.50
397.42 397.42 0.91 1.44 660.47 660.47 0.96 1.49
399.31 399.31 1.02 1.49 668.04 668.04 0.96 1.49
401.20 401.20 0.86 1.41 679.39 679.39 0.97 1.50
414.45 414.45 0.84 1.40 692.64 692.64 1.00 1.52
420.13 420.13 0.86 1.41 702.10 702.10 1.00 1.52
422.02 422.02 0.89 1.43 704.00 704.00 0.99 1.51
427.70 427.70 0.96 1.46 717.24 717.24 1.00 1.52
431.48 431.48 0.99 1.48 734.28 734.28 1.02 1.53
435.27 435.27 0.94 1.45 745.63 745.63 1.05 1.54
444.73 444.73 0.97 1.47 753.20 753.20 1.03 1.53
450.41 450.41 0.92 1.45 768.34 768.34 1.02 1.53
456.08 456.08 0.95 1.46 777.80 777.80 1.02 1.53
469.33 469.33 0.98 1.48 791.05 791.05 1.03 1.54
478.79 478.79 1.00 1.49 809.97 809.97 1.08 1.57
488.26 488.26 1.04 1.51 819.44 819.44 1.08 1.57
827.01 827.01 1.06 1.56 1159.32 1159.32 0.92 1.51
842.15 842.15 1.02 1.54 1166.14 1166.14 0.90 1.50
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 110
PAG: 137
1
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
MD TVD gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc
847.82 847.82 1.00 1.53 1171.81 1171.81 0.96 1.53
862.96 862.96 1.00 1.53 1176.36 1176.36 0.99 1.55
878.10 878.10 1.03 1.55 1179.76 1179.76 1.04 1.57
891.35 891.35 1.05 1.56 1182.03 1182.03 1.07 1.59
908.38 908.38 0.99 1.53 1187.71 1187.71 1.07 1.59
912.17 912.17 1.00 1.54 1196.79 1196.79 1.07 1.59
921.63 921.63 1.04 1.56 1201.34 1201.34 1.07 1.59
932.98 932.98 1.02 1.54 1204.74 1204.74 1.07 1.59
938.66 938.66 0.88 1.48 1211.56 1211.56 1.04 1.57
955.69 955.69 1.06 1.57 1219.50 1219.50 1.04 1.57
961.37 961.37 1.05 1.56 1228.59 1228.59 1.07 1.59
965.16 965.16 1.02 1.55 1230.86 1230.86 1.05 1.58
978.40 978.40 0.94 1.51 1234.26 1234.26 1.06 1.59
980.30 980.30 0.96 1.52 1237.67 1237.67 1.03 1.57
991.65 991.65 1.03 1.56 1244.48 1244.48 1.03 1.57
1001.11 1001.11 1.03 1.56 1255.84 1255.84 1.00 1.56
1012.47 1012.47 1.03 1.56 1260.38 1260.38 1.04 1.58
1029.50 1029.50 1.03 1.56 1269.46 1269.46 1.04 1.58
1033.29 1033.29 1.03 1.56 1271.74 1271.74 1.06 1.59
1052.21 1052.21 1.00 1.55 1280.82 1280.82 1.04 1.58
1069.24 1069.24 1.02 1.56 1291.04 1291.04 1.06 1.59
1073.03 1073.03 1.05 1.58 1294.45 1294.45 1.04 1.58
1080.60 1080.60 1.04 1.57 1304.66 1304.66 1.00 1.56
1088.92 1088.92 1.06 1.58 1314.88 1314.88 1.03 1.57
1094.60 1094.60 0.96 1.53 1326.24 1326.24 1.04 1.58
1098.01 1098.01 0.89 1.50 1336.46 1336.46 1.03 1.57
1103.68 1103.68 1.04 1.57 1343.27 1343.27 1.04 1.58
1110.50 1110.50 1.02 1.56 1356.90 1356.90 1.06 1.59
1113.90 1113.90 0.99 1.55 1360.30 1360.30 1.11 1.61
1121.85 1121.85 0.97 1.54 1368.25 1368.25 1.11 1.61
1126.39 1126.39 0.97 1.54 1372.79 1372.79 1.11 1.61
1128.67 1128.67 0.97 1.54 1378.47 1378.47 1.12 1.62
1130.94 1130.94 0.98 1.54 1386.42 1386.42 1.12 1.62
1138.88 1138.88 0.97 1.54 1387.55 1387.55 1.10 1.61
1140.02 1140.02 0.97 1.54 1388.69 1388.69 1.07 1.60
1144.56 1144.56 0.97 1.54 1392.10 1392.10 1.07 1.60
1147.97 1147.97 0.96 1.53 1398.91 1398.91 1.08 1.60
1151.37 1151.37 0.95 1.53 1401.18 1401.18 1.10 1.61
1154.78 1154.78 0.94 1.52 1410.26 1410.2 1.13 1.63
1418.21 1418.21 1.12 1.62 1688.46 1688.46 1.21 1.68
1422.75 1422.75 1.11 1.62 1715.71 1715.71 1.22 1.68
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 111
PAG: 137
1
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
MD TVD gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc
1432.97 1432.97 1.11 1.62 1724.79 1724.79 1.23 1.69
1438.65 1438.65 1.14 1.63 1727.06 1727.06 1.20 1.67
1447.73 1447.73 1.13 1.63 1757.72 1757.72 1.24 1.69
1448.87 1448.87 1.16 1.65 1784.97 1784.97 1.29 1.72
1461.36 1461.36 1.15 1.64 1790.65 1790.65 1.29 1.72
1465.90 1465.90 1.17 1.65 1806.55 1806.55 1.23 1.69
1479.53 1479.53 1.23 1.68 1815.63 1815.63 1.20 1.67
1485.21 1485.21 1.17 1.65 1819.04 1819.04 1.17 1.66
1486.34 1486.34 1.14 1.63 1824.71 1824.71 1.21 1.68
1487.48 1487.48 1.08 1.61 1836.07 1836.07 1.21 1.68
1489.75 1489.75 1.03 1.58 1846.29 1846.29 1.20 1.67
1494.29 1494.29 1.07 1.60 1857.64 1857.64 1.22 1.69
1498.83 1498.83 1.14 1.64 1873.54 1873.54 1.21 1.68
1501.10 1501.10 1.16 1.65 1880.35 1880.35 1.23 1.69
1506.78 1506.78 1.19 1.66 1883.76 1883.76 1.24 1.70
1514.73 1514.73 1.19 1.66 1890.57 1890.57 1.24 1.70
1518.13 1518.13 1.20 1.66 1898.52 1898.52 1.19 1.67
1526.08 1526.08 1.22 1.68 1900.79 1900.79 1.17 1.66
1529.49 1529.49 1.24 1.69 1912.15 1912.15 1.16 1.66
1530.62 1530.62 1.24 1.69 1918.96 1918.96 1.24 1.70
1537.44 1537.44 1.21 1.67 1926.91 1926.91 1.24 1.70
1540.84 1540.84 1.16 1.65 1930.31 1930.31 1.20 1.68
1549.93 1549.93 1.13 1.63 1934.85 1934.85 1.15 1.65
1553.33 1553.33 1.13 1.63 1941.67 1941.67 1.16 1.66
1555.61 1555.61 1.12 1.63 1951.89 1951.89 1.19 1.67
1563.55 1563.55 1.20 1.67 1957.56 1957.56 1.16 1.66
1571.50 1571.50 1.14 1.64 1958.70 1958.70 1.14 1.65
1572.64 1572.64 1.03 1.58 1971.19 1971.19 1.17 1.67
1576.04 1576.04 1.00 1.57 1978.00 1978.00 1.17 1.67
1579.45 1579.45 1.08 1.61 1980.27 1980.27 1.19 1.67
1581.72 1581.72 1.10 1.61 1984.82 1984.82 1.19 1.67
1586.26 1586.26 1.15 1.64 1991.63 1991.63 1.20 1.68
1595.35 1595.35 1.17 1.66 1997.31 1997.31 1.20 1.68
1605.57 1605.57 1.16 1.65 2001.85 2001.85 1.15 1.66
1608.97 1608.97 1.17 1.66 2002.98 2002.98 1.13 1.65
1614.65 1614.65 1.21 1.67 2007.53 2007.53 1.10 1.63
1619.19 1619.19 1.20 1.67 2020.02 2020.02 1.14 1.65
1621.46 1621.46 1.20 1.67 2021.15 2021.15 1.14 1.65
1647.58 1647.58 1.22 1.68 2030.24 2030.23 1.16 1.66
2035.92 2035.91 1.17 1.67 2396.12 2382.23 1.11 1.65
2039.33 2039.32 1.20 1.68 2401.21 2386.78 1.10 1.64
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 112
PAG: 137
1
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
MD TVD gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc
2040.46 2040.45 1.20 1.68 2422.97 2406.08 1.11 1.65
2047.29 2047.27 1.16 1.67 2443.72 2424.25 1.12 1.65
2051.84 2051.81 1.14 1.65 2452.88 2432.19 1.10 1.64
2057.53 2057.49 1.14 1.65 2479.24 2454.90 1.12 1.65
2062.08 2062.03 1.15 1.66 2493.75 2467.39 1.08 1.64
2066.64 2066.57 1.16 1.67 2505.61 2477.61 1.16 1.68
2070.06 2069.98 1.17 1.67 2513.53 2484.43 1.15 1.67
2079.17 2079.06 1.14 1.65 2517.48 2487.83 1.20 1.69
2083.73 2083.60 1.14 1.65 2526.71 2495.78 1.21 1.70
2094.01 2093.82 1.14 1.65 2535.94 2503.73 1.21 1.70
2103.16 2102.91 1.14 1.66 2538.58 2506.00 1.19 1.69
2110.02 2109.72 1.15 1.66 2546.49 2512.81 1.16 1.68
2113.46 2113.13 1.15 1.66 2553.08 2518.49 1.19 1.69
2122.63 2122.21 1.16 1.67 2557.04 2521.90 1.22 1.71
2131.81 2131.29 1.17 1.67 2564.95 2528.71 1.28 1.74
2139.86 2139.24 1.15 1.66 2566.27 2529.85 1.29 1.74
2142.16 2141.51 1.14 1.66 2571.55 2534.39 1.30 1.75
2145.62 2144.92 1.13 1.65 2574.18 2536.66 1.16 1.68
2146.76 2146.05 1.13 1.65 2578.13 2540.06 1.22 1.71
2153.69 2152.87 1.12 1.65 2592.63 2552.55 1.24 1.72
2171.03 2169.90 1.12 1.65 2601.86 2560.50 1.27 1.73
2207.10 2205.10 1.14 1.66 2605.82 2563.91 1.23 1.71
2240.00 2236.89 1.13 1.65 2612.42 2569.59 1.16 1.68
2264.92 2260.74 1.14 1.66 2615.06 2571.86 1.12 1.66
2281.65 2276.63 1.17 1.68 2621.65 2577.54 1.19 1.69
2292.47 2286.85 1.13 1.66 2630.87 2585.48 1.27 1.73
2298.50 2292.53 1.00 1.59 2632.20 2586.62 1.28 1.74
2314.25 2307.29 1.02 1.60 2646.70 2599.11 1.28 1.74
2332.57 2324.32 1.00 1.59 2658.57 2609.33 1.28 1.74
2341.17 2332.27 1.06 1.62 2670.43 2619.55 1.32 1.76
2346.10 2336.81 1.08 1.63 2678.34 2626.36 1.30 1.75
2347.34 2337.95 1.13 1.66 2692.84 2638.85 1.31 1.76
2353.53 2343.63 1.08 1.63 2706.04 2650.21 1.31 1.76
2356.00 2345.90 1.04 1.61 2709.98 2653.61 1.30 1.75
2358.49 2348.17 1.02 1.60 2731.08 2671.78 1.31 1.76
2369.70 2358.39 1.05 1.62 2749.54 2687.68 1.35 1.78
2374.70 2362.93 1.07 1.63 2757.45 2694.49 1.35 1.78
2379.72 2367.47 1.10 1.64 2774.59 2709.25 1.35 1.78
2387.27 2374.28 1.11 1.64 2782.50 2716.06 1.33 1.77
2787.78 2720.61 1.37 1.79 3312.55 3172.53 1.37 1.81
2807.56 2737.64 1.35 1.78 3331.00 3188.42 1.33 1.79
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 113
PAG: 137
1
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
Prof. Prof. Grad. Poro
Fractura Total
MD TVD gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc
2839.20 2764.89 1.32 1.77 3341.55 3197.51 1.35 1.80
2855.03 2778.52 1.41 1.81 3353.42 3207.73 1.35 1.80
2873.48 2794.41 1.41 1.81 3370.56 3222.49 1.37 1.81
2887.98 2806.90 1.43 1.82 3379.79 3230.44 1.38 1.82
2914.35 2829.61 1.40 1.81 3390.34 3239.52 1.36 1.80
2940.72 2852.32 1.39 1.80 3402.20 3249.74 1.32 1.79
2959.19 2868.22 1.44 1.83 3407.47 3254.28 1.32 1.79
2982.92 2888.66 1.39 1.81 3420.67 3265.64 1.33 1.79
3005.33 2907.96 1.35 1.78 3261.12 3128.24 1.32 1.78
3021.16 2921.59 1.37 1.80 3266.39 3132.78 1.32 1.78
3035.66 2934.08 1.35 1.78 3279.58 3144.14 1.39 1.82
3046.21 2943.16 1.38 1.80 3433.85 3276.99 1.36 1.81
3064.67 2959.06 1.37 1.80 3453.62 3294.02 1.36 1.81
3075.21 2968.14 1.36 1.79 3462.85 3301.97 1.35 1.80
3092.35 2982.90 1.35 1.79 3473.40 3311.05 1.31 1.79
3110.81 2998.80 1.30 1.76 3482.63 3319.00 1.30 1.78
3134.55 3019.24 1.32 1.78 3494.49 3329.22 1.29 1.77
3147.73 3030.59 1.33 1.78 3511.63 3343.98 1.30 1.78
3163.56 3044.22 1.36 1.80 3519.55 3350.80 1.24 1.75
3179.37 3057.84 1.37 1.80 3520.86 3351.93 1.21 1.74
3184.64 3062.38 1.37 1.80 3522.19 3353.07 1.07 1.67
3195.20 3071.47 1.33 1.79 3524.82 3355.34 0.95 1.60
3217.61 3090.77 1.29 1.76 3532.73 3362.15 0.89 1.57
3229.48 3100.99 1.27 1.75 3547.24 3374.64 0.94 1.60
3242.67 3112.35 1.31 1.78 3620.00 3437.09 0.91 1.59
3284.85 3148.68 1.39 1.82
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 114
PAG: 137
1
ANEXO B: Diseño de tuberías de revestimiento B.1.- Resumen.
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 115
PAG: 137
1
B.2.- Etapa de 17 ½” - TR de 13 3/8” 54.5 lbs/ft, J-55 BCN 0 – 1150m
Etapa de 17 ½” - TR de 13 3/8” 54.5 lbs/ft, J-55 BCN 0 – 1150m
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 116
PAG: 137
1
B.3- Etapa de 12 ¼” Sección 1 – TR 9 5/8” 47 lbs/ft, TRC-95 VAM SLIJ II 0 – 2590 m
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 117
PAG: 137
1
Etapa de 12 ¼” Sección 2 – TR 9 5/8” 47 lbs/ft, P-110 VAM SLIJ II 1800 – 2540 m
Etapa de 12 ¼” Sección 3 – TR 9 5/8” 53.5 lbs/ft, P-110 VAM SLIJ II 2540 – 2590 m
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 118
PAG: 137
1
B.4 - Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 119
PAG: 137
1
Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m
B.5 - Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 120
PAG: 137
1
Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 121
PAG: 137
1
ANEXO C: Especificación de Barrenas Propuestas
C.1 – Barrena de 17 ½” TRIC, IADC: 115
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 122
PAG: 137
1
C.2 – Barrena de 12 4” PDC, IADC: M223
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 123
PAG: 137
1
C.3 – Barrena de 8 ½” PDC, IADC: M222
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 124
PAG: 137
1
C.4 – Barrena de 6” PDC, IADC: M333
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 125
PAG: 137
1
ANEXO D: Mapa de ubicación del contrapozo
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 126
PAG: 137
1
ANEXO E: Selección de cabezales y medio árbol. ESPECIFICACIÓN API 6A (16ava. EDICIÓN).
Diagrama 1.
RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 100 ppm = ( (1.589) (Fracción Mol de H2S) (Q) )
0.6258
RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 500 ppm = ( (0.4546) (Fracción Mol de H2S) (Q) ) 0.6258
Q : Volumen máximo determinado como disponible para descarga, en pies cúbicos por día. Fracción Mol de H2S : Fracción molar de ácido sulfhídrico (%) en la mezcla gaseosa disponible para descarga. RDE: pies. ALTA CONCENTRACIÓN DE H2S: Utilice “si” cuando el valor de RDE @ 100 ppm sea mayor de 50 pies.
Si un pozo está localizado en un área donde no hay suficientes datos para calcular el radio de exposición, pero se espera la presencia de H2S, se debe considerar un radio de exposición de 100 ppm de H2S igual a 3000 pies.
LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 127
PAG: 137
1
1.- Si el radio de exposición de 100 ppm de H2S es mayor de 50 pies a partir de la cabeza del pozo e incluye cualquier parte de un área pública exceptuando un camino público. 2.- Si el radio de exposición de 500 ppm de H2S es mayor de 50 pies a partir de la cabeza del pozo e incluye cualquier parte de un área pública exceptuando un camino público. 3.- Cuando el pozo está ubicado en cualquier área ambientalmente sensible tal como parques, reservas de la vida salvaje, límites de la ciudad, etc. (aplica a equipos terrestres). 4.- Si el pozo está ubicado a menos de 150 pies de una flama abierta. 5.- Si el pozo se localiza a menos de 50 pies de un camino público (se excluye el camino de la localización). 6.- Si el pozo está localizado en aguas estatales o federales. 7.- Si el pozo está localizado dentro o cerca de aguas navegables tierra adentro. 8.- Si el pozo está ubicado cerca de abastecimientos de aguas domésticas superficiales. 9.- Si el pozo está ubicado a menos de 350 pies de cualquier área habitada.
Tabla 1. Clasificación de materiales de cabezales y árbol de válvulas de acuerdo a sus
condiciones de trabajo.
Rangos de temperatura.
Clasificación Mínimo °F Máximo °F
K - 75 180
L - 50 180
P - 20 180
R 40 120
S 0 150
T 0 180
U 0 250
X 0 350
Y 0 650
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Tabla 2. Requerimientos generales de materiales (API 6A, 16ª Edición).
Clase de
Material
Árbol de válvulas, Cuerpo, Bonete y
Brida
Partes que controlan presión,
vástagos y colgador de TP
Características del fluido
Presión parcial CO2
(psia)
Presión parcial
H2S (psia)
Fase de gas de prueba
AA Acero al carbono
o de baja aleación
Acero al carbono o de baja aleación
No corrosivo < 7 < 0.05 CH4
BB Acero al carbono
o de baja aleación
Acero inoxidable
Ligeramente corrosivo
7 a 30 < 0.05 5% CO2 y 95%
CH4
CC Acero inoxidable Acero
inoxidable
Moderado a altamente corrosivo
> 30 < 0.05 80% CO2 y 20%
CH4
DD* Acero al carbono
o de baja aleación **
Acero al carbono o de
baja aleación ** Ataque por H2S < 7 > 0.05
10% H2S y 90% CH4
EE* Acero al carbono
o de baja aleación **
Acero inoxidable **
Lig. corrosivo / Ataque H2S
7 a 30 > 0.05 10% H2S, 5%
CO2 y 85% CH4
FF* Acero inoxidable Acero
inoxidable **
Mode. - altamente corr. /
Ataque H2S > 30 > 0.05
HH* CRA’S ** CRA’S ** Muy corrosivo y
Ataque H2S > 30 > 0.05
10% H2S, 80% CO2 y 10% CH4
* Definido por NACE ** En combinación con NACE
G.1 Diseño del cabezal de producción y medio árbol.
DATOS
Presión Máxima en Superficie (psi): 2426
Temperatura Máxima en Superficie (°C / °F): 42 / 107.6
Contenido CO2 (%Mol): 15
Contenido H2S (%Mol): 0.01
Producción aceite (BPD): 650
R.G.A. (m3/m3): 400
Producción gas (ft3/d): 700,000
DETERMINACIÓN DE ESPECIFICACIONES
Presión Parcial CO2: %Mol * Presión sistema / 100 363
Presión Parcial H2S: %Mol * Presión sistema / 100 0.2417
Alta concentración de H2S (Si / No) No
Cercanía Crítica (Si / No) No
Nivel de Especificación (PSL): (Del diagrama de flujo 1) PSL-2
Clasificación: (Tabla 1) U
Requerimientos del Material (Tabla 2) CC
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ANEXO E: Diseño del Aparejo de Produccion (Wellcat)
Aparejo de producción TP 3 ½”, 9.2 lbs/pie, TRC-95/N-80, Vamtop.
Movimiento del Aparejo
Cambio de longitud
2.500
2.000
1.500
1.000
0.500
0.000
-0.500
-1.000
-1.500
-2.000
-2.500
Loads, 0.0-3270.0 m
Leng
th C
hang
e (m
)
INDUCCION
PRODUCION INICIAL
CIERRE
PRUEBA DE ADMISIÓN
ESTIMULACION
CIERRE 2
PRODUCCION 1 AÑO
JALON AL SACAR APAREJO
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1
1ra sección TP 3½”, 9.2 lbs/pie, TRC-95, Vamtop
Design Limits - 3 1/2" Production Tubing - Section 1 - OD 3.500 - Weight 9.20 - Grade TRC-95
-250000 -225000 -200000 -175000 -150000 -125000 -100000 -75000 -50000 -25000 0 25000 50000 75000 100000 125000 150000 175000 200000 225000
20000
17500
15000
12500
10000
7500
5000
2500
0
-2500
-5000
-7500
-10000
-12500
-15000
Ef f ectiv e Tension (lbf )
Eff
ecti
ve I
nte
rna
l P
res
sure
(ps
ia)
Burst 1.125
Collapse 1.125
Tension 1.500
Compression 1.500
Triaxial 1.250
Connection Burst 1.125
Connection Tension 1.800Connection Compression 1.800
Note: Limits are approximate
Initial Conditions
INDUCCION
PRODUCION INICIAL
CIERRE
PRUEBA DE ADMISIÓN
ESTIMULACION
CIERRE 2
PRODUCCION 1 AÑO
JALON AL SACAR APAREJO
2da sección TP 3½”, 9.2 lbs/pie, N-80, Vamtop
Design Limits - 3 1/2" Production Tubing - Section 2 - OD 3.500 - Weight 9.20 - Grade N-80
-200000 -180000 -160000 -140000 -120000 -100000 -80000 -60000 -40000 -20000 0 20000 40000 60000 80000 100000 120000 140000 160000 180000
14000
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
-2000
-4000
-6000
-8000
-10000
-12000
-14000
Ef f ectiv e Tension (lbf )
Eff
ecti
ve I
nte
rna
l P
res
sure
(ps
ia)
Burst 1.125
Collapse 1.125
Tension 1.500
Compression 1.500
Triaxial 1.250
Connection Burst 1.125
Connection Tension 1.800Connection Compression 1.800
Note: Limits are approximate
Initial Conditions
INDUCCION
PRODUCION INICIAL
CIERRE
PRUEBA DE ADMISIÓN
ESTIMULACION
CIERRE 2
PRODUCCION 1 AÑO
JALON AL SACAR APAREJO
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Accesorios de terminación
Pistolas 2 ⅛” Power Spiral Enerjet, 20 c/m, F-45°, HMX 14.5 gr
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1
EMPACADOR HIDRÁULICO MOD. “FHL” TAM. 47 A4
H78120
Descripción
La empacadura hidrostática de doble agarre para tubería sencilla Modelo “FHL”, es una empacadura recuperable que se empaca por presión hidrostática del pozo, por presión en la tubería o ambos métodos.
Características/Beneficios
Disponible en ID de 3.000” para tamaños 47 y con ID de 4.000” en los tamaños 51.
Mecanismo de anclaje activado hidráulicamente.
Se empaca con presión hidrostática o una combinación de presión hidráulica con presión hidrostática.
El empaque es asegurado por medio de un “Body Lock Ring”.
Tiene pistones hidráulicos de tipo “hold downs” pasa soportar tensión.
Diseñada para presiones Hidrostáticas de 15,000 psi.
Puede ser corrida junto con otras empacaduras para proveer un aislamiento mecánico de alguna zona.
Mecanismo de liberación por corte a través de tensión o rotacional (opcional).
Especificaciones
FHL 3.5” 9.2 lb/ft para TR de 7” 32-35 lb/ft
Min ID (in) 3.000”
Max OD (in) 5.812”
Longitud 2.25 metros
Conexión 3 ½” 9.2 lbs/ft Vam Top
Presión Diferencial 7,500 psi.
Rango de Temperatura 275 °F
Materia L-80
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Máximo peso de cola que se le puede colocar al empacador.
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1
CAMISA DESLIZABLE CD-6000
H810-00-2818
Descripción
Es una herramienta de equilibrio, la cual permite establecer comunicación entre la tubería y el espacio anular para la circulación o para la producción selectiva.
Características/Beneficios
Utiliza ranuras taladradas como medio de flujo, en vez de los orificios perforados, tanto en la cámara como en el inserto, para proveer asi mayor área de flujo, reducir la erosión y permite mayor torque y resisitencia de torsión a lo largo de la camisa.
Colocación de la conexión con roscas dentro del conjunto de sellos primarios, reduciendo a la mitad el número de etapas potenciales de fuga.
Permite esfuerzos de torsión más altos.
Apertura de la camisa con golpes hacia abajo y cierre con golpes hacia arriba.
Especificaciones
CD 3.5” 9.2 lbs/ft VTOP
Min ID (in) 2.812”
Max OD (in) 4.275”
Longitud 1.24 metros
Conexión 3 ½” 9.2 lbs/ft VTOP
Presión Diferencial 6000 psi.
Rango de Temperatura 275 °F
Materia L-80
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LOC. ARTESA 62 GMDIP APMM
DE: 136
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1
ANEXO F: Diseño de Disparos (formación KM)
Perforating System2-1/8" Power Spiral EnerJet, HMX, 14.5 g,OD 2.125 in
45 pndlmº Phasing, 6.00 spf
Pore Pressure: 4010 psi
Vertical Stress: 3438 psi
Rock UCS: 14112 psi
Rock Type: Limestone
Formation
Damaged Zone
Cement
Water
0 deg
0
0
2
2
4
4
6
6
8
8
10
10
Angle Clearance Total Pen * Form Pen * Form Dia Csg EH Dia(deg) (in) (in) (in) (in) (in)
0 0.00 8.90 7.95 0.49 0.30
45 0.18 9.39 8.48 0.51 0.31
90 0.79 9.82 9.02 0.50 0.30
135 1.70 9.13 8.44 0.42 0.25
225 1.70 9.13 8.44 0.42 0.25
270 0.79 9.82 9.02 0.50 0.30
315 0.18 9.39 8.48 0.51 0.31
Average 0.76 9.37 8.55 0.48 0.29
AOF (in²/ft) 0.40 at 6.00 spf
API: Pen 27.20 in, EH Dia 0.32 in, 19B 1st Ed
* Rock-based Model
Company: Pemex Well: Artesa 62
Results are based on API and other test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. Results are provided in good faith without warranty.
File: C:\Schlumberger\SPAN-ROCK 9.0\Artesa 62.sp9SPAN-ROCK Version 9.0.3© Copyright 2011 Schlumberger