Artesa 62 Ppyt Final

DIVISIÓN SUR UNIDAD DE NEGOCIOS REFORMA

PROGRAMA DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DEL POZO DE DESARROLLO ARTESA 62

GRUPO MULATCID SO CID PLEINPARROID OUDCECD ÑA OCEUISNPTAENRAVE T IV IOISNEM MNUCSIPOANCES A POZOS AGOSTO DE 2013

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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DES ARROLLO 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 LOC. ARTESA 62

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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 LOC. ARTESA 62

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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 LOC. ARTESA 62

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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.de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”.....................................................91 91 30.11.2.- Factores Apriete Óptimo ..................................................................................................................... 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 Etapade de12 17¼” ½”Sección - TR de 113– 3/8” J-55 TRC-95 BCN 0 –VAM 1150m ............................................ 115 B.3TR 954.5 5/8”lbs/ft, 47 lbs/ft, 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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REGIÓN : SUR PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

ACTIVO: MACUSPANA-MUSPAC UNP: REFORMA

PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO 1.- NOMBRE DEL POZO Nombre: ARTESA Número: 62 Letra: No. de conductor Clasificación: DESARROLLO E/21B-D28-D02QA-0-03 29410400 Elemento PEP Fondo PEF Centro Gestor 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: Referencia Topográfica Tipo de Pozo

CHIAPAS

Municipio: JUÁREZ Sale de la pera del Pozo Artesa 21 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

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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 oeste por Artesa una falla inversa que lo separa del campo Mundo Nuevo. El campo pertenece a laalplataforma Mundo Nuevo.

4.2.- Planos y Secciones 4.2.1.- Configuración Estructural KM

Artesa

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

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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 LOC. ARTESA 62

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5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA 5.1.- Profundidad Total Programada Profundidad Vertical (mvbnm)

Profundidad Vertical (mvbmr)

Profundidad Desarrollada (mdbmr)

3400

3436

3620

Profundidad total Programada

5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos Objetivo KM Profundidad Total

Prof. Vertical (mvbnm) 3287 3400

Prof. Vertical (mvbmr) 3315 3436

Prof. Des. (mdbmr) 3477 3620

Desplazamiento (m) 637 683

Azimut (°) 7.26 7.26

Coordenadas UTM (m) X 484,002.61 484,011.00

Y 1,959,264.39 1,959,330.54

6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE 6.1.- Columna Geológica Profundidad vertical (m.v.b.n.m.)

Profundidad vertical (m.v.b.m.r.)

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

Espesor (md)

Paraje Solo

Aflora

Aflora

Aflora

1860

Mioceno Superior

1824

1860

1860

666

Oligoceno

2461

2497

2526

633

Eoceno

3004

3040

3159

327

KM

3285

3321

3486

134

PT

3400

3436

3620

-

Formación

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Litología.

Areniscas e intercalaciones de lutita Areniscas e intercalaciones de lutita Lutita gris a gris oscuro, semidura a dura ligeramente laminar y calcárea Lutita gris verdoso semidura con trazas de caliza de color crema, compacta Calizas de grano fino a grueso que va desde mudstone a wackstone, packstone a grainstone y rudstone con litoclasto y bioclasto. Parcialmente dolomitizado.

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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 e sperados No.

Intervalo Pendiente Definir

Formación

Litología (%)

Hidrocarburo

Producción (bpd/mmpcd)

Temperatura (°C)

Presión al plano de referencia (psi)

KM

Carbonatos

Aceite

600/0.8

109 (Artesa 22)

4010 (Pws estimada)

% Mol H2S CO2 0.08 (Artes a 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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23.5 (Artesa 22)

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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 pared

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 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.

Núcleos de Fondo

Muestreo de fluidos a boca de pozo Muestra de fondo

Se deberán muestrear a boca de pozo los hidrocarburos producidos. 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 unaa zona de mesozoico presión anormal alcanzada en hasta el Eoceno. presión de yporo nivel del fue proporcionada porelelOligoceno Ingeniero de Yacimientos con La 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 srcinan 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

o

o

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. Documentar información de DEC durante la perforación, de estar disponible para ajustar calibración del Modelo de ser necesario. Se efectuara una LOT en la zapata de 9 5/8” para calibrar los gradientes de Pérdidas / Fractura, asi como FIT en la zapatao de 13 3/8”. Tomar registros deuna calibre orientado 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 srcinado 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 efectuar á 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 Profundidad Profundidad Barrena (pg) (mvbmr) (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.

9⅝

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.

2

12 ¼

±2550

±2590

3

8½

±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 Prof. Prof. Barrena (mvbmr) (mdbmr) (pg)

Problemática

Alternativas de Solución 



1

17 ½

±1150

±1150

Inestabilidad de arcilla, agujeroy por reacción de abundantes recortes









2

12 ¼

±2550

±2590

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

















3

8½

±3317

±3486 



Tortuosidad del agujero 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





4

6

±3436

±3620

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







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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. 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.

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

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 Profundidad mdbmr 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3403

Temperatura ºC 42.71 50.55 60.65 72.87 86.05 96.96 105.92 109.8

Pozo Artesa 21 Artesa 21 Artesa 21 Artesa 21 Artesa 21 Artesa 21 Artesa 21 Artesa 21

12.5.- Recomendaciones -

Iniciar la perforación deelsuperficie, con parámetros controlados/reducidos hasta tener todo el aparejo del de agujero fondo, en 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.

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-

-

-

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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, defricciones realizar viajes de calibración o para cambios de barrena, de modo de disminuir las antes posibles 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 que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas deestaba que el perforando, agujero estáellotiempo suficientemente limpio para continuar con la perforación y no comprometer el desarrollo de la misma.

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-

-

-

DE: 137

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. m 0.00 2010.00 2020.00 2030.00 2040.00 2050.00 2060.00 2070.00 2080.00 2090.00 2100.00 2110.00 2120.00 2130.00 2140.00

INC. deg 0.00 0.13 0.80 1.47 2.13 2.80 3.47 4.13 4.80 5.47 6.13 6.80 7.47 8.13 8.80

AZIM. deg 0.00 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53

P.V.V. m 0.00 2010.00 2020.00 2030.00 2040.00 2050.00 2060.00 2069.90 2079.90 2089.90 2099.80 2109.80 2119.70 2129.60 2139.50

N/S m -28.80 -28.80 -28.70 -28.50 -28.20 -27.80 -27.20 -26.60 -25.80 -24.90 -23.90 -22.80 -21.60 -20.20 -18.70

E/O m 16.50 16.50 16.50 16.50 16.60 16.60 16.70 16.70 16.80 16.90 17.00 17.20 17.30 17.50 17.60

Sec.V. m -26.50 -26.50 -26.40 -26.20 -25.90 -25.50 -24.90 -24.20 -23.50 -22.60 -21.60 -20.40 -19.20 -17.80 -16.40

P.D.P. deg/30m 0.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00

NORTE m 1958625.20 1958625.20 1958625.28 1958625.48 1958625.79 1958626.22 1958626.76 1958627.42 1958628.19 1958629.08 1958630.09 1958631.21 1958632.44 1958633.79 1958635.25

ESTE m 483929.40 483929.40 483929.50 483929.50 483929.50 483929.60 483929.60 483929.70 483929.80 483929.90 483930.00 483930.10 483930.30 483930.40 483930.60

2150.00 2160.00 2170.00 2180.00

9.47 10.13 10.80 11.47

6.53 6.53 6.53 6.53

2149.40 2159.20 2169.00 2178.90

-17.20 -15.50 -13.70 -11.80

17.80 18.00 18.20 18.40

-14.80 -13.10 -11.30 -9.30

2.00 2.00 2.00 2.00

1958636.83 1958638.52 1958640.32 1958642.24

483930.80 483931.00 483931.20 483931.40

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 22

DE: 137

PROF. m 2190.00 2200.00 2210.00 2220.00 2230.00 2240.00 2250.00 2260.00 2270.00 2280.00 2290.00 2300.00 2310.00 2320.00 2330.00 2340.00 2350.00 2360.00 2370.00 2380.00 2390.00 2400.00 2410.00 2420.00 2430.00 2440.00 2450.00 2460.00 2470.00 2470.40 2490.00 2520.00 2550.00 2580.00

INC. deg 12.13 12.80 13.47 14.13 14.80 15.47 16.13 16.80 17.47 18.13 18.80 19.47 20.13 20.80 21.47 22.13 22.80 23.47 24.13 24.80 25.47 26.13 26.80 27.47 28.13 28.80 29.47 30.13 30.80 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83

AZIM. deg 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53

P.V.V. m 2188.60 2198.40 2208.10 2217.90 2227.50 2237.20 2246.80 2256.40 2266.00 2275.50 2285.00 2294.40 2303.80 2313.20 2322.50 2331.80 2341.00 2350.20 2359.40 2368.50 2377.50 2386.50 2395.50 2404.40 2413.20 2422.00 2430.80 2439.40 2448.10 2448.40 2465.20 2491.00 2516.80 2542.50

N/S m -9.70 -7.60 -5.30 -3.00 -0.50 2.10 4.80 7.60 10.60 13.60 16.80 20.00 23.40 26.90 30.40 34.10 37.90 41.80 45.80 49.90 54.20 58.50 62.90 67.40 72.10 76.80 81.70 86.60 91.60 91.80 101.80 117.10 132.40 147.60

E/O m 18.70 18.90 19.20 19.40 19.70 20.00 20.30 20.70 21.00 21.30 21.70 22.10 22.50 22.90 23.30 23.70 24.10 24.60 25.00 25.50 26.00 26.50 27.00 27.50 28.00 28.60 29.10 29.70 30.30 30.30 31.40 33.20 34.90 36.70

Sec.V. m -7.30 -5.10 -2.90 -0.50 2.00 4.60 7.40 10.20 13.10 16.20 19.40 22.60 26.00 29.50 33.10 36.80 40.70 44.60 48.60 52.80 57.00 61.40 65.80 70.40 75.00 79.80 84.70 89.70 94.70 94.90 105.00 120.30 135.70 151.10

P.D.P. deg/30m 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 2.00 0.00 0.00 0.00 0.00

NORTE m 1958644.27 1958646.42 1958648.68 1958651.05 1958653.53 1958656.12 1958658.83 1958661.64 1958664.57 1958667.61 1958670.75 1958674.01 1958677.38 1958680.85 1958684.43 1958688.12 1958691.92 1958695.82 1958699.83 1958703.95 1958708.17 1958712.49 1958716.92 1958721.45 1958726.08 1958730.82 1958735.65 1958740.59 1958745.63 1958745.84 1958755.81 1958771.09 1958786.36 1958801.64

ESTE m 483931.60 483931.90 483932.10 483932.40 483932.70 483933.00 483933.30 483933.60 483933.90 483934.30 483934.70 483935.00 483935.40 483935.80 483936.20 483936.60 483937.10 483937.50 483938.00 483938.50 483938.90 483939.40 483939.90 483940.50 483941.00 483941.50 483942.10 483942.60 483943.20 483943.20 483944.40 483946.10 483947.90 483949.60

2610.00 2640.00 2670.00 2700.00

30.83 30.83 30.83 30.83

6.53 6.53 6.53 6.53

2568.30 2594.00 2619.80 2645.60

162.90 178.20 193.50 208.70

38.40 40.20 41.90 43.70

166.50 181.80 197.20 212.60

0.00 0.00 0.00 0.00

1958816.91 1958832.18 1958847.46 1958862.73

483951.40 483953.10 483954.90 483956.60

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 23

PROF. m 2730.00 2760.00 2790.00 2820.00 2850.00 2880.00 2910.00 2940.00 2970.00 3000.00 3030.00 3060.00 3090.00 3120.00 3150.00 3180.00 3210.00 3240.00 3270.00 3300.00 3330.00 3360.00 3390.00 3420.00 3450.00 3480.00 3488.90 3510.00 3540.00 3570.00 3600.00 3620.50

INC. deg 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83 30.83

AZIM. deg 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53 6.53

LOC. ARTESA 62

P.V.V. m 2671.30 2697.10 2722.90 2748.60 2774.40 2800.10 2825.90 2851.70 2877.40 2903.20 2928.90 2954.70 2980.50 3006.20 3032.00 3057.80 3083.50 3109.30 3135.00 3160.80 3186.60 3212.30 3238.10 3263.80 3289.60 3315.40 3323.00 3341.10 3366.90 3392.60 3418.40 3436.00

N/S m 224.00 239.30 254.60 269.80 285.10 300.40 315.70 330.90 346.20 361.50 376.70 392.00 407.30 422.60 437.80 453.10 468.40 483.70 498.90 514.20 529.50 544.80 560.00 575.30 590.60 605.90 610.40 621.10 636.40 651.70 667.00 677.40

E/O m 45.40 47.20 48.90 50.70 52.40 54.10 55.90 57.60 59.40 61.10 62.90 64.60 66.40 68.10 69.90 71.60 73.40 75.10 76.90 78.60 80.40 82.10 83.90 85.60 87.30 89.10 89.60 90.80 92.60 94.30 96.10 97.30

Sec.V. m 228.00 243.30 258.70 274.10 289.40 304.80 320.20 335.60 350.90 366.30 381.70 397.00 412.40 427.80 443.20 458.50 473.90 489.30 504.70 520.00 535.40 550.80 566.10 581.50 596.90 612.30 616.80 627.60 643.00 658.40 673.80 684.30

P.D.P. deg/30m 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00

DE: 137

NORTE m 1958878.01 1958893.28 1958908.55 1958923.83 1958939.10 1958954.38 1958969.65 1958984.93 1959000.20 1959015.47 1959030.75 1959046.02 1959061.30 1959076.57 1959091.85 1959107.12 1959122.39 1959137.67 1959152.94 1959168.22 1959183.49 1959198.77 1959214.04 1959229.31 1959244.59 1959259.86 1959264.39 1959275.14 1959290.41 1959305.69 1959320.96 1959331.39

ESTE m 483958.40 483960.10 483961.90 483963.60 483965.40 483967.10 483968.80 483970.60 483972.30 483974.10 483975.80 483977.60 483979.30 483981.10 483982.80 483984.60 483986.30 483988.10 483989.80 483991.60 483993.30 483995.10 483996.80 483998.60 484000.30 484002.00 484002.60 484003.80 484005.50 484007.30 484009.00 484010.20

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PAG: 24

DE: 137

13.2.- Gráficos del plan direccional

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DE: 137

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 s arta 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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DE: 137

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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. Visc g/cm3 seg

Filtr. ml

MBT Kg/m3

Sól. %

Vp cps

Yp lb/100p2

Salin.

Emul

Gel-0

Gel-10

ppm K+

volts

Lubric.

14 - 25

7 - 11

13 - 21

-

-

0.18-0.20

14 - 19 14 - 19 14 - 20 14 - 20

7 - 11 7 - 11 7 - 11 7 - 11

13 - 21 13 - 21 13 - 21 13 - 21

20,000 35,000 40,000 40,000

-

0.18-0.20 0.18-0.20 0.18-0.20 0.18-0.20

26” 0

50

BENTONÍTICO

1.10

50

4.0

30

6-8

12 - 17

17 1/2” 51 200 500 800

200 500 800 1150

POLIM. INHIB POLIM. INHIB POLIM. INHIB POLIM. INHIB

1.12 1.15 1.18 1.21

50 50 50 50

3.0 3.0 3.0 3.0

30 35 35 35

6-8 8-9 9 - 10 9 - 12

12 - 17 13 - 18 14 - 19 15 - 20

Propiedades del fluido base aceite Localización Artesa 26 Intervalo m

Tipo Fluido

Den. Visc g/cm3 seg

Filtr. ml

RAA Ac/Ag

Sól. %

Vp cps

1.25 1.28 1.30 1.32

3.0 3.0 3.0 3.0

75/25 78/22 80/20 80/20

11 - 13 12 - 13 12 - 13 12 - 13

Yp lb/100p2

Gel-0

Gel-10

Salin. ppm CaCl2 x1000

Emul volts

Lubric.

14 - 20 15 - 26 15 - 26 15 - 26

7 - 11 7 - 11 7 - 11 7 - 11

13 - 22 14 - 22 14 - 22 14 - 22

140,000 160,000 160,000 200,000

700 800 800 800

0.06-0.08 0.06-0.08 0.06-0.08 0.06-0.08

15 - 27

7 - 12

14 - 23

220,000– 240,000

800

0.06-0.08

14 - 19

6 - 11

12 - 20

160,000

800

0.06-0.08

12 1/4” 1151 1300 1600 2000

1300 1600 2000 2590

E.I. E.I. E.I. E.I.

55 60 65 65

15 - 20 16 - 21 16 - 21 16 - 21

8 1/2” 2591

3483

E.I.

1.40

65

3.0

80/20 16 - 17

20 - 24

6” 3484

3620

E.I.

Etapa Con 1 2 3 4

0.98

50

Intervalo mdbmr 0 50 50 1150 1151 2590 2591 3483 3484 3620

3.0

80/20

3-4

10 - 15

Tipo Fluido Bentonítico Polimerico Inhibido Emulsión Inversa Emulsión Inversa Emulsión Inversa Baja Densidad

Diámetro (pg) 26 17 ½ 12 ¼ 8½ 6

Densidad gr/cc 1.10 1.10 – 1.21 1.25 – 1.32 1.40 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 Pozo

Profundidad

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Roca Litología

Capacidad de Intercambio Catiónico

Interacción Roca Fluido Higrometría (humedad relativa)

Tiempo de succión capilar

Dispersión

Hinchamiento lineal

Fluido Tensión superficial

Lubricidad

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14.2.- Equipo de control de sólidos Etapa

Profundidad Intervalo (m)

Con.

0-50

Diámetro Agujero (pg)

26

Tipo y densidad lodo (g/cm3)

Equipo de control de sólidos

Tamaño (API) de mallas en vibradores

Tamaño (API) de mallas en limpialodos

(4) Vibrador Alto API-100 Impacto (Brandt-6BHX140-AT)

API-200 (Brandt-6BHX250-AT)

(1.10)

(1) Limpialodos (2) Centrífugas

tamaño de corte 78 micrones API-200 (Brandt-6BHX250-AT) Tamaño de corte 78 micrones API-200 (Brandt-6BHX250-AT) Tamaño de corte 78 micrones API-230 (Brandt-6BHX250-AT) Tamaño de corte 65 micrones API-270 (Brandt-6BHX300-AT) Tamaño de corte 49 micrones

Bentonítico

1ª.-

50-1150

17 ½

Polimérico Inhibido (1.10-1.21)

(4) Vibrador Alto Impacto (1) Limpialodos

2ª.-

1150-2590

12 ¼

E. Inversa (1.25-1.32)


3ª.-

2590-3483

8½

E. Inversa (1.40)


4ª.-

3483-3620

6

E. Inversa (0.98)


tamaño de corte 154 micrones API-100 (Brandt-6BHX140-AT) Tamaño de corte 154 micrones API-120 (Brandt-6BHX175-AT) Tamaño de corte 120 micrones API-140 (Brandt-6BHX210-AT) Tamaño de corte 107 micrones API-170 (Brandt-6BHX230-AT) Tamaño de corte 97 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 el supervisor de fluidos de PEMEX), para visualizar la tendencia y con oportunidad hacer los por 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 Metros

ROP (m/hr)

PSB (ton.)

RPM

Pres. Bba. (psi)

Gasto (gpm)

1150

1100

10

12-18

80-120

2145

900

1150

2590

1440

10

6-12

120-160

2208

500

0.451

2590

3483

893

10

6-12

120-160

2116

340

0.991

3483

3620

137

7

4-8

80-120

1788

250

Etapa

Bna N°

Diam. (pg.)

Tipo

TFA (Pulg2)

Intervalo (m.)

1

1

17 ½

Tricónica 115

1.035

50

2

2

12 ¼

PDC M323

0.640

3

3

8½

PDC M323

4

4

6

PDC M433

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

Bna. No. 1 2 3 4

Dens. (gr/cc) 1.21 1.32 1.40 0.98

Vp Yp TFA DPbna (cp) lb/100p2 (pg²) (psi) 12 20 1.035 702 20 26 0.640 619 34 30 0.451 611 15 25 0.991 48

Programa hidráulico % HP @ HSI V. Anul. Eficiencia DEC Bna Bna. (Hp/pg2) (m/min) Transporte (gr/cc) 32 369 1.53 31 98 % 1.25 28 181 1.53 43 80 % 1.38 29 121 2.14 95 90% 1.53 3 7 0.25 139 90% 1.10

HP Camisas (sup) (pg.) 1126 6.5 644 6 420 6 261 6

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.

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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)


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


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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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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


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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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GMDIP APMM

PAG: 46

DE: 137

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.) De a

1

50

1150

2

1150

2590

3

2590

3483

4

3483

3620

Registro

Resistividad. Rayos gamma Desviación- Calibración Desviación Calibración Resistividad Rayos gamma Sónico Dipolar Desviación Calibración Resistividad Rayos gamma Sónico Dipolar LWD* LWD* Desviación Calibración Resistividad

Observaciones Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. Geometría del pozo y calibre del agujero Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. - Sónico Dipolar: GeomecánicaModelo de velocidades. Determinación de zonas de interés, correlacionar cuerpos arenosos y control estratigráfico. - Sónico Dipolar: GeomecánicaModelo de velocidades. *El LWD iniciará a partir de 3250 md

**Reemplazar por registro Rayos Gamma Litodensidad-Neutrón imágenes ultrasónicas si Espectroscopia de rayos gamma naturales condiciones del lodo lo permiten **Imágenes de micro resistividad Sónico Dipolar Resonancia Magnética Ultrasónico de Cementación/VDL/CCL VSP

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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de las

DE: 137

PAG: 47

18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO 18.1.- Criterios de diseño

Profundidad (md) Criterio PI Mínimo FS PI Criterio Colapso Mínimo FS al colapso Criterios de tensión Mínimo FS a la tensión Criterios Triaxial Mínimo FS Triaxial

13 ⅜” 54.5 lb/ft J-55 BCN 0-1150 1.10 1.78 1.00 1.04 1.50 2.58 1.25 1.94

9 ⅝” 47 lb/ft TRC-95 V SLIJ II 0-1800 1.125 1.19 1.125 1.51 1.60 1.93 1.25 1.30

9 ⅝” 47 lb/ft P-110 V SLIJ II 1800-2540 1.125 1.35 1.125 1.13 1.60 2.62 1.25 1.44

9 ⅝” 53.5 lb/ft P-110 V SLIJ II 2540-2590 1.125 1.56 1.125 1.65 1.60 3.40 1.25 1.66

7” 32 lb/ft P-110 HD 513 2390-3483 1.125 1.70 1.125 1.50 1.60 3.05 1.25 1.77

5” 18 lb/ft N-80 VFJL 3283-3620 1.125 1.38 1.125 1.85 1.60 2.01 1.25 1.47

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 Diám. Ext. (pg)

Grado

Peso lb/pie

Conexión

Drift (pg)

13 ⅜ 9⅝ 9⅝ 9⅝ 7 5

J-55 TRC-95 P-110 P-110 P-110 N-80

54.5 47.0 47.0 53.5 32.0 18.0

BCN VAM SLIJ II VAM SLIJ II VAM SLIJ II HD 513 V FJL

12.495 8.525 8.525 8.500* 6.000* 4.151

Resist. Presión Interna (psi) 2730 8150 9440 10900 12460 10140

Resist. Colapso (psi) 1130 5090 5300 7950 10780 10490

Resistencia Tensión (1000 lbs)

Cuerpo Junta 853 1289 1493 1710 1025 422

853 927 1073 1710 742 336

Distribución (mdbmr) de

a

0 0 1800 2540 2390 3283

1150 1800 2540 2590 3483 3620

*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.

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

 

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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)

13 ⅜

1150

9⅝

Densidad de lechadas (gr/cc)

Cima Cemento (m)

Base Cemento (m)

Observaciones

1.55

Sup.

950

Lechada de Llenado

1.90

950

1150

Lechada de Amarre

1.60

200

2390

Lechada de Llenado

1.90

2390

2590

Lechada de Amarre

2590

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

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PAG: 49

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 desplazamiento (bpm)

Densidad equivalente de circulación máxima (gr/cc)

13 ⅜

1150

1.90 / 1.55

200

1150

12 - 15

1.58

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”

ACCESORIOS:

Profundidad: Diámetro agujero: Exceso: Cima de cemento:

DATOS PARA EL DISEÑO m Densidad del lodo: pg. Tipo de lodo % Temp. de fondo: m Temp. circulante:

1150 17 ½ 30 200

1.21 Base Agua 57 42

gr/cc °C °C

LECHADA DE LLENADO Cantidad de cemento: Volumen de lechada Vol. fluido de mezcla Tirante a cubrir

64 74 55 950

Ton m m m

Agua de mezcla Rendimiento Densidad lechada Tiempo bombeable

45.6 62.2 1.55 -

lt/saco lt/saco gr/cc Hrs

LECHADA DE AMARRE Cantidad de cemento Volumen de lechada Fluido de mezcla Tirante a cubrir

23 18 10 200

Ton m m3 m


21.8 38.0 1.90 -


TIPO 1 2

BACHES PROGRAMADOS DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls) 1.02 60 1.18 60

OBSERVACIONES Remover lodo alta movilidad Separar interfase lodo cemento

19.3.- Segunda Etapa TR de 9 ⅝” Diámetro TR (pg) 9 ⅝”

Profundidad (m) 2590

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Densidad de lechadas 3

Cima Cemento

Base Cemento

(gr/cm )

(m)

(m)

1.90 / 1.60

200

2590

Gasto desplazamiento (bpm) 12

Densidad equivalente de circulación máxima (gr/cc) 1.70

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PAG: 50

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”

ACCESORIOS:

Profundidad: Diámetro agujero: Exceso: Cima de cemento:

2590 12 ¼ 20 200


1.32 E.I. 75 60

°C °C

gr/cc

LECHADA DE LLENADO Cantidad de cemento: Volumen de lechada Vol. fluido de mezcla Tirante a cubrir

60 66 47 2390

Ton m m m


40.2 57.2 1.60 -


LECHADA DE AMARRE Cantidad de cemento Volumen de lechada Fluido de mezcla Tirante a cubrir

10 7 4 200

Ton m3 m m


19.6 36.1 1.90 -


TIPO 1 2

BACHES PROGRAMADOS DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls) 1.08 60 1.55 60

OBSERVACIONES Remover lodo alta movilidad 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)

7

3483

1.90

2390

3483

ACCESORIOS:

Gasto desplazamiento (bpm) 8

Densidad equivalente de circulación máxima (gr/cc) 1.97

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 7” x 8 ½” Tapón limpiador parade T.P. Tapón de desplazamiento para TR 7” Conjunto Colgador-Soltador Hidráulico 7” x 9 5/8” Empacador de BL

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DE: 137

PAG: 51

Profundidad: Diámetro agujero: Exceso: Cima de cemento: LECHADA UNICA Cantidad de cemento Volumen de lechada Fluido de mezcla Tirante a cubrir

3483 8½ 15 2390

21.5 17 8 1085


1.40 E.I. 98 95

°C °C

Ton m m3 m

17.17 35.30 1.90 -



BACHES PROGRAMADOS DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls) 1.55 60

TIPO 1

gr/cc

OBSERVACIONES 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)

5

3620

1.30

3233

3620

ACCESORIOS:

Profundidad: Diámetro agujero: Exceso: Cima de cemento: LECHADA UNICA Cantidad de cemento: Volumen de lechada Vol. fluido de mezcla Tirante a cubrir LOC. ARTESA 62

Gasto desplazamiento

Densidad equivalente de circulación máxima (gr/cc)

(bpm) 6

1.51

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

3620 6 10 3275

3 3 2 334


0.90 E.I 110 105

°C °C

Ton m m m

26.5 55.3 1.30 -



gr/cc

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BACHES PROGRAMADOS DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls) 1.08 50

TIPO 1

OBSERVACIONES 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. 20 3 36 7

% Standoff Min. Req. 70

Espaciamiento 1 Centrador c/3 tramos *1 Centrador c/1 tramos 1 Centrador c/3 tramos *1 Centrador c/1 tramos

13 ⅜

50 - 1150

Flejes

13 ⅜” x 17 ½”

9⅝

1150 - 2590

Flejes

9 ⅝” x 12 ¼”

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

70

*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 yefectuara una de Prueba de15 Densidad : 15(9m⅝” bajo TR m). de Superficie (13 permitirá ⅜” @ 1150 Goteo m) una Prueba m bajó laEquivalente TR Intermedia @ la 2590 Estas pruebas 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

COMPONENTE

CABEZAL DE TR PARTE INFERIOR SOLDABLE PARTE SUPERIOR BRIDADA CON VÁLVULAS LATERALES

T AM A O NOMINAL Y ESPECIFICACIÓN MARCA PRESIÓN DE DEL MATERIAL TRABAJO (PSI) 13 ⅝” 5M

UAA, PSL-1, PR-2

CABEZAL DE TR PARTE INFERIOR Y SUPERIOR

13 ⅝” 5M x

UCC, PLS-2,

BRIDADA CON VÁLVULAS LATERALES

11” 5M

PR-2

MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS

11” 5M x 3 1/8” 5M

UCC, PSL-2, PR-2

OBSERVACIONES

Brida Superior 13 ⅝” 5M

Brida Inferior 13 ⅝” 5M Conex. 11” 5M Selección del Material en base al contenido de CO2 esperado (15% mol)

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).

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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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PAG: 56

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

Arreglo estándar Preventores Preventores 5M

Preventor esférico 13 5/8” 5m

13 5/8 ” 5m Preventor 1335/8 Preventordoble doble1 5/8 ” 5m 5m Ariete Arieteinferior inferiorciego ciego Ariete Arietesuperior superior5 5 ” ”

”

Carrete de control 13 5/8 ” 5m Carrete delaterales control 13 5/8 5m Válvulas 3 mec. 2 1/16 ” 5m 1 hca. 2 1/16 ” 5m ”

Preventor sencillo 13 5/8 5m Preventor sencillo 13 5/8 ”5m Ariete 5” Ariete 5 ”

”

Brida a dapter 13 5/8 ” 10M x 13 5/8 ” 5M Cabezal13 semi-compacto Cabezal 5/8 5M ”

20 ¾” 3m x 13 5/8” 5 m x 13 5/8” 10m Brida doble sello 20¾” 3M

Cabezal 13soldable 5/8 5M Cabezal ”

20 ¾” con Válvulas mecánicas 2 1/16” 3m Tr de 20“ 1000 m Tr de 1 3 3/8” 3700 m

Múltiple de estrangulación

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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)

Superficial Explotación Explotación Explotación

13 ⅜ 9⅝ 7 5

Resistencia Resistencia Prueba de Presión Al cabezal Interna Colapso (orificio) (psi) (psi) (psi) 2730 8150 12460 10140

1130 5090 10780 10490

400 4000 -

Prueba de preventores (probador de copas) (psi) 2000 4000 4000 4000

Prueba de TR (psi) 200 2000 1500 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

Supervisar las condiciones reológicas del fluido de perforación Inestabilidad de agujero por reacción polimérico para evitar problemas de inestabilidad mecánica en el de arcilla, y abundantes recortes agujero y mantener una hidráulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero. Pérdidas parciales de circulación en Bombear baches de obturantes para controlar las pérdidas. el Terciario Monitorear los recortes de perforación y registrar su forma y Detección de zona de alta presión litología para confirmar el tipo de falla que esta ocurriendo para (punto óptimo de asentamiento), ajustar el valor de la densidad del fluido de perforación, utilizar una atrapamientos. salinidad hasta 180,000 ppm

Zona de presiones atrapamientos

anormales,

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): Utilización de Fluido Nitrogenado. Correr baches de alta viscosidad Pérdidas de circulación, atrapamiento para barrido y enfriamiento de la barrena. Estricto monitoreo del de sartas 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

1 1.01 1.02 1.03 1.04 1.05 1.06 1.07 2 2.01 2.02 2.03 2.04 2.05 2.06 3 3.01 3.02 3.03 3.04 3.05 3.06 3.07 3.08 3.09 3.10 3.11 3.12 3.13

Mover equipo a posición de conductor central. Perforar Agujero de 26". Cementar Conductor 2 0" Preparativos para perforar agujero de 26" Efectuar junta de trabajo y seguridad con el personal involucrado Perforar Agujero de 26" @ 50 m. Cementar Conductor 20" Instalar Campana, Línea, Llenadera y Charola ecológica Armar barrena 17 1/2" y aparejo de fondo. Checar resistencia Rebajar cemento Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Agujero de 17 1/2” Perforar hasta 1150 md Viaje corto. Circulación y acondicionamiento del lodo Tomar registros de desviación con rumbo y ángulo a 800 m Sacar barrena a superficie. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Cementar TR 13 3/8” Tomar registros geofísicos. Bajar barrena en viaje de reconocimiento. Circular y acondicionar lodo para meter TR. Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Preparativos para meter TR. Meter TR hasta 1150 m. Checar equipo de flotación. Instalar cabeza de cementar, instalar UAP Cementar TR. Esperar fraguado Cortar y recuperar tubo ancla. Afinar corte TR. Soldar cabezal. Probar hidraulicamente soldadura. Instalar BOP's y L.S.C. Efectuar las respectivas pruebas. Instalar campana, línea de flote, llenadera y charola ecológica. Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena de 17 1/2" y estabilizadores

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Prof. (m)

1150

Tiempos Programados Hrs. Hrs. Días Act. Acum. Acum. 360 360 15.00 3

3

0.13

1

4

0.17

28 8

32 40

1.33 1.67

3

43

1.79

3 2 48

46 48

1.92 2.00 2.00

110 4 3

158 162 165

6.58 6.75 6.88

3 6 6 132

168 174 180

7.00 7.25 7.50 5.50

10 6 3 6 3 9 3 6 12

190 196 199 205 208 217 220 226 238

7.92 8.17 8.29 8.54 8.67 9.04 9.17 9.42 9.92

10

248

10.33

11

259

10.79

7

266

11.08

8

274

11.42

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DE: 137

PAG: 62

Cons. Descripción de la Actividad 3.14 3.15 3.16 3.17 3.18 3.19 4 4.01 4.02 4.03 4.04 4.05 4.06 4.07 5 5.01 5.02 5.03 5.04 5.05 5.06 5.07 5.08 5.09 5.10 5.11 5.12 5.13 5.14 5.15 5.16

Prof. (m)

Tiempos Programados Hrs. Hrs. Días Act. Acum. Acum.

Armar barrena 12 1/4" con aparejo de fondo. Checar resistencia. Circular tiempo de atraso y probar TR.

8

282

11.75

3

285

11.88

Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Desplazar fluido base agua por lodo de emulsión inversa Rebajar cemento y zapata. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Agujero de 12 1/4” Perforar 15 m debajo de la zapata. Circular. Efectuar prueba de densidad equivalente Perforar intervalo 1165 m - 2590 m (1425 m) Realizar Viaje corto a 1150 m y meter barrena a fondo Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado. Sacar barrena a superficie. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Cementar TR 9 5/8” Tomar registros geofísicos. Meter barrena de 12 1/4" a 1150 m Deslizamiento y corte de cable. Viaje al fondo con barrena de 12 1/4”. Circular y acondicionar lodo para meter TR. Bombear baches viscosos. Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste y cambiar rams superior. Probar. Preparativos para meter TR. Meter TR hasta 2590 m. Instalar cabeza de cementación. Circular. Cementar TR. Esperar fraguado (realizar actividades paralelas: aflojar tornilleria de preventores y desmantelar el mismo, etc.). Cortar y recuperar tubo ancla. Afinar corte TR 9 5/8". Instalar cabezal semicompacto 11 - 5M. Probar hidraulicamente. Instalar BOP's y C.S.C. Probar. Instalar campana, linea de flote, llenadera y charola ecológica Retirar barrena de 12 1/4". Instalar buje de desgaste.

3

288

12.00

4 3 5 120

292 295 300

12.17 12.29 12.50 5.00

3 6 240 6 4 9 8 276

303 309 549 555 559 568 576

12.63 12.88 22.88 23.13 23.29 23.67 24.00 11.50

20 4 11 6

596 600 611 617

24.83 25.00 25.46 25.71

LOC. ARTESA 62

2590

5

622

25.92

10

632

26.33

5

637

26.54

3 22 4 10

640 662 666 676

26.67 27.58 27.75 28.17

24

700

29.17

13

713

29.71

15

728

30.33

7

735

30.63

9

744

31.00

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 63

Cons. Descripción de la Actividad 5.17 5.18 5.19 5.20 5.21 6 6.01 6.02 6.03 6.04 6.05 6.06 6.07 6.08 6.09 7 7.01 7.02 7.03 7.04 7.05 7.06 7.07 7.08 7.09 7.10 7.11 7.12 7.13 7.14 7.15 7.16 7.17

Quebrar herramientas de 8" y armar herramientas de 6 1/2" y 6 1/4". Armar barrena 8 1/2" con aparejo de fondo y checar cople de retención. Circular tiempo de atraso y probar TR. Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Rebajar cemento y zapata. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Agujero de 8 1/2” Perforar 15 m debajo de la zapata. Circular. Efectuar prueba de densidad equivalente Circular/ajustar densidad del lodo. Perforar intervalo 2605 m – 3483 m (878 m). Circular y realizar viaje corto a 2590 m y meter a fondo Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado. Sacar barrena a superficie. Pruebas de CSC / BOP'S. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Cementar TR 7” Tomar registros geofísicos Meter barrena a 2590 m Deslizamiento y corte de cable Meter barrena a fondo Circular y acondicionar lodo para meter TR corta Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior Preparativos para meter TR corta Meter TR corta hasta 3483 m Instalar cabeza de cementación. Circular Anclar colgador @ 2390 m, verificar anclaje Cementar TR Esperar fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico Desmantelar campana, línea de flote, llenadera y Charola ecológica Instalar brida adapter 11" 5M, cabeza rotatoria 11" 5M y CSC Probar cabeza rotatoria, conjunto de Preventores y CSC Instalar campana, línea de flote, llenadera y Charola ecológica Retirar barrena de 8 1/2". Instalar buje de desgaste

LOC. ARTESA 62

Prof. (m)

3483

Tiempos Programados Hrs. Hrs. Días Act. Acum. Acum. 9

753

31.38

18

771

32.13

4

775

32.29

8

783

32.63

9 216

792

33.00 9.00

3 6 6 125 11 4 11 18 8 192

795 801 807 932 943 947 958 976 984

33.13 33.38 33.63 38.83 39.29 39.46 39.92 40.67 41.00 8.00

30 8 11 3 6

1014 1022 1033 1036 1042

42.25 42.58 43.04 43.17 43.42

11

1053

43.88

4 34 5 2 11 24

1057 1091 1096 1098 1109 1133

44.04 45.46 45.67 45.75 46.21 47.21

11

1144

47.67

36 17

1180 1197

49.17 49.88

11

1208

50.33

7

1215

50.63

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 64

Cons. Descripción de la Actividad 7.18 7.19 7.20 7.21 7.22 8 8.01 8.02 8.03 8.04 8.05 8.06 8.07 8.08 8.09 8.10 8.11 8.12 9 9.01 9.02 9.03 9.04 9.05 9.06 9.07 9.08 9.09 9.10 9.11 9.12 9.13 9.14 9.15

Prof. (m)

Quebrar tubería 5" y herramientas de 6 1/2"

19

1242

51.75

4 8

1246 1254

51.92 52.25

18 288

1272

53.00 12.00

3550

24 4 12

1296 1300 1312

54.00 54.17 54.67

3559

36

1348

56.17

12 12 6 4 4

1360 1372 1378 1382 1386

56.67 57.17 57.42 57.58 57.75

12 6 12 144

1398 1404 1416

58.25 58.50 59.00 6.00

60 12 8 4 6

1476 1488 1496 1500 1506

61.50 62.00 62.33 62.50 62.75

15

1521

63.38

5 24 5 3 8 20 10 18 4

1526 1550 1555 1558 1566 1586 1596 1614 1618

63.58 64.58 64.79 64.92 65.25 66.08 66.50 67.25 67.42

Bajar barrena 6" txt con aparejo de fondo. Checar resistencia Circular Tiempo de Atraso Rebajar cemento y accesorios hasta 3 m encima de la zapata. Probar TR. Rebajar cemento y zapata Pláticas de seguridad y simulacros TOTAL ETAPA Agujero de 6” Perforar hasta 3550 m (67 m) Circular limpiando agujero Sacar barrena a superficie Cortar núcleo #1 de 3550-3559 m (Este intervalo es tentativo, el intervalo definitivo será definido por el Activo de Produccion Macuspana-Muspac) Meter barrena a 3559 m Perforar hasta 3620 m (61 m) Circular y realizar viaje corto a 3483 m y meter a fondo Circular y acondicionar lodo para registros Tomar registros de desviación con rumbo y ángulo a 3620 m Sacar barrena a superficie. Pruebas de CSC / BOP´S. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA Cementar TR corta de 5” Tomar registros geofísicos. Meter barrena a 3483 m Deslizamiento y corte de cable. Meter barrena a fondo. Circular y acondicionar lodo para meter TR Corta. Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior. Efectuar preparativos para meter TR Corta Meter TR Corta hasta 3620 m Instalar cabeza de cementación. Circular. Anclar colgador @ 3283 m, verificar anclaje Cementar TR Corta. Esperar Fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico. Probar BOP'S y C.S.C. Instalar buje de desgaste. Meter molino 5 7/8" a 3283 m (BL 5") Circular limpiando agujero

LOC. ARTESA 62

Tiempos Programados Hrs. Hrs. Días Act. Acum. Acum. 8 1223 50.96

3620

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 65

Cons. Descripción de la Actividad 9.16 9.17 9.18 9.19 9.20 9.21

Sacar molino a superficie 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. Prueba de alijo a BL de 5". Quebrar tubería 3 1/2". Desinstalar Cabeza Rotatoria y Equipo de Flujo Controlado Deslizamiento y corte de cable. Pláticas de seguridad y simulacros. TOTAL ETAPA

Prof. (m)

Tiempos Programados Hrs. Hrs. Días Act. Acum. Acum. 1636 68.17 18 36

1672

69.67

36

1708

71.17

48

1756

73.17

6 12 358

1762 1774

73.42 73.92 14.92

24.2.- Resumen de tiempos por etapa

P-Perforando, CE- Cambio Etapa LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 66

25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS Herramientas requeridas para iniciar a perforar EXISTE

FECHA DE SOLICITUD

SECCION O DPTO RESPONSABLE

CANTIDAD

DESCRIPCION

1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 1 1

SWIVEL UNIFLEX COMPLETO EXTRA KELLY SPINER MACHO KELLY KELLY HEXAGONAL 5 1/4" BUSHING KELLY C/ROLES 5 1/4" MANGUERA 55' MANGUERA 55' (EXTRA) BUJE MAESTRO SECCIONADO SUSTITUTO PARA KELLY 4 1/2" IF VÁLVULAS DE PIE 4 1/2" ó 4 IF JUEGOS DE GAFAS (500 TONS) ELEVADOR 5"-3 ½” 18° CUÑAS P/TP 5"-3 ½” CUÑAS P/HTA 9 1/2" Y 8" COLLARÍN PARA HTA 9 1/2" Y 8" LLAVE DE FUERZA SDD C/JGO. DE EXTENSIONES LLAVE DE FUERZA DB TORQUÍMETRO DE APRIETE INDICADOR DE PESO MANOMETRO STAND PIPE LLAVE VARCO TW-60 LLAVE VARCO SW-30 ROLADORA JGOS. DE CABLES SALVAVIDAS JGOS- CABLE DE ACERO 9/16" P/ CABRESTANTE CADENA DE ROLAR CAJA DE DADOS P/LLAVES

HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES INSPECCION TUBULAR INSPECCION TUBULAR HTAS ESPECIALES MATERIALES MATERIALES HTAS ESPECIALES INSPECCION TUBULAR INSPECCION TUBULAR HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES INSTRUMENTOS INSTRUMENTOS HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES

1

BOTELLA 5"-4 1/2" A 2" 8 HRR JGO. DE MANGUERAS MET LICAS 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 1

GRAPAS P/CABLE 5/8" CHAQUETA PARA TP 5"

MATERIALES MATERIALES

2

HULES LIMPIADORES P/TP 5"

MATERIALES

2

MALACATE NEUMÁTICO "RONCO"

INSTRUMENTOS

1

LOC. ARTESA 62

SI

NO

MATERIALES

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 67

Herramientas requeridas para iniciar a perforar CANTIDAD 240 2 1 1 1 1 2 5 1 1 4000 1 1 1 1 1 1 1

DESCRIPCION

EXISTE SI NO

FECHA DE SOLICITUD

MTS DE CABLE DE ACERO FLEXIBLE 5/8" POLEAS P/MANIOBRAS (5-6 TONS) GUÍA PARA CABLE DE ACERO 1 3/8" CABLE SALVAVIDA P/CHANGO IZADOR P/CHANGO (COMPLETO) CINTURÓN Y COLA DE ACERO DEL SALVAVIDA DEL CHANGO LIBRETAS DE FLORETE (PISO ROT.) PINTARRÓN VITRINA P/INFORMACIÓN TÉCNICA MTS. CABLE DE SONDEO 9/16" INCLINÓMETRO "GYRODATA" RADIO TRUNNKY SIFÓN LÍNEA P/CEMENTACIÓN LÍNEA P/ABASTECIMIENTO AGUA Y LODO LÍNEA DE FLOTE

SECCION O DEPTO RESPONSABLE MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES MATERIALES ING. POZO OPERACIONES OPERACIÓN OPERACIÓN OPERACIÓN OPERACIÓN

HTA DE MANO COMPLETA **

MATERIALES

MÁSTIL BOMBASNIVELADO 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 SI NO

FECHA DE SOLICITUD

SECCIÓN O DEPTO RESPONSABLE

1 1

BARRENA TRICÓNICA 17-1/2” IADC 115 CUADRO DE APRIETE

ING. DE POZO ING. DE POZO

1

PORTABNA ESTABILIZADO 9 1/2" x 7 5/8" REG DCN 9 ½ "

INSP. TUBULAR

DCN 8" MWD

INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR

3

MADRINA 7 5/8" REG (DCN 9 1/2") MADRINAS 6 5/8" REG (DCN 8")

1

COMBINACIÓN P-9-1/2" REG X C-8" REG

INSP. TUBULAR

2 8 1 3

LOC. ARTESA 62

INSP. TUBULAR ING. DE POZO INSP. TUBULAR

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 68

1 1

COMBINACIÓN P-8" REG X C5" IF MARTILLO 8"

INSP. TUBULAR ING. DE POZO

15 100

TRAMOS HW 5" TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-80

INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR

3 1150

ESTABILIZADORES 8" X 17-1/2” MTS TR 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN

INSP. TUBULAR ING. DE POZO

1 1 70

ZAPATA GUÍA 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN COPLE DIFERENCIAL 13 3/8", J-55, 54.5 lb/pie, BCN CENTRADORES DE FLEJES 13 3/8" X 17 1/2"

ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO

1 1

TAPÓN DE DIAFRAGMA TAPÓN SÓLIDO


1 1

HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES

1

LLAVE HIDRÁULICA 13 3/8" UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TONS C/INSERTO 13 3/8

2

ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA

HTAS ESPECIALES

1 2

ELEVADOR DE TOPE P/13 3/8" COLLARÍN DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DEST.


1

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

OPERACION

1

CABEZA DE CEMENTAR 13 3/8"

OPERACION

1 1

Mc CLASH DE 4" A 2" IZADORA PARA TR

MATERIALES HTAS ESPECIALES

1 1 64 23 1

GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR CHANGUERO PARA ALINEAR TR TONS DE CEMENTO ( BAJA DENSIDAD 1.60 gr/cc) TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) CABEZAL SOLDABLE DE 13 5/8” 5,000

OPERACION OPERACION ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO

1

PRECALENTADOR PARA CABEZAL 13 5/8"

OPERACION

1

BRIDA SUJETADORA DE BUJE DE DESGASTE

ING. DE POZO

1 1

PREVENTOR ESFÉRICO 20 ¾” 5M BOMBA KOOMEY

HTAS ESPECIALES INSTRUMENTOS

1 1

BUJE DE DESGASTE PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE


HTAS ESPECIALES

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

1 1 1

BARRENA PDC 12-1/4” HERRAMIENTA MWD 8” VALVULA CONTRAPRESIÓN

SECCIÓN O DEPTO RESPONSABLE ING. DE POZO ING. DE POZO INSP. TUBULAR

3 3 3 1

ESTABILIZADOR 8” X 12 1/4” DC 8” MADRINAS 6 5/8" REG (DC 8") COMBINACIÓN P/ 8" X C-5” IF

INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR

CANT.

DESCRIPCIÓN

LOC. ARTESA 62

EXISTE SI NO

FECHA DE SOLICITUD

GMDIP APMM

PAG: 69

DE: 137

18 111 8111 41 1 1

TRAMOS HW 5" TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-80 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° X-95 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° G-105 ESCARIADOR PARA TR DE 9-5/8” MARTILLO HIDRÁULICO 8"

INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR OPERACION ING. DE POZO

1800 790 70 1 1 1 1 1 1

MTS TR 9 5/8", TRC-95, 47 LB/PIE, VAM SLIJII MTS TR 9 5/8", P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJII CENTRADORES DE FLEJES 12-1/4” x 9-5/8” ZAPATA GUIA 9 5/8”, P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II COPLE DIFERENCIAL 9 5/8”, P-110, 47 LB/PIE, VAM SLIJ II TAPÓN DESPLAZADOR PARA TR 9-5/8” RAMS DE 9 5/8" PREV. 13 5/8" 5M LLAVE HIDRÁULICA 9 5/8” UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA)

ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES HTAS ESPECIALES

ARAÑA NEUMÁTICA BASE 500 TONS C/ INSERTOS DE 9 5/8” ELEVADORES DE CU AS NEUM TICA CON GUIA PARA 9 5/8” ELEVADOR DE TOPE P/ 9 5/8”

HTAS ESPECIALES

COLLARINES DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR CABEZA DE CIRCULAR DE 9 5/8” VAM SLIJ II CABEZA DE CEMENTAR 9 5/8" VAM SLIJ II

HTAS ESPECIALES

Mc CLASH DE 4" A 2" IZADORA PARA TR GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR CHANGUERO PARA ALINEAR TR TONS DE CEMENTO (BAJA DENSIDAD 1.60 gr/cc)

MATERIALES HTAS ESPECIALES OPERACIÓN OPERACIÓN

2 2 1 2 1 1 1 1 1 1 60 10 1 1 1 1 1

TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD1.90 gr/cc) CABEZAL SEMICOMPACTO PARA TUBER A DE REVESTIMIENTO DE 13 3/8” Y PRODUCCIÓN DE 9 5/8” BRIDA INFERIOR DE 13 5/8" 5,000 X 11” 5,000 ÁRBOL DE ESTRANGULACIÓN 2 1/16 X 3 1/16" BUJE DE DESGASTE PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE BOMBA KOOMEY

LOC. ARTESA 62


OPERACION OPERACION

ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO HTAS. ESPECIALES ING. DE POZO ING. DE POZO INSTRUMENTOS

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 70

Perforación con Barrena de 8 ½”: TR Corta de 7” CANT. 1 1 11 1 1 1 19 3 18 1000 1000 1260 1 1 1 1 1085 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1.2 1 1 1 2 2 1 2 1

DESCRIPCIÓN BARRENAS DE 8 1/2" TIPO PDC PORTA BARRENA ESTABILIZADO 6 ¾” x 8 ¼” REG CUADRO DE APRIETE VÁLVULA CONTRAPRESIÓN SISTEMA ROTATORIO 6 3/4" HERRAMIENTA LWD 6-3/4” HERRAMIENTA MWD 6-3/4” CENTRADORES SÓLIDOS 7" X 8 3/8" DC 6-3/4” HWDP 5" 4-1/2” IF TRAMOS TP 5", 19.5#, ° E-75 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° X-95 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° G-105 ESTABILIZADORES 6 ½- 6 3/4" X 8 1/2” (INS) COMBINACIÓN P/6 3/4" X C- 4 ½" IF MARTILLO DE 6 3/4" ESCARIADOR PARA TR 7" MTS TR 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 ZAPATA FLOTADORA 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 COPLE FLOTADOR 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 COPLE DE RETENCIÓN 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 COPLE DE ORIFICIO 7", P-110, 32 lb/ft, HD 513 COLGADOR HIDRÁULICO 7” X 8 1/2” TAPÓN DESPLAZADOR PARA TR HERRAMIENTA SOLTADORA TAPÓN DESPLAZADOR PARA TP IZADORA PARA TR GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR CHANGUERO PARA ALINEAR TR TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.90 gr/cc) RAMS DE 7" LLAVE HIDRÁULICA 7” UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TON CON INSERTOS DE 7” ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA PARA TR 7” ELEVADOR DE TOPE P/7” COLLARÍN ARRASTRE C/CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR CABEZA DE CEMENTAR (P) 4 1/2" IF

LOC. ARTESA 62

EXISTE SI NO

FECHA DE SOLICITUD

SECCIÓN O DEPTO RESPONSABLE ING. DE POZO INSP. TUBULAR ING. POZO INSP.DE TUBULAR ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR OPERACIÓN OPERACION ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO HTAS ESPECIALES OPERACION OPERACION ING. DE POZO HTAS. ESPECIALES HTAS. ESPECIALES HTAS. ESPECIALES HTAS. ESPECIALES HTAS. ESPECIALES HTAS. ESPECIALES HTAS. ESPECIALES OPERACION

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 71

Perforación con Barrena de 6"; TR Corta de 5” CANT. 1 1 1 15 111 111 111 44 1 1 1 1 334 1 1 1 8 1 1 1 2 2 1 2 1 1 1

DESCRIPCIÓN BARRENA 6” PDC HERRAMIENTA LWD DE 4 ¾” HERRAMIENTA MWD DE 4 ¾” TRAMOS HW DE 3-1/2" TRAMOS TP 3-1/2", 15.5#, °S-135 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° X-95 TRAMOS TP 5", 19.5#, ° G-105 TRAMOS TP 5"", 19.5#, ° S-135 MARTILLO DE 4 3/4" IZADORA PARA TR GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR CHANGUERO PARA ALINEAR TR MTS TR 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL ZAPATA FLOTADORA 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL COPLE FLOTADOR 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL COPLE DE RETENCIÓN 5”, N-80, 18 LB/PIE, VFJL CENTRADORES DE FLEJES 5” x 62” CONJUNTO. COLGADOR HID. 5” X 7" LLAVE HIDRÁULICA 5" UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TON ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICA CON GUÍA PARA TR 5" ELEVADOR DE TOPE P/5” COLLAR N ARRASTRE C/CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR CABEZA DE CEMENTAR (P) 4 1/2" IF CABEZA DE CIRCULAR CABEZA ROTATORIA Y EQ. PARA FLUJO CONTROLADO (MPD)

LOC. ARTESA 62

EXISTE SI NO

FECHA DE SOLICITUD

SECCIÓN O DEPTO RESPONSABLE ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR INSP. TUBULAR ING. DE POZO HTAS ESPECIALES OPERACION OPERACION ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO ING. DE POZO HTAS. SPECIALES HTAS. SPECIALES HTAS. SPECIALES HTAS. SPECIALES HTAS. SPECIALES HTAS. SPECIALES OPERACION OPERACION HTAS ESPECIALES

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 72

26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN 26.1.- Costos directos

26.2.- Costo integral de la perforación CONCEPTO A.- COSTO INSUMO DE LA PERFORACIÓN B.- COSTO CUOTAS Y TARIFAS

MONTO (M.N.) 75,022,186.72 17,396,762.13

C.- TOTAL DIRECTOS (A + B)

92,418,948.85

D.- COSTO INDIRECTO E:- FACTOR DE RIESGO = (C) * 0.18

483,8631.20 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

PAG: 73

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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

PAG: 74

DE: 137

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


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GMDIP APMM

PAG: 75

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LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 76

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LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 77

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LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

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PAG: 78

28.- CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN 28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo PM-403

E ui o No. SAP

0403 4501860

T i o: Diseño

Unidad/Componente

Malacate Mástil Polea viajera y gancho

CA/CD PERFORACIÓN

2000 1976

Potencia HP: Año de

Marca

Modelo

Capacidad/Potencia

IDECO

2100-E

2000 HP (FRENADO DE TAMBOR) 02 MOT. CD. DE 1000 HP

PYRAMID

142 FT

1,000,000 LIBRAS=500 TON CAP. 6,500 MTS. PPROFUNDIDAD

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.

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., CONEXI N 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

LEWCO EMSCO

WH-1612 F-1000

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

KOOMEY

261603S

80 GALONES 3000 PSI

Rotaria

Bombas para lodos Sistema BOP

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 79

DE: 137

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 III.1.12.3.4 III.1.12.3.5 III.1.12.3.6 III.1.12.4

CASOS EN LOS QUE DEBEN SOLICITARSE Y VERIFICARSE CADA REQUERIMIENTO ESPECÍFICO DEL ANEXO “S”, DEPENDIEND O DEL ALCANCE O ACTIVIDAD INCLUÍDA EN EL CONTRATO Cuando se realicen trabajos de electricidad en instalaciones petroleras terrestres Cuando se realicen trabajos que impliquen riesgos de lesiones a los ojos en instalaciones petroleras terrestres Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras terrestres 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 sede ingresen vehículoso al área deinflamables riesgo durante trabajos con riesgo potencial en presencia gases, vapores líquidos 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 III.2.4 Atlas de riesgo III.2.4.1 III.2.5 Iluminación III.2.5.1 LOC. ARTESA 62

Cuando se utilice maquinaria o equipos Cuando se le arrienden u operen instalaciones petroleras a PEP Cuando se instalen dispositivos de iluminación GMDIP APMM

PAG: 80

DE: 137

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 Cuando la autoridad emita términos y condicionantes para las actividades incluidas en el III.3.2.2 alcance del PROYECTO III.3.3 Agua III.3.3.1 Cuando se derramen o viertan materiales o residuos peligrosos al mar Cuando se desvíen recursos de agua o se construyan pasos temporales de un cuerpo de III.3.3.2 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 se generen generen oresiduos enresiduos instalaciones petroleras marinas III.3.5.5 Cuando manejen 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

PAG: 81

DE: 137

29.2.- Relación de procedimientos básicos y críticos. Numero de Procedimiento PROC.OP.223-21100-PO-411-073

Descripción PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR BARRENAS TRICÓNICAS

PROC.OP.223-21100-PO-411-109 PROC.OP.223-21100-PO-411-110 PROC. OP 223-2110-PO-411-111 PROC.OP.223-21100-PO-411-114 PROC.OP.223-21100-PO-411-150 PROC.OP.223-21100-PO-411-151

PROCEDIMIENTO PARA SELECCIONAR BARRENAS DE CORTADORES FIJOS PDC PROCEDIMIENTO PARA DETERMINAR LA OPTIMIZACION DE LA HIDRÁULICA. PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR EL POZO AL INICIO DE LA INTERVENCIÓN. PROCEDIMIENTO PARA LA INTRODUCCIÓN DE APAREJO DE PRODUCCIÓN PROCEDIMIENTO PARA LA INTALACION DE CSC PROCEDIMIENTO PARA PRUEBAS HIDR ULICA DE CABEZAL Y CONJUNTO DE PREVENTORES. PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR EL POZO AL INICIO DE LA INTERVENCIÓN. PROCEDIMIENTO DE INFORMACI N NECESARIA PARA EL CONTROL DEL POZO. PROCEDIMIENTO PARA ESCARIAR PROCEDIMIENTO PARA PERFORAR PROCEDIMIENTO PARA PERFORAR BAJO BALANCE PROCEDIMIENTO PARA LAVADO DEL POZO PROCEDIMIENTO PARA METER Y SACAR TUBER A 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 PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBER A DE REVESTIMIENTO SUPERFICIALES CON NIPLE DE SELLOS PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBER A DE REVESTIMIENTO COMPLEMENTOS PROCEDIMIENTO PARA CEMENTACIONES DE TUBER A DE REVESTIMIENTO CORTAS PROCEDIMIENTO PARA EECTUAR DISPAROS DE PRODUCCIÓN PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO CBL-VDL-GR-CCL EN AGUJERO ENTUBADO. PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DE COPLES EN AGUJERO ENTUBADO EN POZOS CON EQUIPO. PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DESVIACI NCALIBRACION(DR-CAL) EN POZOS CON AGUJERO DESCUBIERTO PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO LITODENSIDADNEUTRON CON RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO. PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO NUETRONCOMPENSADO-RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO. PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO DESVIACIÓNCALIBRACION(DR-CAL) EN POZOS CON AGUJERO DESCUBIERTO

PROC.OP.223-21100-PO-411-074 PROC.OP.223-21100-PO-411-076 PROC.OP.223-21100-PO-411-102 PROC.OP.223-21100-PO-411-019 PROC.OP.223-21100-PO-411-091 PROC.OP.223-21100-PO-411-092 PROC.OP.223-21100-PO-411-102 PROC.OP.223-21100-PO-411-103

PROC. OP. 223-21100-PO-411-201 PROC. OP. 223-21100-PO-411-202 PROC. OP. 223-21100-PO-411-203 PROC.OP.223-21100-PO-411-244 PROC.OP.223-21100-PO-411-247 PROC.OP.223-21100-PO-411-248 PROC.OP.223-21100-PO-411-249 PROC.OP.223-21100-PO-411-251 PROC.OP.223-21100-PO-411-252 PROC.OP.223-21100-PO-411-249 PROC.OP.223-21100-PO-411-251 PROC.OP.223-21100-PO-411-252

LOC. ARTESA 62

PROCEDIMIENTO PARAGAMMA LA TOMA REGISTRO LITODENSIDADNEUTRON CON RAYOS ENDE AGUJERO DESCUBIERTO. PROCEDIMIENTO PARA LA TOMA DE REGISTRO NUETRONCOMPENSADO-RAYOS GAMMA EN AGUJERO DESCUBIERTO.

GMDIP APMM

PAG: 82

Número de Procedimiento 223-21100-PO-411-001 223-21100-PO-411-008 223-21100-PO-411-009 223-21100-PO-411-010 223-21100-PO-411-011 223-21100-PO-411-012 223-21100-PO-411-013 223-21100-PO-411-015 223-21100-PO-411-016 223-21100-PO-411-019 223-21100-PO-411-024 223-21100-PO-411-031 223-21100-PO-411-032 223-21100-PO-411-075 223-21100-PO-411-076 223-21100-PO-411-078 223-21100-PO-411-091 223-21100-PO-411-092 223-21100-PO-411-093 223-21100-PO-411-094 223-21100-PO-411-095 223-21100-PO-411-096 223-21100-PO-411-097 223-21100-PO-411-101 223-21100-PO-411-102 223-21100-PO-411-103 223-21100-PO-411-105 223-21100-PO-411-107 223-21100-PO-411-109 223-21100-PO-411-110 223-21100-PO-411-111 223-21100-PO-411-112 223-21100-PO-411-113 223-21100-PO-411-114 223-21100-PO-411-150 223-21100-PO-411-151 223-21100-PO-411-152 223-21100-PO-411-153 223-21100-PO-411-154 223-21100-PO-411-155 223-21100-PO-411-156 223-21100-PO-411-157 223-21100-PO-411-158 223-21100-PO-411-159 223-21100-PO-411-200 223-21100-PO-411-201 LOC. ARTESA 62

DE: 137

Descripción Procedimiento de inspección tubular Procedimiento para despegar tubería Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores Procedimiento para control de brotes. Procedimiento para selección herramientas pesca. de parches paray operación tubería de de ademe, cuidadosde y operaciones. Procedimiento para herramientas conformadoras para tuberías ademe y operación. Procedimiento de herramientas reversibles para recuperación de tubería y operación. Procedimiento para operar herramientas recuperadoras de empacadores Procedimiento para la introducción de aparejos de producción con empacador integral Procedimiento para la recuperación de aparejos de producción Procedimiento parra introducir, anclar y soltar un empacador permanente con la T.F Procedimiento operativo para lavado del pozo. Procedimiento para la selección de las condiciones de operación (wr) optimas. Procedimiento general para determinar la optimización hidráulica. Procedimiento para determinar la tensión de anclaje de una tubería de revestimiento. Procedimiento para la instalación de conexiones superficiales de control. Procedimiento para prueba hidráulica de cabezal y conjunto de preventores. Procedimiento para pruebas hidráulicas de múltiple de estrangulación. Procedimiento para prueba hidráulica de la válvula de pie y macho kelly. Procedimiento para el cambio de medio árbol de válvulas por preventores de reventones. Procedimiento para la revisión del tazón del cabezal de producción. Procedimiento para el cambio del conjunto de preventores por el medio árbol de válvulas. Procedimiento para la verificación de las condiciones de acceso, localización y del medio árbol. Procedimiento para controlar el pozo al inicio de la intervención. Procedimiento de la información necesaria para el control del pozo. Procedimiento para recuperar el aparejo de producción. Procedimiento para reconocer la boca de liner (b.l.) Con tapón de cemento y/o retenedor. Procedimiento para escariar TR Procedimiento para perforar. Procedimiento para perforar bajo balance. Procedimiento para reconocer boca de TR corta (liner) y profundidad interior (p.i) Procedimiento para control de sólidos y remoción mecánica. Procedimiento para lavado de pozos. Procedimiento para meter y sacar tuberías. Procedimiento para el armado del equipo. Procedimiento para el desarmado de equipo. Procedimiento para deslizar y cortar cable del tambor principal del malacate. Procedimiento para meter tuberías de revestimiento. Procedimiento para operar herramientas de percusión. Procedimiento para pruebas hidráulicas de conexiones superficiales de control. reparación Procedimiento para string shot. de bomba de lodo. Procedimiento para conectar y desconectar tubulares. Procedimiento para cementación de tubería de revestimiento corridas. Procedimiento para realizar cementaciones de tuberías de revestimiento superficiales con niple de sellos. GMDIP APMM

PAG: 83

Número de Procedimiento 223-21100-PO-411-202 223-21100-PO-411-203 223-21100-PO-411-204 223-21100-PO-411-205 223-21100-PO-411-206 223-21100-PO-411-207 223-21100-PO-411-208 223-21100-PO-411-209 223-21100-PO-411-210 223-21100-PO-411-211 223-21100-PO-411-213 223-21100-PO-411-243 223-21100-PO-411-244

DE: 137

Descripción Procedimiento para cementación de tuberías de revestimiento complementos. Procedimiento para realizar cementación de tuberías de revestimiento cortas. Procedimiento para realizar cementación de tuberías de revestimiento con extensiones. Procedimiento para colocar tapón de cemento. Procedimiento operativo para colocar un tapón de cemento forzado. Procedimiento operativo para efectuar una prueba de alijo. Procedimiento para realizar prueba de presión con empacador recuperable. Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con empacador recuperable Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con retenedor de cemento permanente. Procedimiento operativo para efectuar bombeos diversos con unidad de alta presión. Procedimiento operativo para efectuar estimulaciones de limpia. Procedimientos para ejecución de operaciones especiales de recuperación de tuberías atrapadas. 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: 137

PAG: 84

30.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN 30.1.- Objetivo Objetivo de la terminación Obtener producción comercial hidrocarburos de las rocas del Cretácico Medio artificial con TR de explotación cementda de 5” de y un aparejo de producción decalcareas 3 ½” con mandril para sistema 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

A-24

----

Formación

Litología Producción (%) (bpd/mmpcd)

Cretácico

Aceite

Medio

negro

1300/2.19

Temp. (°C)

Presión (psi)

109

4,010

(Artesa 22)

% Mol H2S CO2 0.08 23.5 (Artesa 22)

(Artesa 22)

30.4.- Fluidos Esperados. Gastos

RGA

Temp

Presión yac.

% Mol

Aceite (bpd)

Gas mmpcd

Agua (bpd)

m3 / m 3

(°C)

(kg/cm2))

H2S

CO2

600

0.8

---

---

109

4010

0.08

23.5

°API ---

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

Actualizado: 29-07-2013

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 85

DE: 137

30.4.1.- Fluidos Aportados Pozos Correlación

Artesa 24

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 86

DE: 137

Artesa 22

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 87

DE: 137

Artesa 21

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 88

DE: 137

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 CO 2, 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

Empacante

Fluido empacante

Inducción

Nitrógeno

Estimulación

LOC. ARTESA 62

HCL

Densidad (gr/cm)

Volumen (m³)

Aditivos

Observaciones

1.0

± 86

Biocida Anticorrosivo

---

0.81*

± 50,000

---

Inducción de pozo

± 100

HCL, Solventes, Divergentes

Fluidos de Estimulación

1.07

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 89

30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada 30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación Pozo

Intervalo (md)

Formación

Temp. (°C)

Presión (psi)

A-22

3,440 – 3,494

Aceite negro

117

4,053

---

Por 3/8” Ptp: 610psi,

---

Por 5/8” Ptp= 597

ARTESA 24

3,605 – 3,620 3,628 – 3,647

ARTESA 26

3423 - 3466 Ranurado

98% aceite, 1% agua, salin: 54000ppm, Qaceite: 936.1bpd, Qagua: 0.94bpd 65% aceite, 35% agua, Qaceite: 1101bpd

30.9.- Registros REGISTRO Ultrasónico de cementación Giroscópico

INTERVALO (m)

OBSERVACIONES

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

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 90

30.11.- Diseño del Aparejo de Producción Descripción Zapata guía con asiento expulsable 3 1/2", 9.2 Lb/ft, Vamtop.

D.E.

D.I.

(pg)

(pg)

Drift (pg)

Peso

Grado

Junta

lb/pie

LONG (m)

Intervalo (mdbmr) De

A

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

11.67

0.00

11.67

E.M.R

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 

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 91

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) 3 ½”

TRC-95

3 ½”

L-80

Grado

Peso Conexión (lb/p) 9.20 VAMTOP

D.I. (pg) 2.992

Drift (pg) 2.867

Apriete Opt. (lbs-pie) 3,020

Apriete Máx. (lbs-pie) 3,320

9.20

2.992

2.867

2,900

3,190

VAMTOP

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

PROFUNDIDAD DESCRIPCION DE

PESO LB/PIE

GRADO

A

ID

OD

DRIFT

3269.62

3271.85


35

ALLOY

2.750

5.602

2.625

3258.06

3258.37

NIPLE NO-GO

9.2

N-80

3.5

2.312

2.75

3245.56

3246.81


9.2

ALLOY

2.812

5.562

2.812

3233.36

3236.26

Mandril porta sensor

9.2

N-80

2.992

3 1/2

2.867

3175.95

3178.62

Mandril de Bolsillo

9.2

N-80

2.992

3 1/2

2.867

TENSI ON

(1000 Xlbsf)

RESISTENCIA CONE P. COLAP XION SO (1000X (psi) lbsf)

Máx. ΔP: 10000 psi Máx Tem: 204 ºC

14181

12736

12880

14120

10350

10350

285

13970

13530

285

13970

13530

P trabajo:10000psi Máx Tem:176 ºC

C/tapon Dummy

LOC. ARTESA 62

P. INT. (psi)

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 92

30.13.- Presiones criticas durante los tratamientos. Descripción Inducción Estimulación* Producción

Presión en el aparejo de producción (psi) Superficie (Ps) Fondo 0 0 ±3,500 ±500

Ph + Ps Pwf

Observaciones Considerando aparejo vacío. Fluido de la estimulación HCl al 15% - 1.075 gr/cc. Respaldar TP con diferencial EA-AP de 2000psi 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

Temp. Densidad Fase Penetración Diámetro Explosivo Trabajo (c/m) (grados) (pg) (pg) (°C)

Técnica de Observaciones disparo

PSE Pistolas 20 45° 9.37 0.48 HMX 185 Bajo balance 2 ⅛” 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 trabajoser dedefinido inducción pozo. El tipocon y volumen fluido requerido para la estimulación durante del pozoeldeberá en del forma conjunta la UNP. de El diseño debe considerar que la disolución de material calcáreo en zonas fracturadas puede comunicar fracturas productoras de agua salada.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 93

DE: 137

30.16.- Conexiones Superficiales De Control. 30.16.1.- Descripción General Del Árbol De Producción

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

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

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 94

DE: 137

30.17.- Pozos De Correlación

ARTESA 24

RESUMEN DE LA TER MIN ACI N  

LOC. ARTESA 62

Perforó a 3700m, se de 5” dejando depor 3650 -3593m tubería perforada conintrodujo agujero el deliner ¾”, 13perforaciones metro. Efectuó estimulación con 10 m3 de HCL al 15% alcanzando una Pmáx=3,500psi.

GMDIP APMM

PAG: 95

DE: 137

ARTESA - 22

RESUMEN DE LA TERMINACIÓN 

SELLOS MV

3,449-3,461m



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.

3,482-3,494m

KM

LOC. ARTESA 62

Qo=900 [bpd]; Qgi=1.16 [mmpcd]; Ptp=72 2

[kg/cm ]; Ø Est.= 1/2”; °API=25

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 96

ARTESA - 21

RESUMEN DE T ERMINACI N 



KM

LOC. ARTESA 62

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

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

Qo=1,006 [bpd]; Qgi=1.47 [mmpcd]; Ptp=53 2

[kg/cm ]; Ø Est.= 1/2”; °API=25

GMDIP APMM

PAG: 97

DE: 137

ARTESA - 26

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 98

DE: 137

30.18.- Programa De Intervención No. Actividad Global

ACTIVIDAD ESPECÍFICA - DESCRIPCIÓN DE LA OPERACIÓN

Tiempo estim (hrs.)

Tiempo (dias)

Tiempo acum. (días)

72

3.0

3.0

36

1.5

4.5

12

0.5

5

12

0.5

5.5

ACTIVIDADES PREVIAS A LA TERMINACIÓN Reconocer boca de liner de 7” y de 5”: 

1

RECONOCER PI



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 Resistencia a la P. Int. TR 9 ⅝”, 47#, P -110 Resistencia a la P. Int. TR 7” , 32#, P-110 Resistencia a la P. Int. TR 5” , 18#, N-80

= 8,150 psi = 9,440 psi = 12,460 psi = 10,140 psi

(80% = 6, 520 psi) (80% = 7,552 psi) (80% = 9,968 psi) (80% = 8,112 psi)

INICIO DE LA TERMINACIÓN

2

3

4

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 ESCARIAR TR´s 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.).

LAVADO DE POZO

TOMAR REGISTROS

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. 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 ladecalibrada encontrarenalguna resistencia por minima que seaa durante la tubería ranurada, sacar sonda superficie y tomar el registro giroscópico de esa profundidad a la superficie.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 99

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

INTRODUCCIÓN 5 DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN

LONG

Intervalo (mdbmr)

(m)

De

A

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

0.25

3299.75

3300.00

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

27.90

3271.85

3299.75


2.23

3269.62

3271.85

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

9.34

3260.28

3269.62

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

1.91

3258.37

3260.28

NIPLE NO-GO

0.31

3258.06

3258.37

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

1.90

3256.16

3258.06

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

9.35

3246.81

3256.16


1.25

3245.56

3246.81

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto Mandril porta sensor

9.30 2.90

3236.26 3233.36

3245.56 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

1822.47

1810.35

12.12

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

48

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. LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

2.0

7.5

PAG: 100

DE: 137

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 2 ½”del hasta +/- 3230am± (camisa) c. Ajustar profundidad deS.P. anclaje empacador 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

7

DESPLAZAR FLUIDOS

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

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

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 101

8

INSTALAR CSC

DE: 137

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”.

48

2.0

10.5

48

2.0

12.5

120

5

17.5

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

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: 

9

DISPARAR

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.



10

EVAUAR INTERVALO FORMACIÓN KM

Intervalo a definir con los registros eléctricos tomados durante la perforación

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.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 102

DE: 137

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 flexiblehasta 1 ½” la porprofundidad etapas de 500 m. desplazando agua por nitrógeno de inducción del pozoel (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 LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 103

DE: 137

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.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 104

DE: 137

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 Empacador hidráulico semi-permanente modelo "FHL" para TR 7" 32-38 Lb/ft, vamtop 1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop Comb. 3 1/2" P) Vamtop x C) 8hrr NIPLE NO-GO Comb. 3 1/2" P) 8hrr x C) Vamtop 1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2Lb/ft, Vamtop Camisa deslizable CMD Perfi F (T. Max 160°)

3271.85

3299.75

3269.62

3271.85

3260.28 3258.37 3258.06 3256.16 3246.81 3245.56

3269.62 3260.28 3258.37 3258.06 3256.16 3246.81

1 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamto Mandril porta sensor 6 T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop Mandril de Bolsillo C/tapon Dummy N T TP 3 1/2", L-80, 9.2 Lb/ft, Vamtop N T TP 3 1/2", TRC-95, 9.2 Lb/ft, Vamtop Colgador integral 11"x 7 1/16" x 3 1/2", 5M E.M.R

3236.26 3233.36 3178.62 3175.95 1822.47 12.12 11.67 0.00

3245.56 3236.26 3233.36 3178.62 3175.95 1822.47 12.12 11.67

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 105

DE: 137

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 Pruebas de admisión (de requerirse obturar intervalos abiertos) Registro de cementación, giroscópico, disparar intervalos

UNIDAD DE ALTA PRESIÓN UNIDAD DE REGISTROS U. DE PRUEBAS HIDRAULICAS UNIDAD DE NITROGENO U. TUBERIA FLEXIBLE EQUIPO DE MEDICION

Probar CSC, cabezal, preventor y árboles Desplazar fluidos Desplazar fluidos, Reconocer PI, abrir /cerrar camisa, calibrar Aforo y medición

30.20.2.- Materiales y Servicios CANT

U.M.

1,800 1,500 1 1 60

M M SERV SERV DIAS

1 400 400 1 2 2 1 1 1 1 1 1

DESCRIPCIÓN

ADQUISIÓN DE TP 3 ½” TRC-95, 9.2 LB/PIE, VAMTOP ADQUISI N DE TP 3 ½” L-80, 9.2 LB/PIE, VAMTOP PRUEBAS HIDRAULICAS RENTA DE GEOMEMBRANA RENTA DE TRAILER HABITACION (3) RENTA DE MOLINOS, ESCAREADOR, MARTILLOS, SERV PESCANTES Y ZAPATAS 20 L AGUA PARA PERSONAL BOLSA HIELO PARA PERSONAL SERV ASESORIA DE SEGURIDAD SERV TRANSPORTE DE FLUIDOS SERV BOMBEO DE N2 SERV TOMA DE REGISTRO EMPACADOR INTEGRAL HIDRÁULICO RECUPERABLE PZA PARA TR DE 7” 32 LB/PIE DE 7,500 PSI. PZA CAMISA DESLIZABLE MECÁNICA 3 ½” PZA MANDRIL DE BOLSILLO PARA V LVULA DE BN PZA VÁLVULA DE BN SERV REGISTRO ULTRASÓNICO DE CEMENTACIÓN

LOC. ARTESA 62

RESPONSABLE UNP UNP UNP UNP UNP UNP UNP UNP UNP ACTIVO UNP UNP UNP UNP ACTIVO ACTIVO UNP

GMDIP APMM

PAG: 106

DE: 137

30.21.- Costos Estimados de la Terminación INSUMOS DE LA INTERVENCIÓN

INFERIOR

TOTALES

INTERVALO 8,100.00

8,100.00

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

44,787.77

44,787.77

AGUA PURIFICADA PARA PERSONAL CAMISA

ESCARIADOR HIELO LETRINAS

6,752.02

6,752.02

24,325.81

24,325.81

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

MOLINO

16,031.00

16,031.00

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 APRIETE COMPUTARIZADO SERVICIO DE BACHE

SERVICIO DE FLUIDO

337,841.47

337,841.47

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

4,124,900.00

4,124,900.00

12,239,818.20

12,239,818.20

SERVICIO DE INDUCCION

TUBERIA DE PRODUCCION

Total Insumos por Intervalo :

30.21.1.- Costo Integral de la Intervención. CUOTAS Y TARIFAS APLICADAS A LA INTERVENCIÓN TARIFA DE LOGISTICA TARIFA DE MANTENIMIENTO DE EQUIPO TARIFA DE MOVIMIENTO DE EQUIPO TARIFA DE OPERACION DE EQUIPO

Total Cuotas Y Tarifas por Intervalo :

INFERIOR

TOTALES

INTERVALO

0.00

0.00

952,870.82 0.00 3,527,818.20

952,870.82 0.00 3,527,818.20

4,480,689.02

4,480,689.02

TOTALES DE LA INTERVENCIÓN COSTOS DIRECTOS POR FASE

$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%)

TOTAL DE INTERVALO : COSTO INTEGRAL DE LA INTERVENCION:

LOC. ARTESA 62

$0.00 $17,966,739.22

$16,720,507.22

$0.00 $17,966,739.22

$17,966,739.22

GMDIP APMM

PAG: 107

DE: 137

30.21.2.- Costo Integral de la Intervención.

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

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 108

DE: 137

30.22.- Procedimientos Operativos Número de Procedimiento 223-21100-PO-411-001 223-21100-PO-411-008 223-21100-PO-411-009 223-21100-PO-411-010 223-21100-PO-411-011 223-21100-PO-411-012 223-21100-PO-411-013 223-21100-PO-411-015 223-21100-PO-411-016 223-21100-PO-411-019 223-21100-PO-411-024 223-21100-PO-411-031 223-21100-PO-411-075 223-21100-PO-411-076 223-21100-PO-411-078 223-21100-PO-411-091 223-21100-PO-411-092 223-21100-PO-411-093 223-21100-PO-411-094 223-21100-PO-411-095 223-21100-PO-411-096 223-21100-PO-411-097 223-21100-PO-411-101 223-21100-PO-411-102 223-21100-PO-411-103 223-21100-PO-411-105 223-21100-PO-411-107 223-21100-PO-411-109 223-21100-PO-411-110 223-21100-PO-411-112 223-21100-PO-411-113 223-21100-PO-411-114 223-21100-PO-411-150 223-21100-PO-411-151 223-21100-PO-411-152 223-21100-PO-411-155 223-21100-PO-411-156 223-21100-PO-411-159 223-21100-PO-411-205 223-21100-PO-411-206 223-21100-PO-411-207 223-21100-PO-411-208 223-21100-PO-411-209 223-21100-PO-411-210 223-21100-PO-411-211 223-21100-PO-411-213 223-21100-PO-411-243 223-21100-PO-411-244

Descripción Procedimiento de inspección tubular Procedimiento para despegar tubería Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores Procedimiento para control de brotes. Procedimiento para selección y operación de herramientas de pesca. Procedimiento de parches para tubería de ademe, cuidados y operaciones. Procedimiento para herramientas conformadoras para tuberías ademe y operación. Procedimiento de herramientas reversibles para recuperación de tubería y operación. Procedimiento para operar herramientas recuperadoras de empacadores Procedimiento para la introducción de aparejos de producción con empacador integral Procedimiento para la recuperación de aparejos de producción Procedimiento para introducir, anclar y soltar un empacador permanente con la T.F Procedimiento para la selección de las condiciones de operación (wr) optimas. Procedimiento general para determinar la optimización hidráulica. Procedimiento para determinar la tensión de anclaje de una tubería de revestimiento. Procedimiento para la instalación de conexiones superficiales de control. Procedimiento para prueba hidráulica de cabezal y conjunto de preventores. Procedimiento para pruebas hidráulicas de múltiple de estrangulación. Procedimiento para prueba hidráulica de la válvula de pie y macho kelly. Procedimiento para el cambio de medio árbol de válvulas por preventores de reventones. Procedimiento para la revisión del tazón del cabezal de producción. Procedimiento para el cambio del conjunto de preventores por el medio árbol de válvulas. Procedimiento para la verificación de las condiciones de acceso, localización y del medio árbol. Procedimiento de parala controlar el pozo al inicio de el la control intervención. Procedimiento información necesaria para del pozo. Procedimiento para recuperar el aparejo de producción. Procedimiento para reconocer la boca de Liner (B.L.) Con tapón de cemento y/o retenedor. Procedimiento para escariar TR. Procedimiento para perforar. Procedimiento para reconocer boca de TR corta (Liner) y profundidad interior (P.I) Procedimiento para control de sólidos y remoción mecánica. Procedimiento para lavado de pozos. Procedimiento para meter y sacar tuberías. Procedimiento para el armado del equipo. Procedimiento para el desarmado de equipo. Procedimiento para operar herramientas de percusión. Procedimiento para pruebas hidráulicas de conexiones superficiales de control. Procedimiento para conectar y desconectar tubulares. Procedimiento para colocar tapón de cemento. Procedimiento operativo para colocar un tapón de cemento forzado. Procedimiento operativo para efectuar una prueba de alijo. Procedimiento para realizar prueba de presión con empacador recuperable. Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con empacador recuperable Procedimiento operativo para efectuar una cementación forzada con retenedor de cemento permanente. Procedimiento operativo para efectuar bombeos diversos con unidad de alta presión. Procedimiento operativo para efectuar estimulaciones de limpia. Procedimientos para ejecución de operaciones especiales de recuperación de tuberías atrapadas. Procedimiento para efectuar disparos de producción.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 109

31.- ANEXOS ANEXO A: Geopresiones Prof. MD

Prof. TVD

Grad. Poro gr/cc

Fractura Total gr/cc

Prof. MD

Prof. TVD

Grad. Poro gr/cc

Fractura Total gr/cc

45.42 90.84 113.55 145.72 172.21 200.60 255.48 283.87 300.00 314.15 333.07 342.54 352.00 353.89 357.68 369.03

45.42 90.84 113.55 145.72 172.21 200.60 255.48 283.87 300.00 314.15 333.07 342.54 352.00 353.89 357.68 369.03

1.04 1.02 1.05 1.04 1.05 1.03 1.06 1.04 1.07 1.05 1.02 0.89 0.99 0.96 0.89 0.94

1.32 1.40 1.43 1.45 1.46 1.46 1.49 1.48 1.50 1.49 1.48 1.42 1.47 1.45 1.42 1.44

501.50 516.64 518.54 528.00 535.57 541.24 548.81 560.17 567.74 584.77 592.34 598.02 613.16 622.62 628.30 632.08

501.50 516.64 518.54 528.00 535.57 541.24 548.81 560.17 567.74 584.77 592.34 598.02 613.16 622.62 628.30 632.08

1.00 0.95 0.86 0.92 0.94 0.94 0.98 0.98 0.96 0.96 0.99 0.99 1.02 1.03 1.02 1.02

1.50 1.47 1.42 1.46 1.46 1.47 1.49 1.49 1.48 1.48 1.50 1.50 1.51 1.52 1.52 1.52

378.49 382.28 387.96 393.63 397.42 399.31 401.20 414.45 420.13 422.02 427.70 431.48 435.27 444.73 450.41 456.08 469.33 478.79 488.26 827.01 842.15

378.49 382.28 387.96 393.63 397.42 399.31 401.20 414.45 420.13 422.02 427.70 431.48 435.27 444.73 450.41 456.08 469.33 478.79 488.26 827.01 842.15

0.97 1.00 1.06 1.06 0.91 1.02 0.86 0.84 0.86 0.89 0.96 0.99 0.94 0.97 0.92 0.95 0.98 1.00 1.04 1.06 1.02

1.46 1.48 1.51 1.51 1.44 1.49 1.41 1.40 1.41 1.43 1.46 1.48 1.45 1.47 1.45 1.46 1.48 1.49 1.51 1.56 1.54

641.55 647.22 651.01 656.68 660.47 668.04 679.39 692.64 702.10 704.00 717.24 734.28 745.63 753.20 768.34 777.80 791.05 809.97 819.44 1159.32 1166.14

641.55 647.22 651.01 656.68 660.47 668.04 679.39 692.64 702.10 704.00 717.24 734.28 745.63 753.20 768.34 777.80 791.05 809.97 819.44 1159.32 1166.14

0.99 0.99 0.99 0.98 0.96 0.96 0.97 1.00 1.00 0.99 1.00 1.02 1.05 1.03 1.02 1.02 1.03 1.08 1.08 0.92 0.90

1.51 1.51 1.51 1.50 1.49 1.49 1.50 1.52 1.52 1.51 1.52 1.53 1.54 1.53 1.53 1.53 1.54 1.57 1.57 1.51 1.50

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 110

Prof. MD

Prof.

Grad. Poro

Fractura Total

Prof.

Prof.

Grad. Poro

Fractura Total

TVD

gr/cc

gr/cc

MD

TVD

gr/cc

gr/cc

847.82 862.96 878.10

847.82 862.96 878.10

1.00 1.00 1.03

1.53 1.53 1.55

1171.81 1176.36 1179.76

1171.81 1176.36 1179.76

0.96 0.99 1.04

1.53 1.55 1.57

891.35 908.38 912.17 921.63 932.98 938.66 955.69 961.37 965.16 978.40 980.30 991.65 1001.11 1012.47 1029.50 1033.29 1052.21

891.35 908.38 912.17 921.63 932.98 938.66 955.69 961.37 965.16 978.40 980.30 991.65 1001.11 1012.47 1029.50 1033.29 1052.21

1.05 0.99 1.00 1.04 1.02 0.88 1.06 1.05 1.02 0.94 0.96 1.03 1.03 1.03 1.03 1.03 1.00

1.56 1.53 1.54 1.56 1.54 1.48 1.57 1.56 1.55 1.51 1.52 1.56 1.56 1.56 1.56 1.56 1.55

1182.03 1187.71 1196.79 1201.34 1204.74 1211.56 1219.50 1228.59 1230.86 1234.26 1237.67 1244.48 1255.84 1260.38 1269.46 1271.74 1280.82

1182.03 1187.71 1196.79 1201.34 1204.74 1211.56 1219.50 1228.59 1230.86 1234.26 1237.67 1244.48 1255.84 1260.38 1269.46 1271.74 1280.82

1.07 1.07 1.07 1.07 1.07 1.04 1.04 1.07 1.05 1.06 1.03 1.03 1.00 1.04 1.04 1.06 1.04

1.59 1.59 1.59 1.59 1.59 1.57 1.57 1.59 1.58 1.59 1.57 1.57 1.56 1.58 1.58 1.59 1.58

1069.24 1073.03 1080.60 1088.92 1094.60 1098.01 1103.68 1110.50 1113.90 1121.85 1126.39 1128.67 1130.94 1138.88 1140.02 1144.56 1147.97 1151.37 1154.78 1418.21 1422.75

1069.24 1073.03 1080.60 1088.92 1094.60 1098.01 1103.68 1110.50 1113.90 1121.85 1126.39 1128.67 1130.94 1138.88 1140.02 1144.56 1147.97 1151.37 1154.78 1418.21 1422.75

1.02 1.05 1.04 1.06 0.96 0.89 1.04 1.02 0.99 0.97 0.97 0.97 0.98 0.97 0.97 0.97 0.96 0.95 0.94 1.12 1.11

1.56 1.58 1.57 1.58 1.53 1.50 1.57 1.56 1.55 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.54 1.53 1.53 1.52 1.62 1.62

1291.04 1294.45 1304.66 1314.88 1326.24 1336.46 1343.27 1356.90 1360.30 1368.25 1372.79 1378.47 1386.42 1387.55 1388.69 1392.10 1398.91 1401.18 1410.26 1688.46 1715.71

1291.04 1294.45 1304.66 1314.88 1326.24 1336.46 1343.27 1356.90 1360.30 1368.25 1372.79 1378.47 1386.42 1387.55 1388.69 1392.10 1398.91 1401.18 1410.2 1688.46 1715.71

1.06 1.04 1.00 1.03 1.04 1.03 1.04 1.06 1.11 1.11 1.11 1.12 1.12 1.10 1.07 1.07 1.08 1.10 1.13 1.21 1.22

1.59 1.58 1.56 1.57 1.58 1.57 1.58 1.59 1.61 1.61 1.61 1.62 1.62 1.61 1.60 1.60 1.60 1.61 1.63 1.68 1.68

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 111

Prof. MD

Prof. TVD

Grad. Poro

Fractura Total

Prof.

Prof.

Grad. Poro

Fractura Total

gr/cc

gr/cc

MD

TVD

gr/cc

gr/cc

1432.97 1438.65 1447.73

1432.97 1438.65 1447.73

1.11 1.14 1.13

1.62 1.63 1.63

1724.79 1727.06 1757.72

1724.79 1727.06 1757.72

1.23 1.20 1.24

1.69 1.67 1.69

1448.87 1461.36 1465.90 1479.53 1485.21 1486.34 1487.48 1489.75 1494.29 1498.83 1501.10 1506.78 1514.73 1518.13 1526.08 1529.49 1530.62

1448.87 1461.36 1465.90 1479.53 1485.21 1486.34 1487.48 1489.75 1494.29 1498.83 1501.10 1506.78 1514.73 1518.13 1526.08 1529.49 1530.62

1.16 1.15 1.17 1.23 1.17 1.14 1.08 1.03 1.07 1.14 1.16 1.19 1.19 1.20 1.22 1.24 1.24

1.65 1.64 1.65 1.68 1.65 1.63 1.61 1.58 1.60 1.64 1.65 1.66 1.66 1.66 1.68 1.69 1.69

1784.97 1790.65 1806.55 1815.63 1819.04 1824.71 1836.07 1846.29 1857.64 1873.54 1880.35 1883.76 1890.57 1898.52 1900.79 1912.15 1918.96

1784.97 1790.65 1806.55 1815.63 1819.04 1824.71 1836.07 1846.29 1857.64 1873.54 1880.35 1883.76 1890.57 1898.52 1900.79 1912.15 1918.96

1.29 1.29 1.23 1.20 1.17 1.21 1.21 1.20 1.22 1.21 1.23 1.24 1.24 1.19 1.17 1.16 1.24

1.72 1.72 1.69 1.67 1.66 1.68 1.68 1.67 1.69 1.68 1.69 1.70 1.70 1.67 1.66 1.66 1.70

1537.44 1540.84 1549.93 1553.33 1555.61 1563.55 1571.50 1572.64 1576.04 1579.45 1581.72 1586.26 1595.35 1605.57 1608.97 1614.65 1619.19 1621.46 1647.58 2035.92 2039.33

1537.44 1540.84 1549.93 1553.33 1555.61 1563.55 1571.50 1572.64 1576.04 1579.45 1581.72 1586.26 1595.35 1605.57 1608.97 1614.65 1619.19 1621.46 1647.58 2035.91 2039.32

1.21 1.16 1.13 1.13 1.12 1.20 1.14 1.03 1.00 1.08 1.10 1.15 1.17 1.16 1.17 1.21 1.20 1.20 1.22 1.17 1.20

1.67 1.65 1.63 1.63 1.63 1.67 1.64 1.58 1.57 1.61 1.61 1.64 1.66 1.65 1.66 1.67 1.67 1.67 1.68 1.67 1.68

1926.91 1930.31 1934.85 1941.67 1951.89 1957.56 1958.70 1971.19 1978.00 1980.27 1984.82 1991.63 1997.31 2001.85 2002.98 2007.53 2020.02 2021.15 2030.24 2396.12 2401.21

1926.91 1930.31 1934.85 1941.67 1951.89 1957.56 1958.70 1971.19 1978.00 1980.27 1984.82 1991.63 1997.31 2001.85 2002.98 2007.53 2020.02 2021.15 2030.23 2382.23 2386.78

1.24 1.20 1.15 1.16 1.19 1.16 1.14 1.17 1.17 1.19 1.19 1.20 1.20 1.15 1.13 1.10 1.14 1.14 1.16 1.11 1.10

1.70 1.68 1.65 1.66 1.67 1.66 1.65 1.67 1.67 1.67 1.67 1.68 1.68 1.66 1.65 1.63 1.65 1.65 1.66 1.65 1.64

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 112

Prof. MD

Prof. TVD

Grad. Poro

Fractura Total

Prof.

Prof.

Grad. Poro

Fractura Total

gr/cc

gr/cc

MD

TVD

gr/cc

gr/cc

2040.46 2047.29 2051.84

2040.45 2047.27 2051.81

1.20 1.16 1.14

1.68 1.67 1.65

2422.97 2443.72 2452.88

2406.08 2424.25 2432.19

1.11 1.12 1.10

1.65 1.65 1.64

2057.53 2062.08 2066.64 2070.06 2079.17 2083.73 2094.01 2103.16 2110.02 2113.46 2122.63 2131.81 2139.86 2142.16 2145.62 2146.76 2153.69

2057.49 2062.03 2066.57 2069.98 2079.06 2083.60 2093.82 2102.91 2109.72 2113.13 2122.21 2131.29 2139.24 2141.51 2144.92 2146.05 2152.87

1.14 1.15 1.16 1.17 1.14 1.14 1.14 1.14 1.15 1.15 1.16 1.17 1.15 1.14 1.13 1.13 1.12

1.65 1.66 1.67 1.67 1.65 1.65 1.65 1.66 1.66 1.66 1.67 1.67 1.66 1.66 1.65 1.65 1.65

2479.24 2493.75 2505.61 2513.53 2517.48 2526.71 2535.94 2538.58 2546.49 2553.08 2557.04 2564.95 2566.27 2571.55 2574.18 2578.13 2592.63

2454.90 2467.39 2477.61 2484.43 2487.83 2495.78 2503.73 2506.00 2512.81 2518.49 2521.90 2528.71 2529.85 2534.39 2536.66 2540.06 2552.55

1.12 1.08 1.16 1.15 1.20 1.21 1.21 1.19 1.16 1.19 1.22 1.28 1.29 1.30 1.16 1.22 1.24

1.65 1.64 1.68 1.67 1.69 1.70 1.70 1.69 1.68 1.69 1.71 1.74 1.74 1.75 1.68 1.71 1.72

2171.03 2207.10 2240.00 2264.92 2281.65 2292.47 2298.50 2314.25 2332.57 2341.17 2346.10 2347.34 2353.53 2356.00 2358.49 2369.70 2374.70 2379.72 2387.27 2787.78 2807.56

2169.90 2205.10 2236.89 2260.74 2276.63 2286.85 2292.53 2307.29 2324.32 2332.27 2336.81 2337.95 2343.63 2345.90 2348.17 2358.39 2362.93 2367.47 2374.28 2720.61 2737.64

1.12 1.14 1.13 1.14 1.17 1.13 1.00 1.02 1.00 1.06 1.08 1.13 1.08 1.04 1.02 1.05 1.07 1.10 1.11 1.37 1.35

1.65 1.66 1.65 1.66 1.68 1.66 1.59 1.60 1.59 1.62 1.63 1.66 1.63 1.61 1.60 1.62 1.63 1.64 1.64 1.79 1.78

2601.86 2605.82 2612.42 2615.06 2621.65 2630.87 2632.20 2646.70 2658.57 2670.43 2678.34 2692.84 2706.04 2709.98 2731.08 2749.54 2757.45 2774.59 2782.50 3312.55 3331.00

2560.50 2563.91 2569.59 2571.86 2577.54 2585.48 2586.62 2599.11 2609.33 2619.55 2626.36 2638.85 2650.21 2653.61 2671.78 2687.68 2694.49 2709.25 2716.06 3172.53 3188.42

1.27 1.23 1.16 1.12 1.19 1.27 1.28 1.28 1.28 1.32 1.30 1.31 1.31 1.30 1.31 1.35 1.35 1.35 1.33 1.37 1.33

1.73 1.71 1.68 1.66 1.69 1.73 1.74 1.74 1.74 1.76 1.75 1.76 1.76 1.75 1.76 1.78 1.78 1.78 1.77 1.81 1.79

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 113

Prof. MD

Prof. TVD

Grad. Poro

Fractura Total

Prof.

Prof.

Grad. Poro

Fractura Total

gr/cc

gr/cc

MD

TVD

gr/cc

gr/cc

2839.20 2855.03 2873.48

2764.89 2778.52 2794.41

1.32 1.41 1.41

1.77 1.81 1.81

3341.55 3353.42 3370.56

3197.51 3207.73 3222.49

1.35 1.35 1.37

1.80 1.80 1.81

2887.98 2914.35 2940.72 2959.19 2982.92 3005.33 3021.16 3035.66 3046.21 3064.67 3075.21 3092.35 3110.81 3134.55 3147.73 3163.56 3179.37

2806.90 2829.61 2852.32 2868.22 2888.66 2907.96 2921.59 2934.08 2943.16 2959.06 2968.14 2982.90 2998.80 3019.24 3030.59 3044.22 3057.84

1.43 1.40 1.39 1.44 1.39 1.35 1.37 1.35 1.38 1.37 1.36 1.35 1.30 1.32 1.33 1.36 1.37

1.82 1.81 1.80 1.83 1.81 1.78 1.80 1.78 1.80 1.80 1.79 1.79 1.76 1.78 1.78 1.80 1.80

3379.79 3390.34 3402.20 3407.47 3420.67 3261.12 3266.39 3279.58 3433.85 3453.62 3462.85 3473.40 3482.63 3494.49 3511.63 3519.55 3520.86

3230.44 3239.52 3249.74 3254.28 3265.64 3128.24 3132.78 3144.14 3276.99 3294.02 3301.97 3311.05 3319.00 3329.22 3343.98 3350.80 3351.93

1.38 1.36 1.32 1.32 1.33 1.32 1.32 1.39 1.36 1.36 1.35 1.31 1.30 1.29 1.30 1.24 1.21

1.82 1.80 1.79 1.79 1.79 1.78 1.78 1.82 1.81 1.81 1.80 1.79 1.78 1.77 1.78 1.75 1.74

3184.64 3195.20 3217.61 3229.48 3242.67 3284.85

3062.38 3071.47 3090.77 3100.99 3112.35 3148.68

1.37 1.33 1.29 1.27 1.31 1.39

1.80 1.79 1.76 1.75 1.78 1.82

3522.19 3524.82 3532.73 3547.24 3620.00

3353.07 3355.34 3362.15 3374.64 3437.09

1.07 0.95 0.89 0.94 0.91

1.67 1.60 1.57 1.60 1.59

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 114

DE: 137

ANEXO B: Diseño de tuberías de revestimiento B.1.- Resumen.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 115

DE: 137

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

PAG: 116

DE: 137

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

PAG: 117

DE: 137

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

PAG: 118

DE: 137

B.4 - Etapa de 8 ½” – Liner 7” 32 lbs/ft, P-110 HD513 2390 – 3483m

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 119

DE: 137

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

PAG: 120

DE: 137

Etapa de 6” – Liner 5” 18 lbs/ft, N-80 VFJL 3275 – 3620m

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 121

DE: 137

ANEXO C: Especificación de Barrenas Propuestas C.1 – Barrena de 17 ½” TRIC, IADC: 115

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 122

DE: 137

C.2 – Barrena de 12 4” PDC, IADC: M223

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 123

DE: 137

C.3 – Barrena de 8 ½” PDC , IADC: M222

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 124

DE: 137

C.4 – Barrena de 6” PDC, IADC: M333

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 125

DE: 137

ANEXO D: Mapa de ubicación del contrapozo

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 126

DE: 137

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 H 2S) (Q) ) 0.6258 RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 500 ppm = ( (0.4546) (Fracción Mol de H 2S) (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 H 2S, se debe considerar un radio de exposición de 100 ppm de H2S igual a 3000 pies. LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 127

DE: 137

1.- Si el radio de exposición de 100 ppm de H 2S 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 H 2S 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 K L P R S T U X Y

LOC. ARTESA 62

Mínimo °F - 75 - 50 - 20 40 0 0 0 0 0

Máximo °F 180 180 180 120 150 180 250 350 650

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 128

Tabla 2. Requerimientos generales de materiales (API 6A, 16ª Edición). Partes que controlan presión, vástagos y colgador de TP Acero al carbono Acero al o de baja carbono o de aleación baja aleación Acero al carbono Acero o de baja inoxidable aleación

Clase Árbol de válvulas, de Cuerpo, Bonete y Material Brida AA BB CC

Acero inoxidable

Acero inoxidable

Presión parcial Fase de gas de H2S prueba (psia) (psia)

Características del fluido

Presión parcial CO2

No corrosivo

<7

< 0.05

CH4

Ligeramente corrosivo

7 a 30

< 0.05

5% CO2 y 95% CH4

Moderado a altamente corrosivo

> 30

< 0.05

80% CO2 y 20% CH4

<7

> 0.05

10% H2S y 90% CH4

7 a 30

> 0.05

10% H2S, 5% CO2 y 85% CH4

> 30

> 0.05

> 30

> 0.05

Acero al carbono Acero al o de baja carbono o de Ataque por H2S aleación ** baja aleación ** Acero al carbono Acero Lig. corrosivo / EE* o de baja inoxidable ** Ataque H2S aleación ** Mode. Acero FF* Acero inoxidable altamente corr. / inoxidable ** Ataque H2S Muy corrosivo y HH* CRA’S ** CRA’S ** Ataque H2S * Definido por NACE ** En combinación con NACE DD*

10% H2S, 80% CO2 y 10% CH4

G.1 Diseño del cabezal de producción y medio árbol. DATOS Presión Máxima en Superficie (psi): Temperatura Máxima en Superficie (°C / °F): Contenido CO2 (%Mol): Contenido H2S (%Mol): Producción aceite (BPD): R.G.A. (m3/m3): Producción gas (ft3/d):

2426 42 / 107.6 15 0.01 650 400 700,000

DETERMINACIÓN DE ESPECIFICACIONES Presión Parcial CO2: %Mol * Presión sistema / 100 Presión Parcial H2S: %Mol * Presión sistema / 100 Alta concentración de H2S (Si / No)

363 0.2417 No

Cercanía Crítica (Si / No) Nivel de Especificación (PSL): (Del diagrama de flujo 1) Clasificación: (Tabla 1) Requerimientos del Material (Tabla 2)

No PSL-2 U CC

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PAG: 129

DE: 137

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

INDUCCION PRODUCION INICIAL CIERRE PRUEBA DE ADMISIÓN ESTIMULACION CIERRE 2 PRODUCCION 1 AÑO JALON AL SACAR APAR EJO

1.000

0.500

0.000

-0.500

-1.000

-1.500

-2.000

-2.500 Loads, 0.0-3270.0 m

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 130

1ra sección TP 3½” , 9.2 lbs/pie, TRC-95, Vamtop Design Limits - 3 1/2" Productio n Tubin g - Section 1 - OD

20000 17500 15000 12500 10000

Initial Conditions INDUCCION PRODUCION INICIAL CIERRE PRUEBA DE ADMISIÓN ESTIMULACION CIERRE 2 PRODUCCION 1 AÑO JALON AL SACAR APAREJO

3.500 - Weight

9.20 - Grade TRC-95

Triaxial 1.250 Burst 1.125 Connection Burst 1.125

Tension 1.500

7500 5000 2500 0

Connection Compression Compression 1.800 1.500

Connection Tension 1.800

-2500 -5000 -7500 -10000 Collapse 1.125 -12500 Note: Limits are approximate -15000 -250000 -225000 -200000 -175000

-150000

-125000

-100000

-75000

-50000

-25000 0 Eff ective Tension (lbf )

25000

50000

75000

100000

125000

150000

175000

200000

225000

2da sección TP 3½” , 9.2 lbs/pie, N-80, Vamtop Design Limits - 3 1/2" Productio n Tubin g - Section 2 - OD

14000

12000 10000 8000 6000

3.500 - Weight

9.20 - Grade N-80

Initial Conditions INDUCCION PRODUCION INICIAL CIERRE PRUEBA DE ADMISIÓN Burst 1.125 Connection Burst 1.125 ESTIMULACION CIERRE 2 PRODUCCION 1 AÑO JALON AL SACAR APAREJO

Triaxial 1.250 Tension 1.500

4000 2000 0

Connection Compression Compression 1.800 1.500

Connection Tension 1.800

-2000 -4000 -6000 -8000 -10000

Collapse 1.125

-12000 Note: Limits are approximate -14000 -200000 -180000 -160000 -140000

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-120000

-100000

-80000

-60000

-40000

-20000 0 Eff ective Tension (lbf )

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

160000

180000

GMDIP APMM

PAG: 131

DE: 137

Accesorios de terminación Pistolas 2 ⅛” Power Spiral Enerjet, 20 c/m, F-45°, HMX 14.5 gr

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GMDIP APMM

PAG: 132

DE: 137

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 Materiade Temperatura 275 L-80°F

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GMDIP APMM

PAG: 133

DE: 137

Máximo peso de cola que se le puede colocar al empacador.

LOC. ARTESA 62

GMDIP APMM

PAG: 134

DE: 137

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

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L-80

GMDIP APMM

PAG: 135

LOC. ARTESA 62

DE: 137

GMDIP APMM

DE: 137

PAG: 136

ANEXO F: Diseño de Disparos (formación KM) Company: Pemex

Perforating System

Well: Artesa 62

2-1/8" Power Spiral EnerJet, HMX, 14.5 g,OD 2.125 in 45 pndlmº Phasing, 6.00 spf 0 deg10 8 6 4 2 0

0 2 4

Rock Type: Limestone RockUCS: 14112 psi Vertical Stress: 3438 psi PorePressure: 4010 psi

Water Cement Damaged Zone Formation

6 8 10

Ang le (deg) 0 45 90 135 225 270 315 Average

Clea rance To tal Pen * Form Pe n * (in) (in) (in) 0.00 8.90 7.95 0.18 9.39 8.48 0.79 9.82 9.02 1.70 9.13 8.44 1.70 9.13 8.44 0.79 9.82 9.02 0.18 9.39 8.48 0.76 9.37 8.55

Form Di a (in) 0.49 0.51 0.50 0.42 0.42 0.50 0.51 0.48 AOF (in ²/ft)

Csg EH Di a (in) 0.30 0.31 0.30 0.25 0.25 0.30 0.31 0.29 0.40 at 6.00 spf

API: Pen 2 7.20 in , EH Dia 0.32 in , 19B 1st Ed * Rock-based Model

Results are based on API and othe r test data of Schlumberger perforating systems as well as computer modeling of perforated completions. Results are provided in good faith without warranty.

Fil e: C:\Schlu mberger\SPAN-R OCK 9.0\Artesa 62.sp9

LOC. ARTESA 62

SPAN-ROCK Version 9.0.3 © Copyright 2011 Schlumberger

GMDIP APMM

Artesa 62 Ppyt Final

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