Bueno Equipo de Control de Solidos

UNIDAD DE PER FORACIÓN FORACIÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS GERENCIA DE PERFORA CIÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS SUBGERENCIA DE SERVICIOS SERVICIOS POR CONTRATO

EXPLORACION Y PRODUCCION DESCRIPCIÓN: “TRABAJOS INTEGRALES DE FLUIDOS DE CONTROL, SEPARACIÓN DE SÓLIDOS Y MANEJO DE RESIDUOS PARA SER UTILIZADOS EN POZOS PETROLEROS DE __________________”

SECCIÓN II

LICITACIÓN No:____________________ No:________________________ ____ CONTRATO No:____________________ No:________________________ ____

INFORMACIÓN GENERAL DEL PROYECTO. CONTENIDO

Anexo A: Anexo B: Anexo B-1: Anexo S

Planos y su relación. Especificaciones Generales y Particulares. Particulares. Normas. Obligaciones de Seguridad, salud ocupacional y protección ambiental de los proveedores o contratistas que realizan actividades en instalaciones de Pemex Exploracion y Producción.

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ANEXO “A” PLANOS Y SU RELACIÓN

“TRABAJO INTEGRAL DE FLUIDOS DE CONTROL, SEPARACIÓN DE SÓLI DOS Y MANEJO DE RESIDUOS PARA SER UTILIZADOS EN POZOS PETROLEROS DE __________________”

(APLICA SEGÚN REGION)

1.- LOCALIZACIÓN GENERAL CONSECUTIVO NO. DE PLANO

REVISIÓN

DESCRIPCIÓN

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ANEXO “B” ESPECIFICACIONES GENERALES Y PARTICULARES I.- OBJETIVO. II.- UBICACIÓN DE LOS TRABAJOS. III.-LUGAR DE RESIDENCIA. IV.- DEFINICIÓN Y ABREVIATURAS. V.- ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACION DE POZOS. VI.- POZOS TIPO. VII.- ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS ADITIVOS COMPLEMENTARIOS VIII.- DISEÑO Y CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS IX.- CAPACIDAD DE SELLADO DEL FLUIDO. X.- CALCULOS VOLUMETRICOS. XI.- VOLUMENES. XII.- PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN. CIRCULACIÓN. XIII.- CARACTERISTICAS DE MATERIALES SELLANTES Y OBTURANTES. XIV.- SOPORTE HIDRAULICO. HIDRAULICO. XV.- ATRAPAMIENTO DE SARTA. XVI.- EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS. EQUIPO AUXILIAR. XVII.- MANEJO DE RESIDUOS. XVIII.- INFRAESTRUCTURA INFRAESTRUCTURA XIX.- EQUIPO DE LABORATORIO PORTATIL PARA PRUEBAS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS. XX.- LABORATORIO PARA SOPORTE TECNICO. XXI.- MATERIALES Y EQUIPOS. XXII.- EJECUCION DE LOS TRABAJOS. XXIII.- ADMINISTRACION DE CONTRATO. Página 3 de 140

UNIDAD DE PER FORACIÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS GERENCIA DE PERFORA CIÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS SUBGERENCIA DE SERVICIOS POR CONTRATO


LICITACIÓN No:________________________ CONTRATO No:________________________

XXIII.1.- SOLICITUD DE INTERNA DE TRABAJO. XXIII.2.- ÓRDENES DE TRABAJO. XXIII.3.- BOLETA O REPORTE DE CAMPO. XXIII.4.- CERTIFICACION DE LOS TRABAJOS. XXIII.5.- GENERADOR DE OBRA. XXIII.6.- ESTIMACIONES. XXIII.7.- BITACORA ELECTRONICA DE OBRA. XXIV.- REPORTES. XXV.- PERSONAL DEL CONTRATISTA PERSONAL TECNICO XXVI.- TRANSPORTE. XXVII.- VERIFICACIÓN DOCUMENTAL Y FISICA DE LA PLANTA DE FLUIDOS. XXVIII.- MAQUINARIA, EQUIPO Y MATERIALES QUE PROPORCIONARÁ PEP. MAQUINARIA, EQUIPO. MATERIALES. XXIX.- SUBCONTRATACION. XXX.- DESCRIPCIÓN DETALLADA Y ALCANCE DE LOS CONCEPTOS DE TRABAJO.

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I.- OBJETIVO. I.1.- Consiste en la integración de los trabajos de diseño, manejo de fluido de perforación y terminación de pozos y equipo de control de sólidos, aprovechando la sinergia de éstos, con el propósito de optimizar los tiempos de perforación, minimizando y manejando los residuos generados en un marco de respeto al entorno ecológico. II.- UBICACIÓN DE LOS TRABAJOS II.1.- Los trabajos motivo del presente contrato se llevarán a cabo en los pozos localizados en la ___________________.

III.- LUGAR DE RESIDENCIA III.1.- La administración de este contrato será ubicada en _____________________ en la cual estarán el residente y supervisores de obra.

IV.- DEFINICIÓN Y ABREVIATURAS Para los efectos del presente contrato, considere los significados que se indican a continuación:

Anexos.- Documentos que forman parte del contrato. API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo). Atención Técnica Especializada.- Es la proporcionada por el personal técnico del CONTRATISTA encargado de realizar los trabajos objeto de este contrato. Área Operativa.- Personal usuario de Operaciones y de Ingeniería quienes fungirán como representantes de PEP ante el CONTRATISTA y quienes serán los responsables de interactuar con el CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos. Aditivos Complementarios.- Son productos químicos que no forman parte de la formulación de los sistemas de fluidos que se utilizan para eventos no previstos, tales como contaminaciones, pegaduras de tubería, invasión de fluidos de la formación y pérdidas de circulación entre otras. Ampliación de Agujero.- Actividad de perforación en el mismo intervalo para incrementar el diámetro del agujero, utilizando el mismo fluido de control. Biodegradable.- Producto orgánico capaz de ser degradado por microorganismos y/o oxigeno. Boleta de campo.- Documento generado en el lugar de los trabajos en el cual se asientan y verifican los trabajos efectuados por el CONTRATISTA. Es Validado y firmado por el Certificador de Campo y es el apoyo para poder elaborar la Certificación de los trabajos. Brote.- Manifestación liquida o de gas de las formaciones hacia a la superficie. Capacidad de almacenamiento de Planta.- Es el volumen total de fluidos de control que se almacena en tanques y presas utilizadas para el manejo del fluido.

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Capacidad Disponible.- Volúmenes disponibles de capacidad de generación de fluidos y capacidad de almacenamiento una vez descontados de su volumen total de la planta los volúmenes comprometidos en contratos vigentes. Capacidad de Generación de fluidos de control.- Volumen total del fluido de control que se prepara en la planta diariamente M3/DIA. Catálogo de Conceptos(Anexo DE-10),.- Documento que incluye todos los conceptos de trabajo objeto del contrato en el cual se establecen las cantidades estimadas a precios unitarios, las unidades de medidas empleadas, los precios unitarios y los importes correspondientes a cada concepto, el cual se utiliza para efectuar el análisis económico. Catálogo de Precios Unitarios (Anexo DE-10A).- Relación de conceptos similar a la del Anexo DE-10, con la diferencia de que no contempla volúmenes de trabajo y contiene los precios unitarios, los cuales sirven para pagar los trabajos ejecutados. Certificador de campo.- Personalidad reconocida por PEP, quien tiene la autoridad para certificar los trabajos efectuados, pudiendo ser el Superintendente de Plataforma, Ingeniero de Proyecto, Coordinador de Operaciones, Inspector Técnico de Perforación, Inspector Técnico de Reparación ò quien PEP designe. Certificación de los trabajos.- Documento con el cuál el Residente o Supervisor de Obra revisa los volúmenes de trabajo de la Boleta de Campo y los transfiere al formato correspondiente, adicionando la información presupuestal; este documento se utiliza como apoyo para el pago de la estimación. Concepto de Trabajo.- Actividades realizadas que se encuentran estipuladas en el Catálogo de Conceptos del Contrato. Caso fortuito.- Evento no previsto, fuera de programa. Diseño.- Comprende la ingeniería aplicada para la ejecución de los trabajos, objeto de este contrato. EMA.- Entidad Mexicana de Acreditación. Equipo de Perforación, Terminación y Reparación.- Conjunto de estructura, maquinaria y herramientas, interconectados entre sí para ejecutar actividades de perforación, terminación y reparación de pozos. Estimación.- Documento expedido por el CONTRATISTA para efectuar el cobro de los trabajos en el cual se establece el volumen de obra real y los costos. Estructura.- Instalación marina o terrestre en la cual se ubica el equipo de perforación, terminación o reparación de pozos. Etapa de Perforación.- Cada sección del pozo, donde se realizan trabajos de perforación con un diámetro de agujero, que pueda considerarse terminada y completa a juicio de PEP, para introducir una tubería de revestimiento, en caso de ser la última etapa puede ser agujero descubierto. Fluido Base Agua.- Es una mezcla de aditivos en agua, estabilizada químicamente. Fluido de Emulsión Inversa.- Es una emulsión formada por dos fases, una continua que es el aceite y otra dispersa que es una solución acuosa de salinidad controlada, estabilizada con aditivos químicos Fluido de Baja densidad.- Es una emulsión directa de aceite en agua estabilizada químicamente. Fuerza G.- Es la que se aplica al recorte para hacerlo pasar a través de las mallas Generador de obra.- Documento de trabajo expedido por la Compañía CONTRATISTA en el cual se señalan los volúmenes de obra ejecutados en el periodo especificado, acompañado de todos los soportes y apoyos tales como: orden de trabajo, boleta de campo, certificación de trabajo. Informe Técnico Final de Operación.- Documento que contiene: Introducción, Datos Generales, Aparejos de Fondo, Reportes Diarios, Costos, Aspectos Relevantes, diseño de las operaciones de análisis de la operación, Conclusiones y Recomendaciones y lecciones aprendidas. Leyes Aplicables.- Significa toda norma jurídica vigente y aplicable a la materia que regula este Contrato. Página 6 de 140




LFMN.- Ley Federal de Metrología y Normalización. LGEEPA.- Ley General del Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente LGPGIR.- Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos Logística.- Efectuar correctamente en tiempo y forma el transporte de todos aquellos insumos necesarios para llevar acabo los trabajos de apoyo a la perforación, terminación y reparación de pozos. LOPSRM.- Ley de Obra Pública y Servicios Relacionados con las Mismas. Localización.- Área donde se ubican uno o más pozos marinos o terrestres y don de se desarrollarán los trabajos de perforación, terminación y reparación de pozos. Normas Mexicanas (NMX).- Son las que elabora un Organismo Nacional de Normalización privada o bien la Secretaría de Economía, que prevé para uso común y repetido: reglas, atributos, especificaciones, directrices entre otras Norma Oficial Mexicana (NOM).- Regulación técnica de carácter obligatorio, derivadas de la Ley Federal de Metrología y Normalización. Orden de Trabajo.- Instrucción emitida por el residente o supervisor de PEP, al Superintendente de Construcción del CONTRATISTA para ejecutar los trabajos, conteniendo los conceptos de trabajo a realizar así como sus volúmenes de obra estimado. Obturantes especiales.- Son aquellos que se utilizan para el control de pérdida total de circulación, de tecnología actual, tales como polímeros entrecruzados, sin considerar los materiales tradicionales. Operaciones de Contingencia.- Son aquellas operaciones que tienen la finalidad de restituir a las condiciones originales después de que un incidente que ocasionó desviaciones en las operaciones normales. PEMEX.- Petróleos Mexicanos. PEP.- Pemex Exploración y Producción. PIDIREGAS.- Proyecto de Impacto Diferido en el Renglón del Gasto. POBALINES.- Políticas bases y lineamientos. Pozo Tipo.- Modelo representativo de los pozos a ser intervenidos en los campos de la región marina o terrestres, los cuales sirven de base para el diseño de la ingeniería de los trabajos. Pozos Designados.- Pozos que PEP asigne al CONTRATISTA para ser intervenidos en los campos marinos, lacustres o terrestres bajo este contrato y sus anexos. RLOPSRM.- Reglamento de la Ley de Obra Pública y Servicios Relacionados con las Mismas Residente de Obra.- Personal designado por PEP para la administración del contrato. Residuo.- Material o producto cuyo propietario o poseedor desecha y que se encuentra en estado sólido o semisólido, o es un liquido o gas contenido en recipientes o depósitos, y que pueden ser susceptible de ser valorizado o requiere sujetarse a tratamiento o disposición final. Residuo peligroso.- Son aquellas que posean algunas de las características de corrosividad, reactividad, explosividad, toxicidad, inflamabilidad, o que contengan agentes biológico infecciosos, que les confieran peligrosidad, así como envases, recipientes, embalajes y suelos que hayan sido contaminados cuando se transfieren a otro sitio. Residuo de manejo especial.- Son aquellos generados en los procesos productivos, que no reúnen las características para ser considerados como peligrosos o como residuos sólidos urbanos, o que son producidos por grandes generadores de residuos sólidos urbanos. Residuos sólidos urbanos.- Los generados en las casas habitación, que resultan de la eliminación de los materiales que utilizan en sus actividades domésticas, de los productos que consumen y de sus envases, embalajes o empaques, los residuos que provienen de cualquier otra actividad dentro de establecimientos o en la vía pública que generen residuos con características domiciliarias, y los resultantes de la limpieza de las vías y lugares públicos, siempre que no sean considerados por esta Ley como residuos de otra índole. Página 7 de 140




RIG-PASS.- Acreditación de seguridad para empresas de servicio petrolero. Ritmo de penetración: es la velocidad de penetración de la barrena medida en metros perforados por unidad de tiempo. SEMARNAT.- Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales. SERVICIO INTEGRAL.- Conjunto de servicios especializados integrados de fluidos de perforación, comprende la asistencia técnica, diseño, sistemas de fluido s, manejo de residuos y equipo de control de sólidos, utilizados en las actividades de perforación y terminación de pozos. SCT.- Secretaría de comunicaciones y transportes. SSPA.- Seguridad, Salud y Protección al Ambiente. SINALP.- Sistema Nacional de Acreditamiento de Laboratorios de Pruebas. SIPAC.- Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Calidad. STPS.- Secretaria de Trabajo y Previsión Social. Superintendente de construcción.- Representante del CONTRATISTA ante la dependencia o la entidad para cumplir técnica y administrativamente con los términos y condiciones pactados en el contrato en lo relacionado con la ejecución de los trabajos. Supervisor de Obra.- Servidor público quien fungirá como representante de PEP ante el CONTRATISTA para la administración del contrato. Sustancias RTCHE.... Tubería de Revestimiento Conductora.- Tubería que aísla las formaciones no consolidadas. Tubería de Revestimiento de Contingencia.- Tubería utilizada en forma adicional al diseño propuesto, por razones de índole geológico, para poder alcanzar el objetivo del pozo. Tubería de Revestimiento de Explotación.- Tubería a través de la cual se efectúan los disparos en los intervalos de interés. Tubería de Revestimiento Intermedia(s).- Tubería(s) que aísla(n) las formaciones superiores y permite continuar perforando hasta las formaciones objetivo. Tubería de Revestimiento Superficial.- Tubería que aisla los mantos freáticos y soporta las formaciones someras no consolidadas. Volumen total de fluido para una etapa: es la suma del volumen de presas más el volumen de TR de acuerdo a la geometría del pozo mas el volumen de agujero descubierto mas el volumen por dilución. Viaje: Es la extracción de la sarta de perforación. Volumen de planta.- Volumen de fluido de control, que se transporta de la planta del CONTRATISTA al muelle o pozo asignado. Volumen generado.- Volumen de fluido de control que se prepara en la localización durante la etapa de perforación. Recorte de perforación.- Estratos litológicos cortados por una barrena, recuperados a través de equipos de control de sólidos, los cuales pueden estar impregnados con fluidos base aceite o fluidos base agua. Volumen de viaje.- Fluido de control que se pierde durante la extracción de la sarta de perforación durante la maniobra de desconexión de la tubería. Fluido de Control.- Es el fluido que se utiliza en un equipo de perforación de pozos, formado por una mezcla o emulsión de aditivos químicos que proporcionan propiedades físico-químicas idóneas a las condiciones operativas y a las características de la formación litológica a perforar. Es utilizado para transportar los recortes de perforación hacia la superficie entre otras funciones. Sistema de fluidos.- Sistema de perforación diseñado y preparado con compuestos y aditivos químicos sólidos y líquidos propuestos por el CONTRATISTA. Lutita: Es una roca sedimentaria clástica que se compone principalmente de partículas menores de 4 micrones. ZCAByS.- Formato de Aceptación de Bienes y Servicios. Página 8 de 140




V.- ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACION DE POZOS. V.1.- Los sistemas de fluidos propuestos por el CONTRATISTA deben de cumplir con las especificaciones técnicas establecidas en las Normas Mexicanas de Calidad (NMX) indicadas en el anexo B-1. V.2.- Los sistemas de fluidos propuestos por el CONTRATISTA deben de cumplir con las especificaciones establecidas en el numeral VI (pozos tipo) de este anexo. V.3.- Los sistemas de fluidos base agua alta temperatura (a ___ grados centígrados) deben cumplir, con las especificaciones de la Norma de calidad NMX-L-167-SCFI-2004, los cuales deben estar formulados con aditivos resistentes a la temperatura máxima del pozo (a ___ grados centígrados). V.4.- Los sistemas de fluidos de Emulsión Inversa deben cumplir con la norma de calidad NMX-L162-SCFI-2003. Nota: La evaluación de todos los sistemas de fluidos base agua y emulsión inversa, deben ser realizados sin incluir el material sellante. V.5.- Los sistemas de fluidos de Emulsión Inversa , deben ser preparados y acondicionados por el CONTRATISTA, únicamente con Diesel que cumpla con las especificación “PEMEX diesel No.301”, solicitado en el anexo B-1. V.6.- Los sistemas de fluidos base agua inhibidores de arcillas , que proponga el CONTRATISTA, deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-167-SCFI-2004, y formulados para la perforación marina con agua de mar y para la perforación terrestre o lacustre con agua dulce (criterio de evaluación). Nota: Adicionalmente deben de considerar los materiales sellantes especificados en la tabla de los pozos tipos solicitados en el numeral VI de este anexo. V.7.- Los sistemas de fluidos baja densidad, que proponga el CONTRATISTA, deben de cumplir con la norma de calidad NMX-L-168-SCFI-2003. Nota: Deben ser preparados y acondicionados por el CONTRATISTA, únicamente con Diesel que cumpla con las especificación “PEMEX diesel No.301”, indicado en el anexo B-1. V.8.- Los sistemas de fluidos base agua para generar fluido espumado , que proponga el CONTRATISTA, debe contener la concentración de aditivos químicos y cumplir con especificaciones técnicas indicadas en el numeral 1.3 en el anexo B-1. V.9.- Los sistemas de fluidos base agua de mar con aditivos líquidos para inhibir lutitas , con densidad de 1.03 g/cc a 1.05 g/cc, deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-167-SCFI-2004 en lo referente a inhibición de acuerdo a los parámetros de hinchamiento lineal y dispersión, este sistema debe ser probado sin material densificante. Todos los aditivos para la formulación de este sistema Página 9 de 140




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

V.10.- Para la perforación de los intervalos con diámetros desde 26 y hasta 17 1/2 pulgadas, PEP proporcionará gastos de 1000 a 800 GPM respectivamente; si esto no se cumple, el CONTRATISTA debe proporcionar las recomendaciones apropiadas para suplir la deficiencia de gasto, de acuerdo a sus cálculos hidráulicos, para lo cual debe utilizar computadoras personales que incluyan software de diseño propio o disponible en el mercado, que permita simular y evaluar el comportamiento de las propiedades del fluido bajo las condiciones de presión y temperatura a las que está expuesto durante la perforación y así optimizar la limpieza del agujero. V.11.- PEP no pagará al CONTRATISTA, con partidas adicionales los volúmenes perdidos de fluido por: filtración, evaporación, conexiones superficiales, el llenado de los espacios porosos o por la permeabilidad de la formación, el volumen de fluido de emulsión inversa y base agua que quede entrampado en el espacio anular entre agujero y Tubería de Revestimiento en la cementación de estas, entre tuberías de revestimiento, el fluido entrampado durante la colocación de tapones de cemento, debido a que estos volúmenes están considerado dentro del calculo volumétrico de cada una de las etapas. Todos estos volúmenes deben estar considerados en los costos del servicio de acuerdo al catalogo de los conceptos de trabajo correspondientes.

VI.- POZOS TIPO VI.1.- Diseños de pozos tipo: los siguientes diseños de pozos tipo, son tentativos y pueden variar en su geometría y densidades de acuerdo a los requerimientos de PEP: POZO TIPO No. ____ (indicar las propiedades de cada campo según región) No. DE POZOS TIPO ____ A PERFORAR Ejemplo 1 de pozo tipo 1: (1)

INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS

CONCEPTO

1ª

2a

3ª.

4ª.

5ª.

6ª.

Pruebas de producci ón

Barrena (pulgadas.) T.R. (pulgadas.)

36

26

17 1/2

12 ¼

8½

6½

4

30

20

13 3/8

9 7/8

7 5/8

5½

0-150

150 - 600

600 2500

2500 4950

4950 5500

5500 6300

Diametro Interior TR (pulgadas) Intervalo (metros lineales.)

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Metros a perforar Densidad promedio del fluido usado en la etapa (grs/cc)

Tipo de fluido


150

450

1900

2450

550

800

1.05

1.10

1.35

1.65

1.64

1.67

Bentoniti co ( etapa inicial)

Bentonitic o (etapa superficial )

Base Agua inhibido r de lutitas ( sin bentonit a)

Emulsi ón Inversa

Base Agua Alta Temperat ura

Base Agua Alta Tempera tura

150

165

Temperatura maxima ( °C) Expansión Lineal (%

-

-

< 25

-

< 25

< 25

Dispersión (%)

-

-

< 25

-

< 25

< 25

Succión Capilar (seg

-

-

< 50

-

< 50

< 50

Vp ( cps)

> 14

> 14

> 14

> 14

> 14

Pc ( lb/100 pie2)

> 14

> 14

> 12

> 12

> 12

Geles 0’/10’

> 15/25

> 15/25

pH

9 – 9.5

9 – 9.5

< 12

<8

<5

<5

< 15

< 15

< 30

< 30

-

-

-

-

Filtrado API (ml) Filtrado APAT (ml)

<8 < 18

MBT (Kg/m3)

< 60

< 30

Ion K+ libre (ppm)

> 15,000

> 15,000

<8 -

Sólidos perforados (%) CaCO 3 (carbonato de calcio)grueso (Kg/m3) CaCO3(carbonato de calcio) medio (Kg/m3)

>10

>30

>30

>20

>20

>30

>30

>20

>20

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>10

CaCO3 (carbonato de calcio) fino (Kg/m3) Mejorador ROP (lt/m3) Cloruros (ppm) Lecturas viscosímetro

> 4.1

>9

>9

> 4.1

>8

>8

< 0.25

< 0.25

@6 rpm Lectura viscosímetro @3 rpm Coeficiente de lubricación

-

-

< 0.25

Relación aceite/agua

80 / 20

Estabilidad Electrica (volts)

> 700

Ejemplo 2 de pozo tipo 14

INFORMACIÓN GENERAL DE LOS POZOS CONCEPTO

1ª.

2ª

3ª

4ª

5ª

Barrena (pulgadas.) T.R. (pulgadas.)

36

18 ½

14 ¾

10 5/8

8½

30

16

11 7/8

9 5/8

7 5/8

0-150

150-1000

1000-1800

1800-3100

3100-3600

150

850

800

1300

500

Diametro Interior TR (pulgadas) Intervalo (metros lineales.) Metros a perforar

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Pruebas de producció n 4



Densidad promedio del fluido usado en la etapa (grs/cc) Tipo de fluido


1.05

1.10

1.45

1.70

0.90-0.96

Bentonitico ( etapa inicial)

Bentonitico (etapa superficial)

Emulsión Inversa

Emulsión Inversa

Baja Densidad

Temperatura maxima ( °C) Expansión Lineal (%

-

-

-

-

Dispersión (%)

-

-

-

-

Succión Capilar (seg

-

-

-

-

Vp ( cps)

> 14

> 14

Pc ( lb/100 pie2)

> 14

> 14

Geles 0’/10’

> 15/25

> 15/25

pH

9 – 9.5

9 – 9.5

-

-

< 12

<8

-

-

<8

<8

<8

No

-

-

< 15

Filtrado API (ml) Filtrado (ml)

APAT

MBT (Kg/m3) Ion K+ (ppm)

libre

< 60 > 15,000

No

Sólidos perforados (%)

No

CaCO 3 (carbonato de calcio)grueso (Kg/m3) CaCO3(carbonato de calcio) medio (Kg/m3)

>10

CaCO3 (carbonato de calcio) fino (Kg/m3)

>10

>30

>30

No

>30

>30

No

Mejorador ROP (lt/m3)

No

Cloruros (ppm)

No Página 13 de 140



Lecturas viscosímetro


> 4.1

> 4.1

No

> 4.1

> 4.1

No

@6 rpm Lectura viscosímetro @3 rpm Coeficiente lubricación

de

-

-

Relación aceite/agua Estabilidad Electrica (volts)

No 80 / 20

80 / 20

> 700

> 700

No

Nota 1: la salinidad deberá determinarse de acuerdo al campo

VI.1.1.-Resumen de número pozos a perforar por pozo tipo que el LICITANTE debe considerar para la integración de sus propuestas técnicas y económicas: POZO TIPO I II n...

No. POZOS A PERFORAR X Y n...

No. POZOS A TERMINAR J K n....

Nota: PEP no se obliga a ejercer estas cantidades de pozos a perforar.

VI.2.- Los sistemas de fluidos citados en cada etapa de cada pozo han sido utilizados por PEP con buenos resultados. El CONTRATISTA debe proponer las propiedades fisicoquímicas de los sistemas de fluidos que garanticen la ejecución de los trabajos, los cuales deben de cumplir con los rangos establecidos en los pozos tipo. VI.3.- En base a los datos estadísticos de los pozos perforados de correlación, el CONTRATISTA deberá proponer en su formulación los aditivos necesarios para contrarrestar los contaminantes que van a estar expuestos los fluidos. Página 14 de 140




VII.- ESPECIFICACIONES TECNICAS DE LOS ADITIVOS COMPLEMENTARIOS VII.1.- Los aditivos químicos propuestos por el CONTRATISTA en las partidas de aditivos complementarios, deberán cumplir con las normas establecidas en TABLA 3 del anexo B-1 (Normas) y únicamente, PEP aceptará los certificados de calidad que describan los nombres comerciales que el contratista propone. Los certificados deben contener el no mbre comercial utilizado por el contratista y mencionar la concentración con la cual fueron aprobados dichos materiales. PEP no acepta certificados de calidad de productos con nombres genéricos. VII.2.- Los materiales sellantes y obturantes empleados para el control de pérdidas de circulación, propuestos por el CONTRATISTA deben cumplir con las normas NMX del anexo B-1; adicionalmente deben de especificar y presentar su clasificación como fino, medio, grueso y extra grueso de acuerdo con la tabla 6 del anexo B-1. VII.3.- El CONTRATISTA debe presentar las especificaciones técnicas para los baches a base de grafito utilizado para el control de pérdidas de circulación y clasificarlo de acuerdo a la tabla 6 del anexo B-1, como fino, medio, grueso y extra grueso. VII.4.- El CONTRATISTA debe presentar la distribución de partículas de cada uno de los materiales obturantes propuestos de acuerdo a la tabla 5 del anexo B-1. VII.5.- Los aditivos despegadores de tuberías propuesto por el CONTRATISTA, debe cumplir con la norma NMX indicada en el anexo B-1, tabla No. 3. VII.6.- Para la realización de lavado de pozo, el CONTRATISTA debe sujetarse como mínimo al procedimiento indicado en el APENDICE A del anexo B-1. VII.7.- El CONTRATISTA presentará las características del sistema de baches para el control de pérdidas severas y totales de circulación, indicando los mecanismos y procedimientos de operación y referencias de aplicación. VII.8.- Los aditivos secuestrantes de acido sulfhídrico propuestos por el CONTRATISTA, deben cumplir con la norma NMX indicada en el anexo B-1. VII.9.- Los aditivos espumantes y antiespumantes propuestos por el CONTRATISTA, deben de presentar las especificaciones técnicas que describan su composición química y sus propiedades fisicoquímicas, así como la concentración recomendada para cumplir con sus funciones, y obtener densidades de 0.4 g/cc tomando en cuenta la formulación del fluido base agua, especificada en el numeral 1.3 del anexo B1. VIII.- DISEÑO Y CARACTERISTICAS DE LOS FLUIDOS VIII.1.- En la elaboración del programa de perforación del pozo, el CONTRATISTA es responsable de diseñar y proponer el tipo de fluido de control, así como sus propiedades fisicoquímicas establecidas en las normas de calidad NMX indicadas en el anexo B-1, para cada uno de los sistemas de fluidos propuestos. VIII.2.- Los aditivos químicos complementarios tales como obturantes, carbonato de calcio, despegadores de tubería y secuestrantes de sulfhídrico propuestos por el CONTRATISTA, deben cumplir con las normas de calidad NMX respectivas. Página 15 de 140




VIII.3.- El CONTRATISTA debe diseñar y ejecutar todos los trabajos del contrato, con diligencia, calidad, experiencia y tecnología actualizada en el ámbito internacional, cumpliendo con las normas de seguridad, las disposiciones en materia de Seguridad Industrial y Protección Ambiental y todas las disposiciones gubernamentales aplicables. VIII.4.- El CONTRATISTA debe prever los contaminantes presentes en el intervalo a perforar y proponer en el diseño de sus sistemas, los aditivos complementarios adecuados para contrarrestar sus efectos. VIII.5.- PEP proporcionara la información de pozo tipo con anticipación, para que el CONTRATISTA diseñe y proponga sus sistemas y propiedades de fluidos, los cuales deben ser aprobados por PEP. Para el caso de campos que no estén contemplados en las especificaciones técnicas del Anexo B , el CONTRATISTA se obliga a intervenir dichos pozos. VIII.6.- El CONTRATISTA debe considerar para el diseño de sus sistemas de fluidos las características de las formaciones a perforar, los contaminantes comunes del área, el sistema hidráulico del equipo, la capacidad y cantidad de presas, agitadores y sistema circulatorio, que PEP tiene instalados en sus equipos; VIII.7.- El CONTRATISTA debe diseñar y seleccionar el equipo de control de sólidos de acuerdo a las características de sus diseños de fluidos, al tipo de formación a perforar y al área disponible para su instalación, debiendo proporcionar a PEP, el plano de distribución de los mismos, que finalmente, debe ser el que rija la ubicación de los equipos. VIII.8.- El CONTRATISTA se obliga a proporcionar a PEP la asistencia técnica en el uso de sus aditivos, sistemas de fluidos, ingeniería aplicada en el comportamiento hidráulico en el diseño y durante la ejecución de los trabajos, control de pérdidas de circulación, prevención de problemas de pegaduras de tubería, tratamiento de contaminaciones, aplicación de nuevas tecnologías y propuestas de mejora, que permitan a PEP optimizar la perforación y terminación de pozos. VIII.9.- EL CONTRATISTA es responsable de proporcionar al área operativa de PEP, los programas operativos relacionados con fluidos de control, 7 (siete) días naturales antes del inicio de los trabajos.

B.

IX.- CAPACIDAD DE SELLADO DEL FLUIDO.

IX.1.- Es obligación del CONTRATISTA agregar en su formulación para fluidos base agua y base aceite las concentraciones indicadas del material sellante (carbonato de calcio grueso, medio y fino) durante todas las etapas de perforación y en las concentraciones que se indican en la siguiente tabla: Material

Concentraci ón

cantidad

Carbonato de calcio Fino

Kg/ m3

25

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Carbonato de calcio Medio

Kg/ m3

25

Carbonato de calcio Grueso

Kg/ m3

25

X.- CALCULOS VOLUMÉTRICOS. X.1.- Tablas de referencia Tabla 1.-BASE ACEITE (incluye emulsión inversa y directa ) DATOS TECNICOS: DESCRIPCION

CRITERIO

DENSIDAD DEL RECORTE

SE TOMARA LA DENSIDAD DE RECORTE DE 2.5 g/cc

EFICIENCIA DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS

CONSIDERAR EL 85 % COMO MINIMO

CALCULO VOLUMETRICO: DESCRIPCION

CRITERIO

VOLUMEN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

SE CALCULA TOMANDO COMO BASE EL DIAMETRO INTERIOR DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y SU LONGITUD

VOLUMEN DE DE PRESAS

CONSIDERAR 100 M3

VOLUMEN DE AGUJERO DESCUBIERTO

SE CALCULA TOMANDO COMO BASE EL DIAMETRO DE LA BARRENA MAS UN 10 % DE DESCALIBRE

VOLUMEN POR IMPREGNACION O HUMECTACION VOLUMEN DE VIAJE

SE TOMARA 0.3 M3 DE FLUIDO DE CONTROL POR TONELADA DE RECORTE.

(SE CONSIDERAN 3 VIAJES PO SE TOMARA 5 M3 DE FLUIDO PERDIDO POR VIAJE

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ETAPA) ES LA SUMA DE VOLUMENES PERDIDO POR IMPREGNACION, VOLUMENES DE VIAJE MAS 15% DE VOLUMEN DE RECORTE QUE PASAN ATRAVES DEL EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS.

VOLUMEN DE DILUCIÓN

Tablas 2.-BASE AGUA: DATOS TECNICOS: DESCRIPCION DENSIDAD DEL RECORTE

CRITERIO SE TOMARA LA DENSIDAD DE RECORTE DE 2.5 g/cc

EFICIENCIA DEL EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS CONSIDERAR EL 85 % COMO MINIMO CONTENIDO DE ARCILLA (MBT)

50 KG/M3

CALCULO VOLUMETRICO: DESCRIPCION

CRITERIO

VOLUMEN DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

SE CALCULA TOMANDO COMO BASE EL DIAMETRO INTERIOR DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y SU LONGITUD

VOLUMEN DE DE PRESAS

CONSIDERAR 100 M3

VOLUMEN DE AGUJERO DESCUBIERTO

SE CALCULA TOMANDO COMO BASE EL DIAMETRO DE LA BARRENA, MAS UN 15 % DE DESCALIBRE

VOLUMEN POR IMPREGNACION O HUMECTACION

SE TOMARA 0.4 M3 DEL FLUIDO DE CONTROL POR TONELADA DE RECORTE.

VOLUMEN DE VIAJE (SE CONSIDERAN 3 VIAJES PO SE TOMARA 5 M3 DE FLUIDO PERDIDO POR VIAJE

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ETAPA) ES LA SUMA DE VOLUMENES PERDIDOS POR IMPREGNACION, VOLUMENES DE VIAJE MAS 15% DE VOLUMEN DE RECORTE QUE PASAN ATRAVES DEL EQUIPOS DE CONTROL DE SÓLIDOS.

VOLUMEN DE DILUCIÓN

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

X.2.- Para los cálculos volumétricos y aditivos: X.3.- Los volúmenes de fluido a considerar para cada una de las etapas estarán basados en un balance de materia de acuerdo a la siguiente formula: X.4.- Volumen de fluido total de una etapa = volumen de presas + volumen de TR de acuerdo a la geometría del pozo + volumen de agujero descubierto (incluye la longitud total de la etapa) + volumen por dilución. X.5.- Los aditivos propuestos para cada una de las etapas, son el resultado obtenido de acuerdo a la formulación del SISTEMA ESPECIFICADO EN EL CERTIFICADO DE CALIDAD RESPECTIVO , considerando el volumen de fluido total de cada una de las etapas. Estas mismas, deben de aparecer en la propuesta técnica (formato DT9), incluyendo adicionalmente el carbonato de calcio requerido en la tabla del pozo tipo, cuando se solicite. X.6.- Al término de cada etapa el CONTRATISTA se responsabiliza por entregar el balance de volúmenes manejados conforme se especificas en las tablas anteriores (tabla 1 base aceite y tabla 2 base agua).

XI.- VOLUMENES (aplica solo región marina) XI.1.- Al termino de cada etapa, el contratista realizará un balance del fluido suministrado de la planta de fluidos de control y el generado en Plataforma, de tal forma que el volumen que recupere la compañía se le cobrara el costo del diesel de acuerdo a lo que resulte mayor de entre: el precio comercial de PEP ó el precio de venta del insumo pactado por el CONTRATISTA considerando sus ajustes de costos; excedente al suministrado en el volumen inicial, de acuerdo a la relación aceite/agua que se obtenga .

XII.- PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN. XII.1.- Para casos fortuitos, en donde no exista retorno del fluido (pérdida total de circulación) y PEP requiera bombear fluido, PEP pagará solamente los aditivos consumidos de la formulación original del Página 19 de 140




metro cúbico bombeado al pozo durante la perforación de la etapa. Para la perforación de zonas con perdida total de circulación, el CONTRATISTA no podrá proponer sistemas de emulsión inversa.

XII.2.- Es responsabilidad del CONTRATISTA, llevar un seguimiento de la hidráulica durante la perforación de cada etapa y en su caso que se detecte una posible pérdida potencial por alta DEC (densidad equivalente de circulación) que exceda del gradiente de fractura, el CONTRATISTA deberá notificar por escrito al área operativa de PEP acerca de los riesgos que representa esta anomalía, e indicará las propuestas de solución. En caso de que el CONTRATISTA no reporte con la debida oportunidad, PEP no pagará los volúmenes perdidos en el pozo y se aplicará la pena convencional por interrupción de los trabajos. XII.3.- Cuando existan perdidas de circulación parcial o total, debido a cambio de formación que no sea imputable al CONTRATISTA, PEP pagará todo el volumen perdido por metro cúbico. XII.4.- En caso de que se presente perdida de circulación y las especificaciones técnicas del fluido no cumplan con las propiedades fisicoquímicas propuestas y que los materiales sellantes no cumplan con la concentración, será responsabilidad del CONTRATISTA y PEP no efectuará pago alguno del volumen del fluido perdido. XII.5.- Es responsabilidad del CONTRATISTA, proporcionar al área operativa de PEP al inicio de los trabajos, un procedimiento y diagrama de flujo del diseño para el control de las pérdidas de circulación, en el cual deberá indicar los obturantes, concentraciones y longitud del bache a utilizar, así como su justificación. El criterio para la elaboración del procedimiento será de acuerdo a la siguiente clasificación:

REGIMEN DE PERDIDAS DE CIRCULACIÓN

REGIMEN (m3/hr)

FILTRACIÓN

< 1.6

PARCIAL

1.6 a 4.8

SEVERA

4.8 a 16

TOTAL

> 16

XII.6.- Al adicionar obturantes para el control de pérdidas parciales de circulación de acuerdo al procedimiento propuesto por el CONTRATISTA, basado en el régimen de pérdida; PEP únicamente pagará los baches utilizados en esta operación si el sistema controla o reduce el régimen al inmediato anterior indicados en la tabla anterior. XII.7.- Los baches de los obturantes denominados especiales, únicamente se utilizarán cuando se cumplan las siguientes condiciones:

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1.- Cuando se hayan aplicado los obturantes tradicionales y los procedimientos para el control de pérdidas no hayan reducido o minimizado la misma. 2.- Cuando exista pérdida total de circulación.

XII.8.- El CONTRATISTA debe realizar estudios de caracterización de las zonas de perdidas con los recortes obtenidos de la formación perforada, complementándolo con datos obtenidos de los registros eléctricos, entregando un informe al representante de PEP, con los resultados y sistemas de obturantes propuestos para la solución de estas pérdidas, en un término de 72 hrs. XII.9.- En caso de pérdidas parciales ó totales de circulación, el CONTRATISTA debe proponer el uso de tecnologías alternas para solucionar o minimizar en forma eficaz las pérdidas de circulación. Los obturantes que propongan deberán ser materiales inertes y compatibles con fluidos de perforación base agua y base aceite. XII.10.- Para el control de pérdidas parciales o totales de circulación en formaciones productoras el CONTRATISTA debe proponer y utilizar tecnologías y materiales que no dañen el yacimiento (zona productora). XII.11.- En caso de pérdidas de circulación parciales y totales, PEP, por así convenir a sus intereses, podrá suspender temporal o definitivamente la ejecución total o parcial del trabajo, dando aviso por escrito al CONTRATISTA por tal decisión; y cuando a juicio de PEP se requiera la utilización simultánea de trabajos, materiales y equipos de otros CONTRATISTAS o de PEP, el CONTRATISTA se obliga a realizar el trabajo pactado. XII.12.- Si durante la perforación de la etapa se presentan pérdidas parciales de circulación, PEP podrá optar por aplicar el numeral XII.9 o que el CONTRATISTA proporcione el volumen de fluido necesario para reponer el volumen perdido, en cuyo caso, PEP pagará conforme al catálogo de precios unitarios de acuerdo al volumen de fluido proporcionado en el pozo durante la ejecución de los trabajos. En el entendido de que PEP pagará al término de la etapa previo análisis del balance de volúmenes de fluidos manejados y propuestos. XII.13.- El CONTRATISTA está obligado a aplicar su tecnología y materiales para prevenir posibles pérdidas de circulación, por lo que PEP solo pagará después de los primeros 100 m3 perdidos, asumiendo el CONTRATISTA el control de las mismas basados en su tecnología, calidad de los sistemas, soporte técnico de ingeniería y experiencia en el desarrollo de estos trabajos.

XIII.- CARACTERISTICAS DE MATERIALES SELLANTES Y OBTURANTES XIII.1.- Los materiales sellantes y obturantes que se usan para las perdidas de circulación parciales o totales que se presentan en los diferentes pozos de la ____________, utilizando sistemas de fluidos de perforación base agua y base aceite, no deben dañar a las formaciones de las etapas de interés o productoras, responsabilizándose el CONTRATISTA en usar materiales sellantes y obturantes, que cumplan con las normas vigentes, capaces de soportar altas temperaturas y que sean removidos y solubles químicamente para proteger a: Página 21 de 140




a).- Formaciones altamente permeables como: arenas masivas, gravillas, lechos de conchas o depósitos de arrecifes. b).- Formaciones altamente porosas como: arenas, lechos de grava o depósitos de arrecifes. c).- Formaciones cavernosas y duras como: calizas, dolomía y otras form aciones con porosidad secundaria.

XIII.2.- El CONTRATISTA debe diseñar las concentraciones de sellador y obturantes adecuadas, considerando las características como: gradiente de fractura, gradiente de temperatura, presión de poro, porosidad y permeabilidad.

XIV.- SOPORTE HIDRAULICO XIV.1.- Durante la ejecución de los trabajos, es responsabilidad del CONTRATISTA de contar con: 1).Software para determinar la hidráulica en cada pozo, el cual debe incluir y considerar la desviación del pozo, presión, temperatura y rotación de la sarta , 2).- Licencias autorizadas para el uso y operación o en su caso presentar el software de la compañía y 3).- Equipo de cómputo para su operación, que deberá estar instalado y operado por el especialista de fluidos en el lugar donde se realicen los trabajos, en el área operativa designada por PEP, en las instalaciones del CONTRATISTA y en donde PEP considere necesario para la correcta ejecución de los trabajos. XIV.2.- Es responsabilidad del CONTRATISTA, al inicio y durante el desarrollo de cada etapa, presentar el programa hidráulico con un reporte grafico, emitiendo las recomendaciones técnicas al área operativa de PEP. El cálculo deberá considerar la desviación del pozo, presión, temperatura y rotación de la sarta, para la correcta ejecución de los trabajos, objeto de este contrato. XIV.3.- El CONTRATISTA es responsable de instalar en el área operativa, el software técnico de hidráulica desde el inicio del contrato. El Contratista debe ejecutar el software con personal propio, quien fungirá como soporte técnico permaneciendo en disponibilidad durante el desarrollo del contrato XV.- ATRAPAMIENTO DE SARTA XV.1.- El CONTRATISTA debe presentar al área operativa de PEP, su programa hidráulico y dar seguimiento durante el desarrollo de las operaciones de perforación, en caso de que se detecte previamente situaciones potenciales de atrapamiento de la sarta por deficiencia en la limpieza del agujero, el CONTRATISTA deberá notificar a PEP, por escrito y de forma inmediata, tal condición y la sugerencia para evitar las misma. En caso de que el CONTRATISTA no informe lo anterior a PEP, y ocurra el atrapamiento de la sarta, PEP no pagará concepto alguno de los servicios que se deriven, aplicando la pena convencional por interrupción de los trabajos. XV.2.- Si durante la ejecución de los trabajos se presentan pegaduras por presión diferencial y se detecte mediante el análisis de fluido de control que la concentración del material sellante y el filtrado no están dentro de los parámetros establecidos en el mismo programa, se considerarán estas irregularidades como causales de la pegadura de la sarta de perforación, PEP aplicará la pena Página 22 de 140




convencional por interrupción de los trabajos. En caso de pérdida de agujero PEP no pagará los trabajos realizados hasta alcanzar la profundidad inicial.

XVI.- EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS XVI.1.- El CONTRATISTA debe presentar el procedimiento para la determinación de la eficiencia de cada uno de los equipos y en forma integral del sistema utilizado para eliminar sólidos indeseables, debiendo presentar los instrumentos para medir los tipos de movimiento y determinar la capacidad de vibración reportada como fuerza “G”.(CRITERIO DE EVALUACIÓN). XVI.2.- Durante el desarrollo de los trabajos, el CONTRATISTA debe evaluar en cada cambio de barrena, la eficiencia de los equipos de control de sólidos y determinar el volumen procesado, el tipo de movimiento y la fuerza G, en forma individual y en forma integral de los sistemas utilizados, debiendo entregar al área operativa designada por PEP, los resultados de cada evaluación en un plazo no mayor de tres días posteriores a la evaluación. XVI.3.- El CONTRATISTA debe tomar en cuenta el área disponible que PEP le asigne para el diseño e instalación de los equipos de control de sólidos a utilizar en cada etapa, el CONTRATISTA es responsable del transporte, izaje, instalación, operación, mantenimiento y desmantelamiento, del equipo de control de sólidos, asimismo, debe realizar y emitir un diagnóstico del sistema circulatorio y hacer las recomendaciones y adecuaciones necesarias para el aprovechamiento óptimo del sistema de eliminación de sólidos. Nota: no aplican los conceptos de transporte e izaje, ni suministro de Diesel para la División Marina XVI.4.- El CONTRATISTA se compromete a diseñar el arreglo del equipo de control de sólidos de acuerdo a la GUÍA indicada en el apéndice B del anexo B-1, asimismo proporcionará a PEP, los equipos para control de sólidos debidamente instalados, al inicio de la perforación de cada pozo, quedando en condiciones de operación para la realización de los trabajos, en caso de cualquier falla que ocasione suspensión de las operaciones de perforación, PEP le aplicará al CONTRATISTA la pena convencional por retrasos del inicio de los trabajos o por interrupción de los mismos. XVI.5.- El CONTRATISTA debe utilizar en las unidades de control de sólidos, las mallas metálicas que correspondan a la mayor eliminación de sólidos de la formación perforada en forma continua, durante el proceso de circulación del fluido en el pozo, evitando el efecto de los sólidos indeseables en las propiedades reológicas del fluido de control empleado. El CONTRATISTA es responsable del refaccionamiento requerido para la correcta operación de sus equipos, durante la ejecución de los trabajos. XVI.6.- Los equipos básicos que se enlistan a continuación se tomarán en cuenta como mínimo para el arreglo y combinaciones de los mismos, considerando las características de las formaciones y fluidos de perforación, diámetros de barrenas, gastos máximos a utilizar, el CONTRATISTA puede proponer equipos con mejores características. Las características técnicas mínimas requeridas por PEP son las siguientes: 1.- Primer frente Página 23 de 140




1.1- Vibradores de canasta de movimiento elíptico balanceado, con capacidad para procesar 500 gpm, con área de procesamiento mínimo de 35 pies cuadrados, arreglo como mínimo de dos mallas escalonadas, con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante y rango de fuerza mínima de 5 G´s en operación y con carga. 2.- Segundo frente.- Se utilizarán equipos Vibradores de canasta de movimiento elíptico balanceado o Vibradores de canasta de movimiento lineal de acuerdo a las especificaciones siguientes: 2.1.- Vibradores de canasta de movimiento elíptico balanceado, con capacidad para procesar 500 gpm, con área de procesamiento mínimo de 35 pies cuadrados, arreglo como mínimo de dos mallas escalonadas con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante y rango de fuerza mínima de 5 G´s en operación y con carga. 2.2.- Vibradores de canasta de movimiento lineal de alto impacto, con capacidad para procesar 500 gpm, con área de procesamiento mínimo de 35 pies cuadrados, ajuste angular de la (s) canasta (s) de cuando menos de –2.5° a +3°, con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante y rango de fuerza mínima de 5 G´s en operación y con carga. 3.- Eliminador de sólidos con desarcillador y desarenador integrados, el desarcillador debe tener como mínimo 16 conos de 4” de diámetro cada uno y desarenador de cuando menos 2 conos de 10” a 12” cada uno con capacidad de procesamiento de los conos de 800 hasta 1200 gpm, con descarga a un vibrador de alto impacto con mallas combinadas, ajuste angular de la (s) canasta (s) de cuando menos –2.5° a +3°, con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante, y dos bombas centrifugas de alimentación de 6” x 8” x 11” una para alimentar al desarcillador y la otra para el desarenador y rango de fuerza mínima de 5 G´s. para eliminar la arena en su totalidad. 4.- Centrífuga para separación de sólidos de alta gravedad específica, con capacidad de mínima de proceso de 250 gpm, con motor e interruptor a prueba de explosión según diseño del fabricante, con bomba de flujo regulable de desplazamiento positivo y mangueras reforzadas con conexiones rápidas para la instalación de este equipo. Incluye el tanque receptor como mínimo de 12 barriles. 5.- Centrífuga para separación de sólidos de baja gravedad específica hasta 5 micrones, con capacidad mínima de proceso de 250 gpm, con motor e interruptor a prueba de explosión según diseño del fabricante, con bomba de flujo regulable de desplazamiento positivo y mangueras reforzadas con conexiones rápidas para la instalación de este equipo. XVI.7.- Cuando los equipos de control de sólidos tengan una falla eléctrica o mecánica que ocasione retraso en las operaciones de perforación y sea imputable a los equipos del CONTRATISTA, se hará acreedor a la aplicación de la pena convencional por retrasos al inicio de los trabajos o por interrupción de los trabajos. XVI.8.- El CONTRATISTA deberá realizar y reportar a los supervisores de PEP semanalmente la eficiencia de los equipos de control de sólidos, volumen procesado en forma individual e integral. Página 24 de 140




EQUIPO AUXILIAR. XVI.9.- El CONTRATISTA debe proporcionar el EQUIPO AUXILIAR para la separación de gas en el fluido, para la adición y agitación de aditivos químicos, para preparación y acondicionamiento de fluidos de control y para la recolección y manejo de recorte en el sitio de las actividades de perforación. El CONTRATISTA debe presentar las características técnicas de los mismos siendo de manera indicativa más no limitativo, las que a continuación se describen: A.- Desgasificador de vacío con capacidad de proceso mínima de 1000 gpm , cuya característica principal es eliminar totalmente los gases contenidos en el fluido de perforación. B.- Un embudo tipo convencional para agregar productos químicos en forma granular o en polvo, adjunto con una tolva cónica de 90 litros de capacidad mínima con repisa y con una válvula tipo mariposa para el control de la succión (succión generada en base a principio de Bernoulli), ensamblada mediante bridas entre la tolva cónica y el tuboo venturi (el cual puede ser reemplazable), con base de placa metálica para su sujeción al piso de presas u otro lugar donde se instale, con sistema recuperar de polvos y con conexión rápida de 4” para comunicación a silos de barita C.- Agitación de presas de mezclado con eductores y filtros. D.- Transportador helicoidal de 18" de diámetro y longitud de mínima de 12 pies, con motor de 20 HP, seccionable o equivalente, con la longitud suficiente para su manejo e instalación, el cual debe estar diseñado acorde a los trabajos solicitados. Cada sección debe contar con rejillas y tapa de seguridad y arrancador a prueba de explosion. (Adecuar para cada División)

XVI.10.- Cuando los equipos auxiliares tengan una falla eléctrica o mecánica que ocasione retraso en las operaciones de perforación y sea imputable a los equipos del CONTRATISTA, se hará acreedor a la aplicación de la pena convencional por retrasos al inicio de los trabajos o por interrupción de los trabajos. XVII.-MANEJO DE RESIDUOS XVII.1.- El CONTRATISTA se compromete a proporcionar a PEP, el equipo auxiliar para la recolección de los recortes, que incluya el equipo transportador, desde la descarga del equipo de control de sólidos hasta las los contenedores que se utilizan para la recolección de los mismos, desde el inicio de la perforación de cada pozo incluido en este contrato, para lo cual se obliga a tenerlos en su base de operaciones, para que posteriormente el CONTRATISTA realice la transportación a la localización asignada por PEP en la División ________ y efectúe la instalación de los mismos. XVII.2.- El CONTRATISTA debe dar tratamiento y disposición final a los recortes y residuos contaminantes originados durante la perforación, terminación y reparación de pozos, así como todos los que se generen, con apego y cumplimiento a lo establecido debe cumplir con lo dispuesto en la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente (LGEEPA), la Ley General para la Prevención y Gestión Integral de los Residuos (LGPGIR) y lo dispuesto en sus respectivos reglamentos ; y cualquier otra normatividad aplicable en la materia. Página 25 de 140




XVII.3.- El CONTRATISTA asume la responsabilidad y los riesgos por cualquier derrame al suelo y cuerpos de agua, o por cualquiera otra reclamación originada por la realización de los trabajos objeto del contrato por causas imputables al CONTRATISTA, en cuyo caso debe dar aviso oportuno a PEP y a las autoridades correspondientes, para lo cual se aplicarán las pólizas de los seguros establecidos dentro del modelo de contrato y responderá ante las instancias correspondientes, librando de todo tipo de responsabilidad a PEP ante autoridades administrativas y judiciales. XVII.4.- El CONTRATISTA es responsable de prevenir derrames en la superficie del área asignada dentro de la instalación de PEP para la recolección de los recortes de perforación impregnados con fluidos base agua o base aceite, y cumplir con el apartado III.3. “Protección Ambiental” del anexo “S”. XVII.5.- El CONTRATISTA en cumplimiento a lo establecido en el anexo “S”, “Obligaciones de Seguridad, Salud Ocupacional y Protección Ambiental de Los Proveedores o Contratistas que Realizan Actividades en Instalaciones de Pemex Exploración y Producción”, en caso de derrames accidentales, durante el manejo y transporte de los recortes de perforación, el CONTRATISTA debe aplicar las medidas correctivas y la restauración del sitio afectado, de acuerdo con las condiciones particulares de limpieza establecidas por la autoridad ambiental correspondiente; los costos asociados serán con cargo al CONTRATISTA XVII.6.- El CONTRATISTA debe contar con la autorización de su tecnología por parte de las autoridades ambientales competentes, para el tratamiento, reciclaje, incorporación al proceso propuesto o disposición final, garantizando a PEP que el tratamiento realizado a los recortes de perforación impregnados con fluidos base agua, base aceite, residuos sólidos y baches separadores contaminados, para la División _______ en Fluidos de perforación y terminación de pozos, no rebasan los limites máximos permisibles de los contaminantes establecidos en la legislación ambiental mexicana, no generen afectaciones ambientales, ni produzcan o generen contaminantes secundarios, asimismo deben cumplir ante las autoridades con las condicionantes que estén establecidas en su(s) autorización(es) del (los) procesos de tratamiento y la disposición final propuesta. XVII.7.- El CONTRATISTA para la prestación de los servicios, referente a los recortes de perforación impregnados con fluidos base agua, base aceite, residuos sólidos y baches separadores contaminados, el CONTRATISTA debe tener y presentar a PEP, todos los convenios, contratos, concesiones y autorizaciones vigentes, cumpliendo con lo siguiente: Criterio de evaluación (los tres) a) Autorizaciones de las autoridades ambientales competentes, para la aplicación de la tecnología de tratamiento que el CONTRATISTA proponga. b) Autorización de las autoridades competentes en materia de impacto ambiental, del centro de tratamiento que el contratista proponga. c) Autorización de ámbito Estatal para la disposición final de los recortes ya tratados.

XVII.8.- Es responsabilidad del CONTRATISTA proporcionar las unidades para el transporte que cuenten con las autorizaciones respectivas por parte de las autoridades competentes para transportar los recortes de perforación impregnados con fluidos base agua, base aceite, residuos sólidos y baches separadores contaminados, desde muelle asignado hasta su(s) centro(s) de tratamiento. XVII.9.- El CONTRATISTA se responsabiliza de informar mensualmente dentro de los primeros cinco (5) días de cada mes y por escrito al área que PEP designe de la División _____, la cantidad en toneladas recolectadas, transportadas, tratadas y confinadas los recortes de perforación impregnados Página 26 de 140




con fluidos base agua, base aceite, residuos sólidos y baches separadores contaminados, generados durante la ejecución de los trabajos objeto de este contrato, mediante un reporte que debe incluir número y nombre del pozo de donde fueron recolectados y su entrega-recepción en la planta para su tratamiento, reciclaje o incorporación dentro del proceso propuesto, número de placas y de serie de las unidades utilizadas para su trasporte y copia del talón de pesado, certificado de análisis CRETIB y de partes totales de hidrocarburos del petróleo (TPH), en su caso, efec tuado por laboratorio acreditado conforme a la Ley Federal de Metrología y Normalización y certificado de d estrucción.

XVII.10.- El CONTRATISTA se compromete a proporcionar a PEP, los equipos para la recolección de los recortes de perforación debidamente instalados, al inicio de la perforación de cada pozo, quedando en condiciones de operación para la realización de los trabajos, en caso de cualquier falla que ocasione suspensión de las operaciones de perforación, PEP le aplicará al CONTRATISTA la pena convencional establecida en el contrato. Las características técnicas de los mismos de manera indicativa más no limitativa, son las que a continuación se describen: a) Unidades suficientes para el transporte terrestre, con autorizaciones de la SCT y la normatividad vigente aplicable en la materia, para transporte de los recortes de perforación, desde el muelle asignado hasta su centro de tratamiento. b) Para la recolección y transporte de los recortes de perforación en zonas terrestres, el CONTRATISTA debe proporcionar góndolas suficientes para la continuidad de los trabajos, en caso de suspensión PEP aplicará la pena correspondiente por retraso de los trabajos. La unidad de transporte tipo góndola debe tener una capacidad de 15 a 25 m3 para el transporte de los recortes de perforación y cumplir con todos los dispositivos de seguridad industrial y protección ambiental, cubiertos en la parte superior y sellos en compuertas que eviten escurrimientos, fugas o derrames durante el transporte de los mismos, que cumplan con lo dispuesto en la Ley de Caminos, Puentes y Autotransporte Federal, y sus Reglamentos, así como los requerimientos de la SCT para el transporte de los recortes de perforación impregnados con fluidos de emulsión inversa (base aceite) y base agua. c) Los contenedores metálicos que proponga el CONTRATISTA para manejar los recortes en las actividades de los pozos marinos y lacustres de las unidades operativas de la División __________ deben tener una capacidad entre 7 y 12 toneladas (3.5 y 6.0 m3), para recortes de perforación, diseñados para el manejo y transporte marino, deben contar con tapa que evite fugas o derrames durante el manejo, de igual forma la estructura metálica durante las maniobras de embarque, desembarque y estiba debe garantizar una operación segura, así como contar con las dimensiones apropiadas para ser transportados. Los contenedores deben tener sus estrobos integrados, fabricados en cable de acero de la capacidad suficiente para proporcionar un factor de seguridad de 5:1, totalmente cargados y una longitud tal que el ángulo de trabajo mantenga este factor, asimismo se garantice que la operación de estrobado se realice sin necesidad que el personal se suba al contenedor. Los estrobos deben estar certificados por una casa clasificadora. El CONTRATISTA debe mantener un programa de inspección mensual para asegurarse del buen estado de los estrobos, efectuando el cambio de los mismos, siempre que se requiera.

XVIII.- INFRAESTRUCTURA

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XVIII.1.- Es responsabilidad del CONTRATISTA determinar la ubicación de la base Administrativa que cuente con oficinas, recursos humanos, transporte y comunicación necesarios para asegurar la administración de los trabajos objeto de este contrato, en el entendido que la base debe estar ubicada dentro de la zona geográfica en la que se encuentra la División _________ de PEP, XVIII.2.- El CONTRATISTA debe contar desde el inicio del contrato con una planta de fluidos la cual debe estar ubicada dentro de la zona geográfica en la que se encuentra la División _________ de PEP. XVIII.3.- El CONTRATISTA al inicio del contrato, debe contar con una planta de fluidos debidamente autorizada por las autoridades federales, estatales y municipales debiendo mantener vigentes dichas autorizaciones para la ejecución de los trabajos. XVIII.4.- La planta del CONTRATISTA debe contar con tanques y presas de fluidos de control interconectados, con equipo para control de sólidos, equipo de agitación y silos de barita, con capacidad suficiente para preparar como mínimo 300 m3 por día de fluido de 1.60 g/cc de densidad, independientemente de lo que tenga comprometido con contratos similares. Requerimientos de la planta de fluidos de control:

XVIII.4.1.- Tanques o Presas con agitación electromecánica para preparar, acondicionar y almacenar fluidos de perforación. La capacidad mínima de almacenamiento del conjunto de tanques o presas será de 1000 m3, independientemente de lo que tenga comprometido con contratos similares. XVIII.4.2.- Dos vibradores de alto impacto para garantizar la limpieza de los fluidos de control, con un gasto mínimo de 500 galones por minuto. XVIII.4.3.-. Centrífuga eliminadora de sólidos de alta y baja gravedad. Esta unidad debe tener la capacidad de eliminar sólidos de alta y baja gravedad. XVIII.4.4.- Silos presurizados con capacidad mínima total de almacenamiento de 200 toneladas de barita. XVIII.4.5.- Almacén de productos químicos. XVIII.4.6.- Laboratorio equipado para efectuar la determinación de las propiedades físicas y químicas de los fluidos preparados y acondicionados en la planta, establecidas en las recomendaciones API 13B. XVIII.4.7.- Permisos o autorizaciones ambientales vigentes para la operación de la planta de fluido XVIII.5.- Para la operación de la Planta, el CONTRATISTA debe contar con el personal necesario para su operación, durante las 24 horas del día y vigencia del contrato. Página 28 de 140




XVIII.6.- El CONTRATISTA debe mantener al inicio y durante la vigencia del contrato, los permisos o autorizaciones ambientales vigentes, para realizar las actividades en la planta de fluidos de control. XVIII.7.- El contratista desde su planta de fluidos, debe bombear al barco lodero un volumen de fluido de control densificado con un gasto mínimo de 300 GPM por un periodo de 6 horas continuas sin interrupción. Si el contratista no cumple con lo establecido de bombeo, se hará acreedor a la pena convencional por retraso de los trabajos. (Aplica solo División marina). XVIII.8.- Es responsabilidad del CONTRATISTA en sus inst alaciones y en las de PEP, el manejo de los residuos de manejo especial, residuos peligrosos y sólidos urbanos que se generen durante la ejecución de sus procesos (el manejo de los fluidos, materiales químicos, lavado de presas, residuos del laboratorio).

XIX.- EQUIPO DE LABORATORIO PORTÁTIL PARA PRUEBAS DE LOS SISTEMAS DE FLUIDOS XIX.1.- El CONTRATISTA debe proporcionar el equipo de Laboratorio Portátil con su respectivo gabinete de análisis. El CONTRATISTA debe atender ______ localizaciones simultáneamente, debiendo tener en cada una de ellas, como mínimo los siguientes equipos: 1 PIEZAS Embudo para viscosidad Marsh con pocillo graduado de un litro (1000 cc). 1 PIEZAS Balanza para Fluidos de control, para efectuar la medición de la densidad (peso del fluido de control) de los sistemas de fluidos, con escala en unidades de gravedad específica (g/cm3). 1 PIEZA Filtro Prensa estándar (API). 1 PIEZA Filtro Prensa Alta Presión-Alta Temperatura (APAT). 1 Equipo para determinar el contenido de arena. 1 PIEZAS Equipo para determinar el contenido de aceite, agua y sólidos (Retorta). 1 Pieza Viscosímetro Fann (Modelo 35 C o equivalente) 1 Equipo de prueba Azul Metileno (MBT). 1 Equipo para determinar la concentración de cloruros (o salinidad). 1 Equipo para determinar la alcalinidad del fluido de control y filtrado (para iones de OH, CO3, HCO3). 1 Equipo para determinar el Ion potasio 1 Equipo para determinar el Ion calcio. 1 Paquete de recipientes de vidrio para pruebas de laboratorio. 1 Paquete Detectores de H2S (ampolletas o tabletas). 1 Centrifuga manual multimixer. 1 Agitador magnético. 1 Agitador Magnético con calentamiento. 1 PIEZA Balanza Granataria. 1 PIEZA Probador de Emulsión. 1 Termómetro. 1 Equipo de laboratorio completo para efectuar pruebas físicas de producción.

XX.- LABORATORIO PARA SOPORTE TECNICO XX.1.- Es obligación del CONTRATISTA de tener disponible durante la vigencia del contrato con: 1).un Laboratorio de Soporte Técnico propio o arrendado , ubicado en el área del desarrollo de los Página 29 de 140




trabajos o en el Continente Americano y su objetivo es determinar la composición de las formaciones y simular las reacciones de interacción roca-fluido que permitan la selección optima del fluido de perforación de pozos, desde el punto de vista técnico- económico, las pruebas entre otras, pueden ser: •

Muestras de formación (muestras de canal cada 50 metros perforados, como máximo)

•

Estudio de la composición química y mineralógica de la formación

•

Simulación de reacciones roca-fluido con los sistemas considerados (hinchamiento lineal, dispersión, capacidad de intercambio catiónico, perfil de reactividad)

•

Establecer criterios de selección.

El CONTRATISTA debe de hacer las pruebas de los fluidos de perforación apoyándose con lo establecido en la Guía para la Selección de Fluidos de Perforación en el APENDICE C del anexo B-1.

XX.2.- El CONTRATISTA debe de hacer las pruebas de los fluidos de perforación que PEP, le solicite y entregar un informe de la Caracterización de Formaciones como base para la Selección de Fluidos de Control, sin costo adicional para PEP, que incluya: •

Comparativo de Pozos de correlación.

•

Orígenes de problemas de inestabilidad.

•

Comparación de índices de desempeño.

•

Informe de recolección de muestras.

•

Informe de Pruebas de Interacción Roca – fluido.

•

Propiedades reológicas y tixotropicas de los fluidos de control.

•

Informe de pruebas de filtración a alta presión alta temperatura y de permeabilidad empleando el equipo PPT.

•

Consideraciones para prevenir problemas detectados.

•

Mecanismos de Inestabilidad.

•

Recomendaciones y Selección del tipo de Lodo.

•

Prácticas operativas.

•

Documentar lecciones aprendidas.

XX.3.- El CONTRATISTA debe presentar un estudio de caracterización de la formación de los campos en donde haya realizado trabajos objeto de este contrato, PEP indicará el pozo en donde se realice el estudio. El Contratista debe entregar los resultados en un plazo no mayor de 20 días al término de la perforación del pozo designado. El estudio debe contener los siguientes puntos: a) Identificación de las zonas problemáticas en diferentes campos Página 30 de 140




b) Recolección y clasificación de recortes y/o núcleos. •

Muestreo de formación y análisis cada 50 m perforados.

•

Fabricación de pastillas o núcleos mediante la compactación en zonas de interés.

•

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

•

Elaboración de pastillas.

c) Preparación de las muestras, limpieza de núcleos o recortes, molienda y conservación de éstas, según si aplica el caso. d) Caracterización mineralógica de las muestras. e) Estudio en microscopio sobre los tamaños de garganta de poro en lutitas/arenas, para el diseño de material puente ante. f) Estudio del comportamiento de las muestras arcillosas mediante evaluaciones de expansión lineal, dispersión, succión capilar, presión osmótica, tamaño de garganta de poro en zonas permeables, pruebas de embolamiento y lubricidad de los fluidos de control, utilizando fluidos evaluados bajo normas o existentes en campo. g) Evaluación de las propiedades de los fluidos, bajo normas o métodos, para obtener conocimiento de sus propiedades y que sirvan de base para el establecimiento de parámetros. h) Interpretación de registros geofísicos. El CONTRATISTA debe llevar a cabo el análisis de los registros geofísicos de pozos, los estudios de núcleos existentes, orientados y no orientados y toda la información petrofísica relevante disponible, para el la correlación y validación de esta información con los resultados de las pruebas de laboratorio y diagnostico de los problemas del campo.

XX.4.- El laboratorio para el soporte operativo del contratista debe contar como mínimo con el equipo para realizar los siguientes análisis: Detección de gases amargos (TREN DE GAS GARRET) Difracción de Rayos-X (Roca total/ Fracción arcillosa). Análisis de Barrido y Análisis Químico Elemental por Espectroscopia de Rayos-X Microscopia Electrónica de Barrido. Pruebas de Filtrado APAT en discos cerámicos que simulen la geometría porosa de la formación. Integridad al contacto con el tiempo. Imágenes de Sección Delgada. Microscopio Petrográfico. Retorno de Permeabilidad. Capacidad de Intercambio Catiónico (CIC). Página 31 de 140




Hinchamiento Lineal. Dispersión. Tiempo de Succión Capilar (TSC). Obtención digital de espectros. Pruebas para análisis de filtración dinámica de fluidos de control. Determinación de parámetros reológicos en condiciones de presión y temperatura de fluidos de control.

XXI.- MATERIALES Y EQUIPOS XXI.1.- El diesel que el CONTRATISTA utilice en la preparación o acondicionamiento del fluido de control base aceite en su planta de fluidos de control o en el pozo, debe cumplir con las especificaciones “PEMEX DIESEL” vigentes (indicadas anexo B-1), entregando la factura de adquisición y el certificado de calidad, con las especificaciones solicitadas en este contrato, al área operativa designada por PEP, cuando así se requiera. XXI.2.- Durante la vigencia del contrato PEP, verificará la calidad del diesel utilizado por el contratista . En caso de que no cumpla con las especificaciones de calidad solicitadas, PEP procederá a dar inicio al proceso de rescisión de contrato por riesgo al personal y las instalaciones. XXI.3.- PEP proporcionará el diesel para la preparación y mantenimiento de los fluidos de control a bordo de la plataforma (aplica a la División marina). XXI.4.- El CONTRATISTA es responsable de todo su equipo, materiales y refaccionamientos, garantizando la continuidad operativa durante el desarrollo de los trabajos del presente contrato, así mismo deberá asegurar sus equipos y herramientas ya que PEP no efectuará pago alguno, por equipo o herramientas perdidas, dañadas o extraviadas, durante el desarrollo de los trabajos encomendados al CONTRATISTA, para la cual fue contratado. Cualquier atraso en el inicio de los trabajos o suspensión durante el desarrollo de los mismos, imputables al contratista se aplicará la pena convencional correspondiente. XXI.5.- El CONTRATISTA se obliga a mantener al inicio y durante el desarrollo del contrato en el pozo la cantidad que se requiera de barita para la preparación de acuerdo al inicio de cada etapa, acondicionamiento o contingencias. XXI.6.- El CONTRATISTA asume la obligación de obtener los permisos y derechos que se requieran para la importación del equipo de laboratorio, reactivo analítico, refacciones, accesorios y materiales químicos.

XXII.- EJECUCIÒN DE LOS TRABAJOS XXII.1.- El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP el manual de procedimientos aplicables a los trabajos de fluidos de perforación, equipo de separación de sólidos, tales como: análisis de propiedades fisicoquímicas, hidráulica, pérdidas de circulación, desplazamientos de fluidos. Página 32 de 140




XXII.2.- El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP, el procedimiento para el manejo y disposición final de los recortes de perforación impregnados con fluidos base agua. XXII.3.- El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP el procedimiento para el manejo, tratamiento y disposición final del recortes de perforación impregnados con fluidos de emulsión inversa, la descripción del tratamiento utilizado, el rehusó y reciclaje en su caso y la disposición final. XXII.4.- El área operativa de PEP comunicará al CONTRATISTA mediante la Solicitud Interna de Trabajo, la cual contendrá el nombre del pozo a intervenir y el concepto de trabajo a ejecutar. El CONTRATISTA debe dar seguimiento a la instalación del equipo de perforación, para que con la orden emitida, con debida anticipación, transporte e instale sus materiales, equipos de apoyo, así como el equipo para control de sólidos y el equipo para manejo de residuos (en muelle o pozo); de tal manera que estén instalados y en condiciones de operar en la fecha y hora en que el equipo de perforación de PEP esté totalmente instalado y listo para iniciar su actividad de perforación. Si por causas imputables al CONTRATISTA, PEP no puede iniciar la perforación del pozo, PEP le aplicará al CONTRATISTA la pena convencional por retrasos al inicio de los trabajos. XXII.5.- El personal técnico del CONTRATISTA debe colaborar estrechamente con el área operativa de PEP, haciendo las observaciones y dando las recomendaciones técnicas en su especialidad, necesarias para lograr el aprovechamiento óptimo del trabajo, debiendo entregar por escrito previo al inicio de cada etapa de perforación de los pozos, el programa de fluidos, programa hidráulico, necesidades en operaciones de cementaciones de tuberías de revestimiento, desplazamientos de fluidos, logística necesaria y oportuna para efectuarlos, pérdidas de circulación, flujos de agua salada, pegaduras de tuberías, gasificaciones y cualquier otro evento que pueda afectar el desarrollo óptimo de los trabajos. XXII.6.- Cuando PEP requiera únicamente trabajos con los equipos para control de sólidos, o manejo de recortes y residuos de este contrato, el CONTRATISTA se obliga a proporcionarlos y a ejecutar los trabajos de acuerdo a lo pactado a solicitud expresa de PEP, mediante la Orden de Trabajo, debiendo considerar las especificaciones técnicas contenidas en el Anexo B. XXII.7.- El CONTRATISTA es responsable, durante la ejecución de los trabajos, de mantener dentro de los rangos propuestos o rediseñados en su caso, las propiedades fisicoquímicas, realizando los análisis de los fluidos de control y reportarlos diariamente y las veces que sean requeridos por el área operativa de PEP. XXII.8.- Para los fluidos base agua inhibido es necesario que al inicio de los servicios se describa el procedimiento para determinar la concentración activa de los supresores de hidratación de arcilla y aditivos adicionados. XXII.9.- Cuando el CONTRATISTA, no realice los trabajos objeto de este contrato bajo las especificaciones establecidas dentro del anexo B ó resulten inadecuados por causas imputables al personal técnico, materiales químicos empleados o equipos proporcionados por el CONTRATISTA, éste se obliga a reponer el o los trabajos objeto del contrato, en forma inmediata sin que tenga derecho a retribución adicional alguna para ello, PEP le aplicará al CONTRATISTA la pena convencional correspondiente. XXII.10.- Será responsabilidad del CONTRATISTA de diseñar y proporcionar los baches espaciadores en los cambios de sistema de fluidos, para el final de cada etapa del pozo, con las propiedades fisicoquímicas requeridas, incluyendo la barita, así como su manejo y disposición final. Estos Baches deben estar incluidos en cada sistema de fluidos que proponga. Página 33 de 140




XXII.11.- Cuando el rango de la densidad de fluido requerido para la perforación de una etapa, no este contemplado dentro del concepto de trabajo del anexo DE-10A , PEP pagará el incremento de densidad del fluido por centésima incrementada, (g/cc por metro cúbico), tomando como base la densidad establecida en el catálogo de precios unitarios para esta etapa. Este concepto de trabajo también aplica para densificar baches espaciadores en la ejecución de la cementación. XXII.12.- Es responsabilidad del CONTRATISTA la recuperación de todos los fluidos de control remanentes empleados en las operaciones de perforación y terminación, los cuales serán recibidos por el CONTRATISTA en el muelle asignado o en su planta de fluidos. XXII.13.- El CONTRATISTA es responsable de la aplicación y cumplimiento de los trabajos SUBCONTRATADOS y aceptados por PEP, en las propuestas técnica y económica. XXII.14.- Para las etapas que se perforen con fluidos base aceite, el CONTRATISTA será responsable de suministrar al inicio de cada etapa, desde su planta el volumen necesario para llenar las presas de trabajo y para la tubería de revestimiento de acuerdo a la geometría del pozo, con las especificaciones técnicas solicitadas en este contrato. XXII.15.- Durante la perforación de las etapas con fluido de emulsión inversa, es responsabilidad del CONTRATISTA la generación oportuna del fluido de control, debiendo proporcionar los aditivos químicos y la asistencia técnica especializada, cumpliendo con las especificaciones solicitadas por PEP. Para el caso de la División Marina el diesel y el agua serán suministrados por PEP a bordo de la plataforma y no debe ser considerados dentro de sus costos. XXII.16.- El CONTRATISTA es responsable en caso de presentarse derrames de fluido, de recortes de perforación o daño al entorno ecológico imputable a sus actividades, de efectuar por sus propios medios, la restauración de las áreas afectadas, debiendo cumplir estrictamente con la Legislación aplicada en materia de protección Ambiental, liberando de toda responsabilidad a PEP ante dependencias gubernamentales. XXII.17.- El CONTRATISTA es responsable de mantener en el sitio de los trabajos durante su ejecución, el personal suficiente para el manejo y adición de sus aditivos químicos para mantener los fluidos objeto de este contrato en las condiciones requeridas por PEP, además este personal debe mantener en perfectas condiciones de limpieza el área de trabajo correspondiente a su actividad (no aplica para la División Marina). XXII.18.- El CONTRATISTA es responsable de recolectar en los lugares asignados por PEP, los desechos generados (bolsas de papel, cartón, plástico, tambores metálicos, tambores de plástico, bidones, flejes, tarimas y todo tipo de envases) por el uso de los aditivos químicos durante la aplicación del trabajo. Asimismo es responsable de su transporte, tratamiento y disposición final (no aplica para la División marina). XXII.19.- El CONTRATISTA es responsable de retirar los aditivos químicos y fluidos remantes de perforación al término de cada etapa a su base de operaciones o planta de lodos XXII.20.- Es responsabilidad del CONTRATISTA por la naturaleza del trabajo contar con materiales químicos y equipo de laboratorio, para mantener los sistemas de fluidos en operaciones normales y para atender y manejar cualquier contingencia que se presente durante el desarrollo de los trabajos. Página 34 de 140




XXII.21.- El CONTRATISTA, llevará un registro en archivo electrónico, de distribución de tiempos de perforación, perforando, esperas, repasando, estabilizando así como el índice de desempeño, balance de volúmenes de fluidos e inventario de aditivos químicos en el equipo de perforación, especificando la existencia de cada uno de ellos y las concentraciones en el fluido y la desviación de este con respecto a su formulación, el cual deberá ser entregado al término de cada etapa al área operativa de PEP. XXII.22.- Si durante la etapa de perforación existen problemas de pérdida de intervalo perforado, por causas imputables al CONTRATISTA, éste repondrá los trabajos hasta alcanzar la profundidad original, sin costo adicional para PEP. XXII.23.- El CONTRATISTA debe entregar al área operativa de PEP al inicio de cada trabajo objeto de este contrato, un expediente con copias simples de las Hojas de datos de seguridad sobre el manejo y uso de los aditivos químicos de acuerdo a la NOM-018-STPS-2000, mismas que deben coincidir con los certificados de calidad y con las fichas técnicas de los aditivos químicos propue stos. XXII.24.- El CONTRATISTA debe colocar en los envases de sus aditivos químicos y en el área de almacenamiento de éstos, letreros alusivos al grado de riesgo de su manejo. XXII.25.- La aprobación de los trabajos de fluidos se realiza en el momento y lugar de su ejecución, con intervención de los Certificadores de campo que PEP designe y el personal técnico del CONTRATISTA. XXIII.- ADMINISTRACIÓN DE CONTRATO XXIII.1 SOLICITUD INTERNA DE TRABAJO XXIII.1.1- Dada la naturaleza de los Trabajos objeto de este contrato, así como de las condiciones operativas de los pozos, el área Operativa emitirá una Solicitud Interna de Trabajo a la residencia de Obra para que esta elabore y autorice la Orden de trabajo para ser entregada al CONTRATISTA. XXIII.1.2.- Al emitir la solicitud interna de trabajo del área operativa, se pondrá de acuerdo con el CONTRATISTA para programar los materiales, equipo y personal, para ejecutar los trabajos solicitados, de acuerdo a las necesidades técnicas del pozo del que se trate y las condiciones prevalecientes en el momento en que sean requeridos los trabajos. XXIII.1.3.- La solicitud interna de trabajo contendrá los conceptos de trabajo pactados en el contrato a utilizar con su volumen estimado, el nombre del pozo o localización el cual se va a realizar el servicio así como su fecha estimada de inicio de los trabajos, y debe estar firmado, por el área operativa. XXIII.2.- ÓRDENES DE TRABAJO XXIII.2.1.- Dada la naturaleza de los Trabajos objeto de este contrato, así como de las condiciones operativas de los pozos, el contrato se ejercerá a través de órdenes de trabajo, las cuales serán emitidas por PEP, previa solicitud interna de trabajo del área operativa, de conformidad con las necesidades técnicas del pozo de que se trate y las condiciones prevalecientes en el momento en que sean requeridos los trabajos. Página 35 de 140




XXIII.2.2.- Para la ejecución de los trabajos, la residencia de Obra de PEP, emitirá y autorizará las órdenes de trabajo al CONTRATISTA al menos con (48) cuarenta y ocho horas de anticipación a la fecha programa para el inicio de los trabajos. En caso de que el CONTRATISTA no se presente a recibir la orden de trabajo, esta se tendrá por recibida el día de su emisión, lo cual se asentará en la bitácora correspondiente. XXIII.2.3.- Es responsabilidad del Superintendente de Construcción del CONTRATISTA, asista diariamente a las juntas de operaciones con el área operativa o a la residencia de obra de PEP, con el fin de revisar los aspectos técnicos y administrativos del contrato, en caso de no presentarse se solicitara la sustitución inmediata. XXIII.2.4.- Recibida la Orden de Trabajo por el CONTRATISTA y no iniciara los trabajos al momento de requerirse ó interrumpe durante la ejecución de los mismos, por causas imputables al CONTRATISTA, se aplicará la pena convencional por retrasos al inicio de los trabajos. XXIII.2.5.- Si una vez iniciados los trabajos de una determinada Orden de Trabajo, el CONTRATISTA no termina de ejecutar los conceptos por causas imputables al CONTRATISTA, el cual será un trabajo incompleto y no satisfactorio para PEP, se entenderá como incumplida la orden de trabajo y no se pagara la misma. XXIII.2.6.- Será responsabilidad del CONTRATISTA atender inmediatamente cualquier tipo de llamada del Área Operativa o Residencia de Obra de PEP, en cualquier día durante la vigencia del contrato sin importar la fecha y hora, cumpliendo con el proceso administrativo de este contrato. XXIII.2.7.- La Orden de Trabajo debe contener la información general (fechas de entrega, fechas estimadas de inicio, localización, direccionamientos presupuéstales y partidas a ejecutar) e información técnica requerida para la ejecución de los trabajos, la cual debe quedar consignada en los formatos que se indican en el anexo B, con el propósito de precisar los alcances del trabajo solicitado. XXIII.2.8.- Debido a la naturaleza de los Trabajos objeto de este contrato pueden surgir diferentes eventualidades durante la ejecución de los trabajos que ameriten la no ejecución o realización de trabajos adiciónales a los conceptos de trabajo solicitados en la Orden de Trabajo inicia, estos cambios se documentan al momento de elaborar la certificación del servicio. XXIII.2.9.- Debido a la naturaleza de los Trabajos objeto de este contrato pueden surgir diferentes cambios técnicos y operacionales del pozo que conllevan a no ejecutar la orden de trabajo. En este caso, PEP emitirá la cancelación de dicha orden previo a la solicitud por escrito del área operativa el cual se le notificara al CONTRATISTA. XXIII.2.10.- Si el CONTRATISTA realiza trabajos sin mediar orden por escrito de parte de PEP, independientemente de la responsabilidad en que incurra por la ejecución de los trabajos excedentes, no tendrá derecho a reclamar pago alguno por ello, ni modificación alguna del plazo de ejecución de los trabajos. XXIII.2.11.- En caso de que PEP determine efectuar una suspensión temporal de los trabajos pactados en una orden de trabajo debido a un requerimiento del Activo o derivado de algún trabajo requerido en otro pozo, PEP notificará al CONTRATISTA la suspensión de los mismos e indicará qué equipos, herramientas y trabajos deberán permanecer en el pozo suspendido, reconociendo PEP solamente el cargo de los mismos hasta la reanudación del trabajo suspendido. Página 36 de 140




XXIII.2.12.- Para la ejecución de los trabajos relacionados con los equipos de control de sólidos, la residencia de Obra de PEP, emitirá y autorizará las órdenes de trabajo al CONTRATISTA al menos con treinta (30) días naturales de anticipación a la fecha programa para el inicio de los trabajos, los cuales deberán estar debidamente instalados y probados operativamente para los trabajos solicitados. La CONTRATISTA deberá tomar las medidas pertinentes para el cumplimiento de la orden de trabajo, cualquier incumplimiento imputable al CONTRATISTA será causa de aplicación de la pena convencional por retraso o interrupción de los trabajos. XXIII.2.13.- Para la ejecución de los trabajos relacionados con el manejo de recortes, la residencia de Obra de PEP, emitirá y autorizará las órdenes de trabajo al CONTRATISTA al menos con treinta (30) días naturales de anticipación a la fecha programa para el inicio de los trabajos, los cuales deberán estar debidamente instalados y probados operativamente para los trabajos solicitados. La CONTRATISTA deberá tomar las medidas pertinentes para el cumplimiento de la orden de trabajo, cualquier incumplimiento imputable al CONTRATISTA será causa de aplicación de la pena convencional por retraso o interrupción de los trabajos. XXIII.3 BOLETA O REPORTE DE CAMPO XXIII.3.1.- Es el documento generado en el lugar de ejecución de los trabajos por cada Orden de Trabajo solicitada por PEP, en el cual se asientan y verifican los Trabajos efectuados en campo por el CONTRATISTA. Es Validado y firmado por el Certificador de Campo por parte de PEP en el sitio del pozo y por el Técnico Especialista ejecutor de los trabajos en representación del CONTRATISTA . Es el apoyo para poder elaborar la Certificación de los trabajos, lo anterior sin perjuicio de que PEP pueda reclamar en cualquier momento por fallas o vicios ocultos detectados . XXIII.3.2.- Es responsabilidad del CONTRATISTA de entregar las boletas de campo autorizadas al Supervisor o Residente de Obra los primeros 5 (cinco) días de cada mes o después de haberse ejecutado los trabajos, cualquier retraso de dichos documentos por parte del CONTRATISTA, PEP solicitara que sea sustituido el Superintendente de construcción de la CONTRATISTA, sin cargo alguno para PEP. XXIII.4 CERTIFICACIÓN DE LOS TRABAJO XXIII.4.1.- Documento elaborado y autorizado por el Residente o Supervisor de Obra, que contiene los volúmenes de cantidad de obra realizados de acuerdo a los conceptos de trabajo utilizados, que han sido autorizados en la Boleta ó Reporte de Campo. Adicionalmente deberá contener la información presupuestal correspondiente. XXIII.4.2.- Las Certificaciones de los trabajos serán entregadas al CONTRATISTA en la Residencia de Obra, en el día en que sea indicado por el Residente o Supervisor de obra, registrándolo en la bitácora. XXIII.5 GENERADOR DE OBRA XXIII.5.1.- Es el documento presentado por el CONTRATISTA el cual contiene el volumen de obra realizado, el avance fisco financiero , información presupuestal y del pozo el cual debe ser entregado a Página 37 de 140




la Residencia de Obra de PEP, este documento es preeliminar a la estimación, el cual se pueden hacer las correcciones en el mismo, originados por la revisión de la información presentada, por el CONTRATISTA, para que cuando se elabore la estimación se consideren la información correcta del Generador de Obra corregido.

XXIII.5.2.- El CONTRATISTA debe de presentar adjunto a su Generador de Obra, la Orden de trabajo, la Boleta o Reporte de Campo de los trabajos avalada por el Certificador de Campo, la Certificación de los Trabajos ó cualquier otro documento o reporte acordado con el Residente o Supervisor de Obra XXIII.6 ESTIMACIONES XXIII.6.1.- Para el pago correspondiente a cada trabajo, el CONTRATISTA deberá de presentar adjunto a su estimación, el Generador de Obra con sus apoyos correspondientes. XXIII.6.2.- Cualquier retraso en la autorización de la estimación derivada de la falta de entrega del Generador de obra y sus poyos o que la información contenida en la estimación no sea igual a la del Generador de Obra y sea imputable al CONTRATISTA es motivo de rechazo a la ventanilla única regional. XXIII.7 BITÁCORA ELECTRONICA DE OBRA XXIII.7.1.- El Residente y Supervisor de Obra de PEP, debe llevar diariamente el seguimiento de los trabajos solicitados, registrándolos en la Bitácora electrónica de Obra respectiva, con apego a la Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas y su Reglamento, misma que debe ser firmada por el Supervisor y el personal que preste la atención técnica especializada en campo del CONTRATISTA y el Residente y Supervisor de PEP. XXIII.7.2.- Resultados obtenidos en el control de las pérdidas de circulación y XXIII.7.3.- Volúmenes programados y reales.

XXIV.- REPORTES XXIV.1.- El CONTRATISTA entregará al área operativa de PEP, desde el inicio y durante el desarrollo del contrato, el reporte diario que incluya como mínimo: fecha y nombre del pozo en cuestión, número de contrato, reporte de los trabajos ejecutados de acuerdo al catálogo de precios unitarios, tipo y propiedades fisicoquímicas del fluido de perforación, concentraciones de inhibidores de lutita de sus sistemas determinados químicamente, avance de metros perforados, consumos de aditivos químicos, entradas y salidas de aditivos químicos, de fluidos, diesel, barita a granel, silos instalados y sus condiciones de operación, equipo para control de sólidos instalado y sus condiciones de operación que incluya tipos de mallas utilizadas, eficiencia en porcentaje de sólidos eliminados a los fluidos de perforación, cantidades de recortes y residuos de perforación generados y transportados de la localización o muelle asignado hasta a su centro de tratamiento y disposición final, nombre y firma del personal que presta la atención técnica en campo. Página 38 de 140




XXIV.2.- La información referente a los pozos intervenidos, y los resultados obtenidos durante las operaciones, son propiedad de PEP y se consideran de carácter estrictamente confidencial y bajo ninguna circunstancia serán divulgados por el CONTRATISTA. XXIV.3.- El contratista debe entregar al área operativa de PEP, durante los primeros 10 (diez) días posteriores al término de cada etapa del pozo intervenido , el informe final impreso y en sistema electrónico del desempeño del servicio, indicando lo siguiente: 1.- Velocidad promedio de la etapa en metros por minuto. 2.- Gráfica de profundidad contra avance. 3.- Tiempos de acondicionamiento de fluidos. 4.- Tiempos de esperas por materiales. 5.- Eficiencia del equipo de control de sólidos 6.- Tiempos perdidos por resistencias y fricciones. 7.- Tiempos por pegadura de tubería. 8.- Atrapamiento de sarta por presión diferencial y empacamiento. 9.- Costo del servicio de fluidos de control, equipos de control de sólidos y manejo de residuos por etapa. 10.- Volúmenes por pérdida de circulación y su clasificación. 11.- Procedimiento aplicado para el control de pérdidas de circulación. 12.- Resultados obtenidos en el control de las pérdidas de circulación. 13.- Volúmenes programados y reales. 14.- Tiempos de circulación programados y no programados. XXIV.4.- El CONTRATISTA, dentro de los primeros cinco (5) días de cada mes, debe entregar al residente de obra y al área que designe PEP, los informes del mes anterior sobre su desempeño en seguridad y protección ambiental (índices de accidentalidad y cursos de capacitación) y manejo de recortes, conforme a lo solicitado en el anexo “S”, esta información deberá asentarse en la bitácora electrónica de obra del contrato, en todo caso este reporte deberá acompañarse a la estimación para efectos de que ésta sea autorizada por el supervisor de PEP.

XXV.- PERSONAL DEL CONTRATISTA XXV.1.- El CONTRATISTA, al inicio del contrato nombrará a su Superintendente de Construcción que debe conocer el contenido de las normas y especificaciones técnicas, así como todo lo relacionado con los trámites administrativos objeto de este contrato, estando debidamente facultado para tomar decisiones y resolver a nombre del CONTRATISTA cualquier situación que se presente durante el desarrollo de las actividades relativas al contrato. Dicho representante debe asistir y participar en las reuniones convocadas por los representantes de PEP. XXV.2.- El CONTRATISTA reemplazará por su cuenta y a petición de PEP, a cualquier personal que ocasione retrasos, se encuentre poniendo en peligro las operaciones o instalaciones, debido a su incompetencia, a su evidente mala conducta o inobservancia de la normatividad ambiental y de seguridad.

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XXV.3.- El CONTRATISTA deberá mantener en la localización, durante las 24 horas del día, al especialista de fluidos en cada pozo, el cual será responsable de supervisar y manejar los sistemas de fluidos, dando seguimiento a las condiciones de operación del pozo por medio del software de hidráulica, emitiendo a su vez las recomendaciones para el adecuado control de la DEC, asimismo debe coordinar al personal que opere el equipo de control de sólidos y el manejo que se le de a los recortes de perforación, con el fin de optimizar la sinergia de los traba jos integrados objeto de este contrato que conlleve a la optimización de los tiempos de perforación. XXV.4.- Es responsabilidad del CONTRATISTA que el personal técnico que designe para la ejecución de los trabajos supervise y aplique los programas de cómputo, así como las mejores técnicas en el manejo y del equipo de control de sólidos. Este personal deberá permanecer a bordo de la plataforma por un tiempo máximo de 14 días, con jornadas de trabajo de 12 horas diarias cada uno (definir para cada División). XXV.5.- Es responsabilidad del CONTRATISTA que su personal técnico a bordo de la plataforma, donde se desarrollen los trabajos objeto de este contrato, así como sus representantes ante la unidad operativa deben hablar el idioma español, para revisar el desarrollo diario de los trabajos. XXV.6.- El personal del CONTRATISTA al abordar las instalaciones de PEP, debe presentarse con la representación técnica de la instalación. XXV.7.- El CONTRATISTA durante el desarrollo del contrato se compromete a solicitud de PEP, a impartir cursos con personal experto en los temas de: - Manejo y aplicación de software de Hidráulica. - Diagnostico y prevención de pegaduras de tubería. - Pérdidas de Circulación y métodos preventivos. - Curso avanzado de fluidos (en aguas profundas). Los cursos serán impartidos sin costo adicional para PEP. XXV.8.- Independientemente de la estrategia que el CONTRATISTA considere para atender ____ localizaciones, en forma simultánea, deberá contar como mínimo en todo momento durante la vigencia del contrato con el siguiente personal el cual deberá de sujetarse a lo solicitado en los criterios de evaluación: Un (1) Superintendente de construcción. Dos (2) técnicos especialistas en fluidos, por cada localización. Dos (2) operadores de equipos de control de sólidos, por cada localización. Lo anterior, es de forma enunciativa más no limitativa por lo que en caso de requerirse personal adicional, el CONTRATISTA estará obligado a proporcionarlo. Además, debe contar con el personal operario necesario para cumplir con los requerimientos de los trabajos en forma eficiente y sin interrupción o demora, mismos que deben ser coordinados por el CONTRATISTA para atender un total de _____ localizaciones en forma simultánea. Página 40 de 140




XXV.9.- El CONTRATISTA debe contar con un Superintendente de Construcción (Representante Técnico), con perfil profesional de Ingeniero Químico en las diferentes especialidades o Ingeniero Petrolero. Está obligado a hablar el idioma español. A).- Para personal Nacional: • Presentar copia del título y cédula profesional expedida por la Secretaría de Educación Pública. • Currículo Vitae acreditando 5 (cinco) años en trabajos relacionados objeto de este contrato, firmado por el representante legal de la CONTRATISTA. B).- Para personal Extranjero: • Presentar copia de certificado o titulo que ampare los estudios Universitarios realizados en cualquier parte del mundo similar al perfil solicitado. • Currículo Vitae acreditando 5 (cinco) años en trabajos relacionados objeto de este contrato, firmado por el representante legal de la CONTRATISTA. C).- El CONTRATISTA podrá proponer profesionales en cualquier rama de la ingeniería, los cuales deben acreditar una experiencia mínima de 8 (ocho) años en trabajos objeto de este contrato, cumpliendo con el inciso A o B respectivamente. Debe hablar el idioma español obligatoriamente. XXV.10.- Atención Técnica especializada.- Durante la ejecución de los trabajos, el CONTRATISTA debe proporcionar asistencia técnica de campo, con personal que tenga el perfil de Ingeniero Químico en las diferentes especialidades o Ingeniero Petrolero, todos con experiencia mínima comprobada de 3 (tres) años en trabajos objeto de este contrato. Está obligado a hablar el idioma español. A).- Para personal Nacional: • Presentar copia del título y cédula profesional expedida por la Secretaría de Educación Pública. • Currículo Vitae acreditando 3 (tres) años en trabajos relacionados objeto de este contrato, firmado por el representante legal de la CONTRATISTA. B).- Para personal Extranjero: • Presentar copia de certificado o titulo que ampare los estudios Universitarios realizados en cualquier parte del mundo similar al perfil solicitado. • Currículo Vitae acreditando 3 (tres) años en trabajos relacionados objeto de este contrato, firmado por el representante legal de la CONTRATISTA. C).- Si el CONTRATISTA da la asistencia técnica especializada con profesionales de cualquier rama de la ingeniería, deberá acreditar una experiencia mínima comprobable de 5 (cinco) años en trabajos objeto de este contrato. Debe hablar el idioma español obligatoriamente. D).- Si el CONTRATISTA da la asistencia técnica especializada con personal con estudios a nivel Técnico en explotación petrolera, los cuales deben acreditar una experiencia mínima de 8 (ocho) años en trabajos objeto de este contrato. Debe hablar el idioma español obligatoriamente. Página 41 de 140




XXV.11.- Los operadores de equipos de control de sólidos , que se integren en la propuesta, deben ser los que presten la atención técnica durante la ejecución de los trabajos, los citados operadores deben hablar el idioma español y contar con experiencia mínima de 1(uno) año avalada con documentos Curriculum Vitae y diplomas de cursos de capacitación actualizados en trabajos similares. XXV.11,1.- PEP pagará el costo de los trabajos del operador de equipos de control de sólidos , una sola vez por día de operación del sistema integral de equipos de separación de sólidos. XXV.12.- Antes del inicio de los trabajos, el CONTRATISTA nombrará por escrito al Superintendente de Construcción, mismo que estará a cargo de la ejecución de los trabajos; en el caso de que sea extranjero, deberán dominar el idioma español y deberá residir en donde se encuentre ubicada la residencia de obra, así mismo tendrá la obligación de coordinarse con el Residente de Obra y Supervisor de Obra designados por PEP. XXVI.- TRANSPORTE XXVI.1.- El CONTRATISTA es responsable de proporcionar el personal, unidades de transporte y equipo terrestre necesario para las maniobras del manejo de los requerimientos para el desarrollo de los trabajos objeto de este contrato, debiendo cumplir con las disposiciones gubernamentales vigentes. XXVI.2.- El CONTRATISTA es responsable de proporcionar el transporte de todos los insumos requeridos para la ejecución de los trabajos, de su base al muelle asignado o pozo y viceversa, asimismo será responsable de la planificación y logística oportuna de estos trabajos, liberando a PEP, de cualquier responsabilidad y aceptando que si existe suspensión de las operaciones de perforación, motivada por la responsabilidad en que incurra, PEP le aplicará al CONTRATISTA la pena convencional correspondiente. XXVI.3.- El CONTRATISTA es responsable de transportar los recortes de perforación obtenidos en la descarga de los equipos de control de sólidos, hasta los contenedores y de evitar derrames de fluido durante la ejecución de los trabajos. XXVI.4.- Para el caso de pozos marinos o lacustres, PEP proporcionará el transporte del personal, equipo, herramientas, material, refacciones, unidades, accesorios y fluidos de perforación del CONTRATISTA, desde el lugar de embarque que PEP designe (Aéreo o Marítimo) hasta las instalaciones costa fuera y viceversa, en tal sentido el CONTRATISTA deberá tramitar la orden de embarque con 24 (veinticuatro) horas de anticipación. XXVI.5.- El CONTRATISTA será el responsable de todos los trámites aduanales correspondientes para el embarque y desembarque de su personal, equipos, herramientas, material, refacciones, unidades y accesorios costa fuera para pozos marinos o lacustre que se requieran y empleen en la ejecución de trabajos contratados, debiéndolos documentar detalladamente y proporcionar en caso de requerirse el o los pedimentos de importación de los materiales unidades y refacciones al residente de obra y Supervisor de PEP. XXVI.6.- En caso de que el CONTRATISTA por causas imputables a el, no ocupe el (los) espacio(s) previamente asignado(s) por PEP para pozos marinos o lacustre, para el cambio de guardia de su Página 42 de 140




personal, PEP procederá al cobro del costo correspondiente, con base a los precios que este tenga establecidos con terceros.

XXVII.- VERIFICACIÓN DOCUMENTAL Y FISICA DE LA PLANTA DE FLUIDOS DEL CONTRATISTA. Cada División marina establecerá el alcance del check list

XXVIII.- MAQUINARIA, EQUIPO Y MATERIALES QUE PROPORCIONARÁ PEP Durante la vigencia del contrato PEP proporcionará los siguientes elementos, sin costo para el CONTRATISTA, motivo por el cual no deberán ser considerados en la integración de sus costos unitarios.

PARA POZOS TERRESTRES (Aplica según lo de cada División) MAQUINARIA Y EQUIPO: 1.- Presas de trabajo del equipo de perforación. MATERIALES 1.- Energía eléctrica. 2.- Agua para el trailer habitación del personal de campo del CONTRATISTA, cuando se intervengan pozos con equipos de perforación propiedad de PEP.

PARA POZOS MARINOS (Aplica según lo de cada División) MAQUINARIA, EQUIPO EN PLATAFORMA SEMISUMERGIBLE, AUTOELEVABLE O FIJA. Equipo de abastecimiento de aire a una presión mínima de 120 PSI. Equipo de abastecimiento de corriente eléctrica a 220 volts. Grúa tipo marino (para izaje de materiales, equipo y personal en la plataforma de perforación. Unidad de alta presión para el desplazamiento del fluido de perforación y terminación. Silos para almacenamiento de barita a granel. Presas de fluidos de control. MATERIALES Diesel para mantenimiento de los fluidos base aceite a bordo de la plataforma. Agua de perforación. EN MUELLE DE EMBARQUE O DESEMBARQUE. Página 43 de 140




-01 Grúa tipo terrestre para carga y descarga de equipos, materiales, de las unidades de transporte de la compañía en el muelle de embarque y viceversa. Los muelles de PEP podrán ser los ubicados en la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco o en el Puerto Laguna Azul en Ciudad del Carmen, Campeche. -Barcos abastecedor y loderos para transportar materiales químicos y fluidos de perforación y terminación. -2 silos para el almacenamiento de barita ubicada en la Terminal Marítima de Dos Bocas, Tabasco. (OPCIONAL). - 01 Montacargas Cuando PEP considere necesario, podrá proporcionar 2 (dos) silos de la planta de fluidos de control de Dos Bocas, Tabasco al CONTRATISTA, para el almacenamiento temporal de su barita, para facilitar el suministro de este material en forma oportuna a Plataforma, siendo la responsabilidad del CONTRATISTA el control de la barita, sin responsabilidad para PEP.

XXIX.- SUBCONTRATACIÓN El Contratista puede subcontratar los siguientes servicios: • Manejo de recortes • Equipo de control de sólidos • Transporte Terrestre de fluidos (no aplica a la División Marina) • Laboratorio de soporte técnico e investigación (Será adecuado a cada región)

XXX.- DESCRIPCIÓN DETALLADA Y ALCANCE DE LOS CONCEPTOS DE TRABAJO. XXX.1.- Cuando la densidad final de una etapa exceda de la pactada en los conceptos de trabajo establecido del catalogo de precios unitarios del anexo DE-10A, cada centésima de densidad adicional, será pagada por metro cúbico de fluido densificado. El cálculo de la barita se determinará con la siguiente formula: BA = V3 (D3- D1)/ (1- D1/4.20) BA = TONELADA DE BARITA. D1= DENSIDAD INICIAL DEL FLUIDO DE CONTROL A DENSIFICAR D3 = DENSIDAD FINAL DEL FLUIDO DE CONTROL V3 = VOLUMEN DENSIFICADO 4.20 = GRAVEDAD ESPECIFICA DE LA BARITA (MNX-L-159-SCFI-2003)

Partida No. 1.- FLUIDO BASE AGUA BENTONITICO PARA ETAPAS INICIALES Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas iniciales. Página 44 de 140




Unidad de medida: Metro cúbico. Incluye: Materiales: Aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones descritas en el anexo B-1, punto 1.4 Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Partida No.2.- FLUIDO BASE AGUA BENTONITICO PARA ETAPAS SUPERFICIALES, CON BARRENA DE 26” Y DENSIDAD DE 1.10 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas superficiales. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones descritas en el anexo B-1, punto 1.5 Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Partida No.3.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA INHIBIDOR DE LUTITAS (SIN BENTONITA), CON BARRENA DE 17 ½” Y DENSIDAD DE 1.35 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas de diámetro de 17 ½”. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas.

Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Partida No.4.- SISTEMA DE FLUIDO EMULSION INVERSA, CON BARRENA 12 ¼, CON DENSIDAD DE 1.65 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas de diámetro de 12 1/4”. Unidad de medida: Metro perforado. Página 45 de 140




Incluye: Materiales: Diesel, Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas.

Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Partida No.5.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, CON BARRENA DE 8 ½”, Y DENSIDAD DE 1.64 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas de diámetro de 8 1/2”, cumpliendo con la Norma NMX-167 y probado a temperatura de 150° Centígrados. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Partida No.6.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA, CON BARRENA DE 6 ½”, Y DENSIDAD DE 1.67 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas de diámetro de 6 1/2”, cumpliendo con la Norma NMX-167 y probado a temperatura de 150° Centígrados. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina Página 46 de 140




Partida No.7.- FLUIDO BASE AGUA BENTONITICO PARA ETAPAS SUPERFICIALES, CON BARRENA DE 18 1/2” Y DENSIDAD DE 1.10 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas superficiales. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones descritas en el anexo B-1, punto 1.5 Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Partida No.8.- SISTEMA DE FLUIDO EMULSION INVERSA, CON BARRENA 14 3/4 CON DENSIDAD DE 1.45 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas de diámetro de 14 3/4”. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Diesel, Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Partida No.9.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSION INVERSA, CON BARRENA 10 5/8” CON DENSIDAD DE 1.70 G/CC. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar las etapas de diámetro de 10 5/8”. Unidad de medida: Metro perforado. Incluye: Materiales: Diesel, Barita, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico y manejo de recortes. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota: El manejo de recorte no aplica para la División Marina. Página 47 de 140




Partida No. 10.- SISTEMA DE FLUIDO DE BAJA DENSIDAD. Unidad de medida: Metro Cúbico. Incluye: Materiales: Diesel, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que permita proporcionar limpieza, lubricidad y estabilidad, entre otras, a las formaciones perforadas. Nota 1: Para la División Marina el diesel será proporcionado por PEP, a bordo de la plataforma de perforación. Partida No. 11.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA PROPORCIONAR INHIBICIÓN AL FLUIDO DE BAJA DENSIDAD. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: aditivos químicos. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación con propiedades físico químicas que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 12.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO FINO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Carbonato de calcio fino, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 13.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO MEDIO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Carbonato de calcio medio, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 14.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO GRUESO. Unidad de medida: kg. Incluye: Página 48 de 140

Y




Materiales: Carbonato de calcio grueso, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 15.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON CARBONATO DE CALCIO EXTRA GRUESO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Carbonato de calcio extra grueso, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 16.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA INHIBIDORES DE LUTITAS SIN DENSIFICAR. Unidad de medida: Metro cúbico. Incluye: Materiales: Aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo, indicado en el numeral X de este anexo. El alcance de esta partida es proporcionar fluido de perforación con propiedades fisicoquímicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras; esta partida se utilizará cuando al estar perforando con fluido base agua inhibidor de lutitas, existan pérdidas de circulación imputables a PEP. Partida No.17.- SISTEMA DE FLUIDO DE EMULSION INVERSA SIN DENSIFICAR. Unidad de medida: Metro cúbico. Incluye: Materiales: Diesel, aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. El alcance de esta partida es proporcionar fluido de perforación con propiedades fisicoquímicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras; esta partida se utilizará cuando al estar perforando con fluido Emulsión Inversa, existan pérdidas de circulación imputables a PEP. Nota 1: Para la División Marina el diesel será proporcionado por PEP, a bordo de la plataforma de perforación. Partida No.18.- SISTEMA DE FLUIDO BASE AGUA ALTA TEMPERATURA SIN DENSIFICAR. Se refiere al fluido de control que se empleará para perforar formaciones con temperaturas mayores a 150°C, cumpliendo con la Norma NMX-167. Unidad de medida: Metro cúbico. Incluye: Materiales: Aditivos químicos de acuerdo a las concentraciones especificadas en el certificado de calidad respectivo, descrito en el anexo B-1. Punto 1.2, deben incluir carbonato de calcio indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Página 49 de 140




El alcance de esta partida es proporcionar fluido de perforación con propiedades fisicoquímicas, que proporcionen limpieza, lubricación y estabilidad, entre otras; esta partida se utilizará cuando al estar perforando con fluido base agua alta temperatura, existan pérdidas de circulación imputables a PEP.

Partida No.19.- SISTEMA DE FLUIDO INHIBIDO BASE AGUA DE MAR (AMPEP) Unidad de medida: Metro cúbico. Incluye: Materiales: Goma Xantana, inhibidor de lutitas y estabilizador de arcilla, todos los aditivos debe estar en estado liquido. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido de perforación con propiedades físicas y químicas, que permita proporcionar limpieza, lubricidad y estabilidad, entre otras, a las formaciones con cuellos arcillosos de la brecha Paleoceno-Cretácico. Partida No.20.- FLUIDO BASE AGUA PARA GENERAR FLUIDO ESPUMADO Unidad de medida: Metro cúbico. Incluye: Materiales: Bentonita, Goma Xantana y Poliacrilato de celulosa HV de acuerdo a las concentraciones especificadas en el anexo B-1. Punto 1.3, deben incluir carbonato de calcio como material sellante indicados en los pozos tipo numeral X de este anexo. Mano de Obra: Dos técnicos especialistas en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico. El alcance de esta partida es proporcionar el fluido base para generar un fluido espumado que permita perforar etapas con gradiente de fractura por debajo de los gradientes normales de formación y donde se requieren densidades por debajo de la densidad mínima alcanzada por los fluidos de baja densidad. Partida No.21.- TRABAJO PARA INCREMENTAR LA DENSIDAD DE FLUIDO DE CONTROL POR CADA 0.01 G/CC (UNA CENTESIMA ADICIONAL DE DENSIDAD POR M3 DE FLUIDO INICIAL) Unidad de medida: 0.01 g/cc/m3 (una centésima de densidad por cada metro cúbico del fluido inicial) Incluye: Materiales: Barita, la cual debe cumplir con la norma de calidad de NMX-L-159-SCFI-2003. El alcance de esta partida es incrementar la densidad al fluido de control, cuando la densidad final alcanzada en la etapa excede de la establecida en el catalogo de precios unitarios, aplica también en densificación de baches espaciadores utilizados en las operaciones de cementaciones. ADITIVOS COMPLEMENTARIOS Partida No.22.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE ADITIVOS DESPEGADORES DE TUBERIA. Se refiere a la preparación y colocación de volúmenes con surfactantes para la liberación de tuberías pegadas. Considerar una concentración en base a la norma de calidad establecida en el anexo B-1, punto 1.2. Unidad de medida. Litro del surfactante utilizado. Página 50 de 140




Incluye: Materiales: surfactantes. El alcance de esta partida es contar con baches despegadores con propiedades físico-químicas para facilitar la liberación de tuberías durante las etapas de perforación.

Partida No. 23.- TRABAJO INTEGRAL DE LAVADO DE POZOS. Se refiere a las actividades de lavado de pozos para la eliminación de sólidos adheridos a la pared de las tuberías de revestimiento en la etapa de terminación. Unidad de medida. Servicio. Incluye: Materiales: Aditivos químicos para la preparación de baches espaciadores, lavadores y viscosos. Mano de Obra: Un técnico especialista en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico. El alcance de esta partida tiene la finalidad de desplazar el fluido de control, remover y eliminar sólidos adheridos a las paredes de las tuberías. Partidas No. 24.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA FINA. Unidad de medida. kg. Incluye: Materiales: Obturante biodegradable celulósico Textura Fina, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1, y deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-156-1996-SCFI. El alcance de estas partidas es; obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación, parcial, severa y total en las operaciones de perforación. Partidas No. 25.TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA MEDIA, Unidad de medida. kg. Incluye: Materiales: Obturante biodegradable celulósico Textura media, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1, y deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-156-1996-SCFI. El alcance de estas partidas es; obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación, parcial, severa y total en las operaciones de perforación. Partidas No. 26.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA GRUESA. Unidad de medida. kg. Incluye: Materiales: Obturante biodegradable celulósico Textura gruesa, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1, y deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-156-1996-SCFI. El alcance de estas partidas es; obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación, parcial, severa y total en las operaciones de perforación. Página 51 de 140




Partidas No. 27.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE OBTURANTE BIODEGRADABLE: CELULÓSICO TEXTURA EXTRAGRUESA. Unidad de medida. kg. Incluye: Materiales: Obturante biodegradable celulósico Textura extragruesa, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1, y deben cumplir con la norma de calidad NMX-L-156-1996-SCFI. El alcance de estas partidas es; obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación, parcial, severa y total en las operaciones de perforación. Partidas No. 28.- TRABAJO DE PREPARACIÓN DE BACHES ESPECIALES PARA EL CONTROL DE PÉRDIDAS SEVERAS Y TOTALES DE CIRCULACIÓN DE FLUIDO. Unidad de medida. Kg. Incluye: Materiales: Aditivos químicos obturantes biodegradables especiales. El alcance de estas partidas es; obturar formaciones cuando se presentan perdidas de circulación severas y totales, en las operaciones de perforación. Partida No. 29.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON GRAFITO FINO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Grafito fino, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 30.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON GRAFITO MEDIO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Grafito medio, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 31.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON GRAFITO GRUESO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Grafito grueso, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Página 52 de 140




Partida No. 32.- TRABAJO PARA PROPORCIONAR PROPIEDADES SELLANTES Y OBTURANTES A LOS FLUIDOS DE CONTROL CON GRAFITO EXTRA GRUESO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: Grafito extra grueso, de acuerdo a su distribución de tamaño de partículas y su clasificación descrita en las tablas No. 5 y 6 del anexo B-1. El alcance de esta partida es proporcionar al fluido de perforación y terminación propiedades sellantes que permita facilitar las operaciones de mantenimiento de fluidos en óptimas condiciones de trabajo. Partida No. 33.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE SECUESTRANTE DE ÁCIDO SULFHÍDRICO. Unidad de medida: kg. Incluye: Materiales: aditivo químico para neutralizar la presencia de Acido Sulfhídrico y debe cumplir con las especificación de la norma de calidad NMX-L-145-SCFI-2004. El alcance de esta partida es contar con recursos para neutralizar ácido sulfhídrico. Partida No. 34.-TRABAJO DE APLICACIÓN DE ADITIVO QUÍMICO ESPUMANTE PARA GENERAR FLUIDOS ESPUMADOS. Unidad de medida: lt. Incluye: Materiales: Aditivos químicos generadores de espuma . El alcance de esta partida es incorporar los aditivos tensoactivos para la generación de espuma utilizando el fluido base indicado en el anexo B-1, punto 1.3. Partida No. 35.- TRABAJO DE APLICACIÓN DE ADITIVO QUÍMICO ANTIESPUMANTE PARA ESTABILIZAR LOS FLUIDOS ESPUMADOS. Unidad de medida: lt. Incluye: Materiales: Aditivos químicos estabilizadores de espuma. El alcance de esta partida es incorporar los aditivos tensoactivos para la estabilización del fluido espumado. Partida No.36.- TRABAJO DE PREPARACIÓN Y APLICACIÓN DE DISPERSANTE DE HIDROCARBUROS . Unidad de medida: lt. Incluye: Esta partida incluye: Materiales: Aditivo químico dispersante biodegradable. El alcance de esta partida es contar con recursos para mitigar derrames accidentales de hidrocarburos imputables a PEP. Aplica a la División Marina Partida No. 37.- Trabajo de preparación y aplicación de absorbente de hidrocarburos. Unidad de medida: kg. Incluye: Página 53 de 140




Materiales: Aditivo químico absorbente biodegradable. El alcance de esta partida es contar con recursos para mitigar derrames accidentales de hidrocarburos. Partida No. 38.- Trabajo de ingeniería para pruebas de producción del pozo. Se refiere al pago por servicio de Ingeniería, para pruebas de producción del pozo. Unidad de medida: Día Incluye: Mano de Obra: Un técnico especialista en sistemas de fluidos de perforación. Maquinaria y Equipo: Un gabinete de laboratorio portátil para análisis API y una computadora personal con el software de soporte hidráulico. El alcance de esta partida es para realizar las pruebas físicas a las muestras liquidas o gaseosos provenientes del pozo. Aplica a la División Marina EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS Partida No.39.- VIBRADORES DE CANASTA DE MOVIMIENTO ELÍPTICO BALANCEADO. Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Mano de Obra: Un operador de equipos para el sistema integral de control de sólidos. Maquinaria y Equipo: Un equipo para eliminación de sólidos indeseables, con capacidad para procesar 500 gpm, con área de procesamiento mínimo de 35 pies cuadrados, arreglo como mínimo de dos mallas escalonadas, con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante y rango de fuerza mínima de 5 G´s en operación y con carga. El alcance de esta partida es la eliminación de los sólidos indeseables producidos durante la perforación de pozos, para mantener el fluido de control en condiciones de trabajo. Partida No.40.- VIBRADORES DE CANASTA DE MOVIMIENTO LINEAL DE ALTO IMPACTO Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: Un equipo para eliminación de sólidos indeseables, con capacidad para procesar 500 gpm, con área de procesamiento mínimo de 35 pies cuadrados, ajuste angular de la (s) canasta (s) de cuando menos de –2.5° a +3°, con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante y rango de fuerza mínima de 5 G´s en operación y con carga. El alcance de esta partida es la eliminación de los sólidos indeseables producidos durante la perforación de pozos, para mantener el fluido de control en condiciones de trabajo. Partida No.41.- ELIMINADOR DE SÓLIDOS CON DESARCILLADOR Y DESARENADOR INTEGRADO . Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: un Eliminador de sólidos con desarcillador y desarenador integrado. Con las siguientes características técnicas: Un desarcillador debe tener como mínimo 16 conos de 4” de diámetro cada uno y desarenador de cuando menos 2 conos de 10” a 12” cada uno con capacidad de procesamiento de los conos de 800 hasta 1200 gpm, con descarga a un vibrador de alto impacto con mallas combinadas, ajuste angular de la (s) canasta (s) de cuando menos –2.5° a +3°, con motores e interruptores a prueba de explosión según diseño del fabricante, y dos bombas centrifugas de Página 54 de 140




alimentación de 6” x 8” x 11” una para alimentar al desarcillador y la otra para el desarenador y rango de fuerza mínima de 5 G´s. para eliminar la arena en su totalidad. El alcance de esta partida es la eliminación de los sólidos indeseables producidos durante la perforación de pozos, para mantener el fluido de control en condiciones de trabajo.

Partida No.42.- CENTRÍFUGA PARA SEPARACIÓN DE SÓLIDOS DE ALTA GRAVEDAD ESPECÍFICA. Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: Una Centrífuga para separación de sólidos de alta gravedad específica, con capacidad de mínima de proceso de 250 gpm, con motor e interruptor a prueba de explosión según diseño del fabricante, con bomba de flujo regulable de desplazamiento positivo y mangueras reforzadas con conexiones rápidas para la instalación de este equipo. Incluye el tanque receptor como mínimo de 12 barriles. El alcance de esta partida es la de eliminar sólidos indeseables producidos durante la perforación de pozos, para mantener el fluido de perforación en condiciones de trabajo. Partida No.43.- CENTRÍFUGA PARA SEPARACIÓN DE SÓLIDOS DE BAJA GRAVEDAD ESPECÍFICA HASTA 5 MICRONES. Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: Una Centrífuga para separación de sólidos de baja gravedad específica hasta 5 micrones, con capacidad mínima de proceso de 250 gpm, con motor e interruptor a prueba de explosión según diseño del fabricante, con bomba de flujo regulable de desplazamiento positivo y mangueras reforzadas con conexiones rápidas para la instalación de este equipo. El alcance de esta partida es la de eliminar sólidos indeseables producidos durante la perforación de pozos, para mantener el fluido de perforación en condiciones de trabajo. EQUIPO OPCIONAL Partida No.44.- TRANSPORTADOR HELICOIDAL DE 18". Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: Transportador helicoidal de 18" de diámetro y longitud de mínima de 12 pies, con motor de 20 HP, seccionable o equivalente, con la longitud suficiente para su manejo e instalación, el cual debe estar diseñado acorde a los trabajos solicitados. Cada sección debe contar con rejillas y tapa de seguridad y arrancador a prueba de explosión. Incluye instalación y desmantelamiento El alcance de esta partida es la transportar lo recortes de perforación de la descarga del equipo de separación de sólidos hacia las góndolas o cajas metálicas. Partida No.45.- DESGASIFICADOR DE VACÍO. Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: Un desgasificador de vacío con capacidad de proceso mínima 1000 gpm. El alcance de esta partida es eliminar totalmente los gases contenidos en el fluido de perforación. Partida No.46.- EMBUDOS Unidad de medida: día de operación. Página 55 de 140




Incluye: Maquinaria y Equipo: Un embudo tipo convencional para agregar productos químicos en forma granular o en polvo, adjunto con una tolva cónica de 90 litros de capacidad mínima con repisa y con una válvula tipo mariposa para el control de la succión (succión generada en base a principio de Bernoulli), ensamblada mediante bridas entre la tolva cónica y el tuboo venturi (el cual puede ser reemplazable), con base de placa metálica para su sujeción al piso de presas u otro luga r donde se instale, con sistema recuperar de polvos y con conexión rápida de 4” para comunicación a silos de barita El alcance de esta partida es contar con el equipo adecuado para adicionar e incorporar los aditivos químicos al sistema de fluidos.

Partida No. 47.- EQUIPO DE AGITACIÓN DE PRESAS. Unidad de medida: Día de operación. Incluye: Maquinaria y Equipo: Un equipo Agitación de presas de mezclado con eductores y filtros El alcance de esta partida es contar con el equipo para homogenizar los fluidos de control de las presas de trabajo. Partida No. 48.- MANEJO DE RECOLECCIÓN, TRANSPORTE TERRESTRE, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE RECORTES Y RESIDUOS IMPREGNADOS CON FLUIDO BASE AGUA. Unidad de medida: Ton. Incluye: Mano de Obra: asistencia técnica y personal manual Maquinaria y Equipo: Cajas almacenadoras de recortes con capacidad entre 7 y 12 toneladas (3.5 y 6.0 M3), cerrados herméticamente, transportación de las cajas almacenadores de recortes del muelle a su destino de tratamiento y disposición final de los recortes y residuos impregnados con fluido base agua. El alcance de esta partida es el tratamiento y disposición final de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control base agua, provenientes de los trabajos de perforación y terminación de pozos petroleros, evitando la contaminación del medio ambiente según lo establezca la legislación vigente. Partida No. 49.- MANEJO DE RECOLECCIÓN, TRANSPORTE TERRESTRE, TRATAMIENTO Y DISPOSICIÓN FINAL DE RECORTES Y RESIDUOS IMPREGNADOS CON FLUIDO BASE ACEITE. Unidad de medida: Ton. Incluye: Mano de Obra: Personal manual Maquinaria y Equipo: Cajas almacenadoras de recortes con capacidad entre 7 y 12 toneladas (3.5 y 6.0 M3), cerrados herméticamente, transportación de las cajas almacenadoras de recortes del muelle a su destino de tratamiento y disposición final de los recortes y residuos impregnados con fluido base agua. El alcance de esta partida es el tratamiento y disposición final de los recortes y residuos impregnados con fluidos de control base aceite, provenientes de los trabajos de perforación y terminación de pozos petroleros, evitando la contaminación del medio ambiente según lo establezca la legislación vigente. Las partidas anteriores se consideraran como ejemplo para que cada División adecue el contenido de la DESCRIPCIÓN DETALLADA Y ALCANCE DE LOS CONCEPTOS DE TRABAJO , de acuerdo a los diseños de sus pozos tipo. Página 56 de 140




El detalle de las partidas será adecuado según a las necesidades de cada División

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UNIDAD DE PE RFORAC IÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS GERENCIA DE PERFORAC IÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS SUBGER ENCIA DE SERVICIOS POR CONTRATO



ANEXO “B-1” NORMAS “TRABAJOS INTEGRALES DE FLUIDOS DE CONTROL, SEPARACIÓN DE SÓLIDOS Y MANEJO DE RESIDUOS PARA SER UTILIZADOS EN POZOS PETROLEROS DE __________________”

1.- ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE MATERIALES Y NORMATIVIDAD APLICABLE. 1.1.- Las unidades de medida para las concentraciones, cálculos de concentraciones, aditivos, volúmenes y recortes deben expresarse de la siguiente forma : Concentraciones (tabal 1) Concepto Sólidos Líquidos Aditivos líquidos: Aditivos sólidos: Volúmenes:

litros kilogramos metros cúbicos

Los recortes deben expresarse en: toneladas

Unidad kg/m3 l/m3 Lól kg m3 ton

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

Norma de SISTEMA DE FLUIDOS (tabla 2) NMX-L-162-SCFI-2003 NMX-L-167-SCFI-2004 NMX-L-168-SCFI-2003

Emulsiones inversas Sistemas de base agua inhibidores de lutitas Sistema de fluidos de baja densidad

Norma de Aditivos Químicos (tabla 3) NMX-L-159-SCFI-2003 NMX-L-144-SCFI-2003 NMX-L-148-SCFI-1995 NMX-L-149-SCFI-1995

Barita Bentonita Obturante granular Obturante fibroso Página 58 de 140



NMX-L-161-SCFI-2004 NMX-L-156-SCFI-1996 NMX-L-166-SCFI-1996 NMX-L-142-SCFI-2004 NMX-L-153-SCFI-2004 NMX-L-145-SCFI-2004 Buscar norma


Despegador de tubería Obturantes celulósicos Viscosificantes poliméricos Carbonato de calcio Emulsificantes para fluidos Secuestrante para Acido Sulfhídrico Inhibidores de lutitas

Procedimiento API API NO._____

Distribución de tamaño de particulas (PSD)

El diesel que utilice el CONTRATISTA para los fluidos base aceite y baja densidad, debe cumplir con la Especificación No. 301 (PEMEX DIESEL) vigente y adicionalmente debe cumplir con lo siguiente (tabla 4): Peso específico (g/cc) 0.82 – 0.85 Nota: El incumplimiento de las especificaciones mencionadas en este anexo, pueden ser motivo de rescisión del contrato, por poner en riesgo al personal y las instalaciones.

1.3.- Formulación de sistemas de fluidos base agua para generar fluido espumado Bentonita 10 kg/m3 Goma Xantana 2 kg/m3 Poliacrilato de celulosa HV 5 kg/m3 Especificaciones técnicas del fluido base agua para generar fluido espumado: • Densidad: < 1.03 g/cc • Viscosidad Plastica (Vp): > 10 cps • Punto de Cadencia (Pc): > 8 lbs/100 pies2. • L6: > 6 unidades • L3: > 5 unidades • Filtrado API: < 8 ml.

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Distribución de Tamaños de Partículas de materiales sellantes y obturantes, debiendo reportase para cada uno de los productos que aparecen en el catalogo de precios unitarios Tabla 5.- Hoja de reporte

Nombre del Producto Tamaño de partícula (micrones) Volumen acumulado (%) 1 2 3 4 10 20 100 TAMAÑO MAXIMO DE LA PARTICULA

Adicionalmente a los parámetros establecidos en las normas los materiales sellantes (obturantes) propuestos, el CONTRATISTA deberá especificar la granulometría y distribución de las partículas de sus materiales y clasificarlos los obturantes de acuerdo a la siguiente tabla de referencia: Tabla 6 CLASIFICACIÓN (medio, fino, grueso)

MICRONES

MEDIDAS

d90 < 75 d90 75 a 250 d90 250 a 1000 d90 > 1000

Por lo menos el 90 % pasan la malla 200 90% pasan las mallas de 60 a 200 90% pasan las mallas de 18 a 60 Por lo menos 90% pasan la malla 18

El contratista debe reportar para cada uno de los obturantes la siguiente distribución en micrones: Tabla 7 d10 d50 d90 Los cuales son obtenidos de la tabla de referencia No.5 y grafica

1.4.- Concentración mínima de aditivos químicos del Fluido Bentonitico para etapas iniciales: Bentonita: 80 kg/m3 Sosa cáustica: 2 kg/m3 Extendedor de bentonita: 0.5 kg/m3 Carbonato de Sodio: 1 kg/m3 1.5 Concentración mínima de aditivos químicos del Fluido Bentonitico para etapas superficiales:

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UNIDAD DE PE RFORAC IÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS GERENCIA DE PERFORAC IÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS SUBGER ENCIA DE SERVICIOS SERVICIOS POR CONTRATO


LICITACIÓN No:___________________ No:________________________ _____ CONTRATO No:___________________ No:________________________ _____

Bentonita: 30 kg/m3 Sosa cáustica: 3 kg/m3 Extendedor de bentonita: 0.5 kg/m3 Polímero viscosificante: 1 kg/m3 Polímero reductor de filtrado: 2 kg/m3 Dispersante: 10 kg/m3 Carbonato de calcio fino y medio: 20 kg/m3

Tabla 8.8.- Formato Formato para los los cálculos volumétricos derivados de los los pozos tipo numeral X del anexo B: POZO TIPO No._____ Cantidad de pozos a perforar:______

Tipo de Fluido

ETAPA

Vol. agujero + descalibre (m3)

Vol. de dilución (m3)

Vol. TR anterior (m3)

Vol. Presas (m3)

Vol. x Etapa (m3)

Vol. total x pozos a perforar (m3)

1 2 3 4 n....

Tabla 9.- Las cantidades de aditivos deben presentarse en el siguiente formato: POZO TIPO: ________ TIPO DE FLUIDOS: ___________ DIAM. TR: _____________ Pulg ADITIVO PROPUESTO PROPUESTO

ETAPA: ________ DIAM. BARRENA: _______ pulg. VOLUMEN TOTAL: _________ m3

Gravedad especifica CONCENTRACION

Unidad kg./m3 o LT/m3

CANTIDAD TOTAL POR ETAPA Kg. o lt

Las unidades deben estar expresadas en el sistema métrico decimal ( kg o lt), en concordancia con la LFMN. o

En este formato se deben incluir las cantidades de carbonato de calcio solicitados en el Anexo B1 como materiales sellantes.

PARA EL CÁLCULO DE CAMBIO DE GEOMETRÍA PARA POZOS, CUANDO NO ESTEN CONSIDERADAS EN EL CATALOGO DE PRECIOS, SE USARAN LAS SIGUIENTES ESPECIFICACIONES: Primera Etapa volumen volumen en presas = 60 m3. Segunda Etapa volumen en presas = 90 m3. Página 61 de 140




Tercera Etapa volumen volumen en presas = 90 m3. 1a Etapa

F 1 = V11+Vp / V1+Vp

2a Etapa F 1 = V21+V31+Vp / V2+V3+Vp 3a Etapa F 1 = V41+V51+Vp / V4+V5+Vp

Donde: F = Factor 1a Etapa:

2a Etapa:

3a Etapa:

V1 = Volumen Inicial V2 = Volumen Contratado Contratado

Inicial

TR V4 = Volumen Contratado

V11 = Volumen Final V21 = Volumen Final TR utilizado utilizado Vp = Volumen presas = 60 m3

Inicial

TR

V41 = Volumen Final TR utilizado

en V3 = Volumen Inicial Agujero V5 = Volumen Inicial Agujero Contratado Contratado V31 = Volumen Final Agujero

V51 = Volumen Final Agujero utilizado

Vp = Volumen en presas = 90 m3

Vp = Volumen en presas = 90 m3

químicas de los fluidos preparados y 1.6.- La determinación de las propiedades físicas y químicas acondicionados en pozos y planta, deberán apegarse a las especificaciones especificaciones API 13B.

1.7.- Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente (LGEEPA). 1.8.- Manual de procedimientos operativos para el manejo de residuos peligrosos GSIPARP-01. 1.9.- NOM-052-SEMARNAT-1993. Que establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad. Procedimiento para llevar llevar acabo la prueba de extracción para 1.10.- NOM-053-SEMARNAT-1993. Procedimiento determinar los constituyentes que hacen un residuo peligroso por su toxicidad.

1.11.- NOM-002-SCT2-2003. Listado de substancias y materiales peligrosos más usualmente transportados. 1.12.- NOM-003-SCT2-2000. Para el transporte terrestre de materiales y residuos peligrosos. Características de las etiquetas de envases y embalajes destinadas al transporte de materiales y residuos peligrosos. Página 62 de 140




1.13.- NOM-010-SCT2-2003. Disposiciones de compatibilidad y segregación, para el almacenamiento y transporte de substancias, materiales y residuos peligrosos. 1.14.- Manual de Procedimiento SIASPA “Las disposiciones en materia de seguridad industrial y protección ambiental que deben cumplir los CONTRATISTAS de Pemex Exploración y Producción”. 1.15.- Cumplir con la Especificación P.1.0000.09 para Embalaje y marca do para Embarque de Equipo y Materiales, Primera Edición, Febrero de 2005. (SUSTITUYE A LA P. 3. 0301. 01 EDICIÓN OCTUBRE 2001). 1.16.- Reglamento de la Ley general del equilibrio ecológico y la protección al ambiente (RLGEEPA). 1.17.- NOM-138-SEMARNAT-SS-2003. Que establece los límites máximos permisibles de contaminación en suelos afectados por hidrocarburos, la caracterización del sitio y procedimientos para la restauración. 1.18.-Es responsabilidad del CONTRATISTA para actividades Costa fuera comprobar documentalmente que su personal ha sido capacitado en Seguridad Industrial, Protección Ambiental y Supervivencia en el Mar para cumplir con los lineamientos especificados en la Sección 8 del API-RP-14G, Regla 18, Cap. – lll, Sección l y Regla 51, Capitulo lll, Sección Vlll, Parte C de Solas 1974. 1.19.- NOM-033-SCT-1996.- Lineamientos para el ingreso de mercancías peligrosas a instalaciones portuarias. 1.20.- Es responsabilidad del CONTRATISTA que las unidades presurizadas destinadas para el transporte, embarque y desembarque de materiales químicos que utilice para la ejecución de los trabajos, cumpla con la norma NOM-020-STPS-2002.- Recipientes sujetos a presión y calderasFuncionamiento-Condiciones de seguridad. 1.21.- Ley general para la prevención y gestión integral de los residuos. 1.22.- Reglamento para prevenir y controlar la contaminación del mar por vertimientos de desechos y otras materias. 2.- GENERALIDADES DE LAS NORMAS Y ESPECIFICACIONES ESPECIFICACIONES 2.1.- El CONTRATISTA deberá mantener al inicio y durante la vigencia de los trabajos las autorizaciones gubernamentales (federales, estatales y municipales) vigentes, para realizar las actividades objeto de este contrato. 2.2.- Los certificados de calidad de sistemas de fluidos y aditivos químicos presentados por el CONTRATISTA, deben ser realizados por un laboratorio acreditado o certificado por la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA) y las pruebas deberán apegarse a las normas oficiales. 2.3.- El CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos de recolección en la Región _____________, transporte, almacenamiento temporal y tratamiento de los recortes de perforación impregnados con fluidos base aceite, así como en su disposición final (si la hay), debe evitar la contaminación al entorno ecológico según lo establece la LGEEPA, LGPGIR y demás disposiciones aplicables en la materia.

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2.4.- El CONTRATISTA debe contar y mantener vigentes durante la ejecución de los trabajos del presente contrato, las autorizaciones gubernamentales (federales, estatales y municipales) correspondientes, para realizar las actividades de recolección, transporte, almacenamiento temporal, tratamiento y/o disposición final. 2.5.- Los certificados deben estar vigentes y se deberán incluir las copias certificadas por notario público, documento expedido por el laboratorio que avale la expedición de los certificados, PEP podrá verificar la autenticidad de los documentos presentados. Si los documentos son anómalos, se procederá a su descalificación dentro del proceso licitatorio o durante la ejecución de los trabajos, se podrá iniciar el proceso de rescisión del contrato. Estos documentos deben ser presentados en sus propuestas Técnicas. 2.6.- Los envases de los aditivos químicos que proporcione el CONTRATISTA durante la ejecución de los trabajos, deben tener impresas las leyendas sobre la seguridad en el manejo y utilización de los productos en idioma español, de manera que sean entendibles por el personal que los maneje, cumpliendo con la Norma Oficial Mexicana NOM-018-STPS-2000. 2.7.- El CONTRATISTA deberá presentar a PEP los certificados de biodegradabilidad de los aditivos o sistemas de fluidos de perforación que contengan componentes orgánicos. 2.8.- El CONTRATISTA debe tener en las instalaciones donde se realicen los trabajos, las hojas de seguridad de cada uno de los productos químicos que utilice en la formulación de los fluidos de control objeto de este contrato, asimismo debe dar la capacitación o platicas del manejo de los materiales a utilizar a personal de PEP, sin costo alguno 2.9.- Los sistemas de fluidos de perforación base agua a utilizar deben ser ambientalmente seguros, responsabilizándose el CONTRATISTA en usar aditivos químicos biodegradables, que cumplan con las normas y las leyes gubernamentales vigentes, establecidas para proteger al medio ambiente. El CONTRATISTA debe prevenir y evitar derrames superficiales de los sistemas de fluidos, a fin de evitar a PEP reclamaciones, demandas o acciones de cualquier tipo y naturaleza que ocurran por concepto de contaminación, que se origine en tierra, mar y aire. El incumplimiento de este apartado será motivo de la aplicación de la pena convencional correspondiente

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APÉNDICE "A” PROCEDIMIENTO DE DISEÑO PARA LAVADO DE POZO C. D. E. F.

TABLA DE CONTENIDO

1. OBJETIVO 2. ÁMBITO DE APLICACIÓN, ALCANCE Y RESPONSABILIDADES 3. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN 4. MARCO NORMATIVO 5. DEFINICIONES 6. DESARROLLO 7. DIAGRAMA DE FLUJO 8. ANEXOS

10

8.1

NOMENCLATURA

8.2

EJEMPLO DE APLICACIÓN

CONTROL DE ACTUALIZACIÓN DEL PROCEDIMIENTO

1. OBJETIVO Establecer la secuencia de actividades de diseño para el lavado de pozo durante la terminación y mantenimiento de pozos que satisfaga los requerimientos técnicos de PEP al menor costo.

2. ÁMBITO DE APLICACIÓN, ALCANCE Y RESPONSABILIDADES

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Este documento es de observancia general y obligatoria para todas las áreas de Ingeniería de las Divisiones y en las áreas de Diseño de las Unidades Operativas que integran la UPMP. El alcance de este procedimiento es el de diseñar una operación de lavado de pozo rápida, efectiva y al menor costo posible. Este procedimiento aplica única y exclusivamente para el lavado de pozos que no hayan sido disparados, es decir que el o los intervalos productores no estén comunicados con el pozo y se encuentren perfectamente aislados Es responsabilidad de todos los subgerentes de ingeniería, jefes de las unidades operativas, especialistas de diseño e ingenieros de proyecto el cumplir cabalmente con este procedimiento.

3. REVISIÓN Y ACTUALIZACIÓN Las sugerencias para la revisión y actualización de este documento deben ser enviadas a la Gerencia de Estrategias de Ingeniería y Diseño a la siguiente dirección: Edificio Pirámide piso 8, Avenida Adolfo Ruiz Cortínez No. 1202, C.P. 86030, Villahermosa Tabasco, la cual realizará la actualización de acuerdo a la procedencia de la misma. Cualquier organización o grupo de trabajo de la UPMP que sea usuario de este documento podrá sugerir y recomendar modificaciones y/o actualizaciones del mismo, de acuerdo a lo indicado en el párrafo anterior. Este documento se revisará y actualizará cada cinco años o antes si las sugerencias o recomendaciones de cambio lo justifican.

4. MARCO NORMATIVO • •

Reglamento de trabajos petroleros. Guía de Diseño para Lavado de Pozos. 5. DEFINICIONES

Eficiencia de Transporte: Capacidad del fluido para transportar los sólidos del fondo a la superficie. Escariador: Herramienta empleada para la remoción de sólidos en la tubería de revestimiento. Filtrado: Proceso empleado para eliminar los sólidos suspendidos en el fluido de terminación. Un fluido limpio, es definido como uno que no contiene partículas de diámetro mayor a 2 micras y dar un valor de turbidez no mayor a 30 NTU. Fluido Espaciador: Fluido que separa el lodo a desplazar del fluido lavador para evitar la contaminación de este ultimo. Fluido Lavador: Fluido empleado para remover los sólidos adheridos a las paredes de la tubería de revestimiento, estos adelgazan y dispersan las partículas del lod o facilitando su remoción. Página 66 de 140




Fluido Newtoniano: Fluido con viscosidad constante a cualquier velocidad de corte, en estos el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la velocidad de corte. Fluido No-Newtoniano: Fluidos que no presentan una proporcionalidad directa entre el esfuerzo de corte y la velocidad de corte, en estos la viscosidad es dependiente del esfuerzo de corte. Fluido de Terminación: Fluido en el cual se efectúa el disparo par a comunicar la formación de interés con el pozo. Este tiene que estar libre de sólidos y ser compatible con la formación y sus fluidos. Fluido Viscoso: Fluido empleado para transportar a la superficie los sólidos removidos por el fluido lavador, es recomendable un rango de viscosidad de 100 a 150 segundos en el viscosímetro Marsh. Flujo Laminar: Flujo en el cual las líneas de corriente fluyen ordenadamente y paralelas a la pared del conducto, en este flujo el fluido se mueve en secciones con diferente velocidad, las cuales varían de cero en la pared del conducto a una velocidad máxima en el centro del flujo. Flujo Turbulento: Flujo de fluido en el cual la velocidad en un punto dado cambia constantemente en magnitud y dirección, en este flujo las partículas del fluido presentan un comportamiento caótico. Lavado de Pozo: Es el proceso que se efectúa para desplazar o remover el fluido de perforación empleado en la ultima etapa y los sólidos en el pozo (barita, recortes, sedimentos, etc.) por un fluido de terminación libre de sólidos. Modelo Ley de Potencias: Modelo empleado para caracterizar el comportamiento de un fluido no Newtoniano, este modelo requiere dos parámetros para su caracterización, los cuales son: el índice de comportamiento (n) y el índice de consistencia (K), el primero es considerado como una medida del grado de desviación de un fluido del comportamiento Newtoniano, un valor de uno, el fluido se comportará como un fluido Newtoniano. Por otra parte el segundo parámetro es indicativo del grado de bombeabilidad o espesamiento del fluido. Unidades Nefelométricas de Turbiedad (NTU): Es la unidad de turbiedad que se define “como la obstrucción óptica de la luz, causada por 7.5 partes por millón de sílice en agua destilada”; (1 unidad nefelométrica de turbiedad (NTU) = 7.5 ppm de SiO 2). Número de Reynolds: Es un parámetro adimensional y empíricamente deducido. Este es empleado para determinar el régimen de flujo de un fluido fluyendo bajo condiciones definidas. Número de Reynolds Critico: El número de Reynolds crítico es el valor que define la frontera entre el flujo laminar y el flujo turbulento, cuando se alcanza el número de Reynolds crítico, se inicia la transición de flujo laminar a flujo turbulento. Sarta de Lavado Convencional: Es la sarta empleada para lavar un pozo, se compone de tubo o niple aguja, escariador y tubería de perforación. Dependiendo de la naturaleza de la operación y condiciones del pozo, se puede emplear otro tipo de sarta para lavar el pozo. Página 67 de 140




Tiempo de Contacto: Es el período de tiempo en que está en contacto el fluido con algún punto específico en el espacio anular, 10 minutos es un tiempo de contacto muy aceptable para el fluido lavador. Tubo Aguja: Tubo de diámetro pequeño empleado para incrementar la velocidad del fluido en el fondo del pozo. Turbidez: La turbidez de un fluido es una medida de la luz dispersada por las partículas suspendidas en el fluido. Esta es medida con un Nefelómetro. Velocidad Anular: Velocidad media de flujo en el espacio anular (flujo de fluido por unidad de área). Velocidad de Deslizamiento: Velocidad a la cual un sólido viaja hacia el fondo del pozo en el seno de un fluido dado cuando este se encuentra estático, en condiciones dinámicas es la diferencia entre la velocidad anular del fluido y la velocidad a la cual el sólido es removido del pozo. Viscosidad: Medida de la resistencia de un fluido al flujo. 6. DESARROLLO 1. Determinar el volumen total del pozo.

El volumen total en el pozo ( V T ) es la suma de volúmenes en cada sección de tubería de revestimiento. V T = V 1 + V 2 + V 3 + ... + V n DI TR1

L1 V 1 = L1 ⋅ 0.5067 ⋅ di

DI TR 2

L2

2

tr 1

V 2 = L2 ⋅ 0.5067 ⋅ di 2 tr 2 V 3 = L3 ⋅ 0.5067 ⋅ di 2 tr 3

L3 DI TR 3

(21.1)

V n = Ln ⋅ 0.5067 ⋅ di 2 trn

2.- Determinar la máxima presión diferencial durante el desplazamiento. Página 68 de 140




Se requiere conocer la máxima presión diferencial que se presentará durante la operación para determinar la unidad de bombeo (bomba del equipo o unidad de alta presión) a emplear. Cuando sea necesaria la unidad de alta presión, esta será empleada únicamente para desplazar el lodo del pozo, el lavado de preferencia deberá hacerse con las bombas del equipo. Si el fluido de perforación es más denso que el fluido de terminación, la máxi ma presión diferencial se observará cuando el frente del bache espaciador se encuentra en la parte inferior del pozo. ∆ p max = ∆ p hidr + ∆p fricc

(21.2)

∆ phidr = 1.422 ⋅ Dvert ⋅ ρ fp − ρ ft

(21.3)

Si el fluido de perforación es menos denso que el fluido de desplazamiento, la máxima presión diferencial se observara al inicio del desplazamiento, y este es causado únicamente por las perdidas de presión en el sistema al momento de iniciar el lavado de pozo. Para una referencia rápida de la máxima presión diferencial esperada, se puede emplear la ecuación de presión hidrostática ( ∆ p hidr ) mas la presión de bombeo cuando se circula en el pozo a un gasto ∆ p ∆ p similar al de desplazamiento ( fricc ). Además, las pérdida de presión por fricción ( fricc ) son las generadas por el fluido en la sarta de lavado y el espacio anular, esta se puede determinar siguiendo la metodología que presenta el procedimiento de diseño de la hidráulica en la perforación. 3.- Calcular el gasto máximo alcanzable con las camisas que se encuentran instaladas en la bomba. Bomba Triplex: q = 0.010206 ⋅ dc 2 ⋅ LV ⋅ epm ⋅ Ef

(21.4)

Bomba Duplex: q = 0.006804 ⋅ LV ⋅ (2 ⋅ dc 2 ) − d V ⋅ epm ⋅ Ef 2

(21.5)

4.- Obtener el régimen de flujo de los fluidos (lavador, espaciador y viscoso) en las diferentes geometrías del pozo, considerando el máximo gasto obtenido en el punto anterior. Fluido lavador; siguen un comportamiento Newtoniano (agua con surfactantes), por lo tanto, se emplearan las siguientes ecuaciones: −

v=

q

(21.6)

2.448 ⋅ (ditr 2 − detp2 )

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−

N Re =

6,318.7 ⋅ ρ fl ⋅ v⋅ (ditr − detp )

(21.7)

µ fl

Si N Re > 2,100 Flujo turbulento, de lo contrario el flujo es laminar. Fluido espaciador; se emplea un fluido Newtoniano (agua o diesel) como fluido espaciador, esto depende de la base del lodo a desplazar, por lo tanto se utilizaran las mismas ecuaciones (21.6 y 21.7) que se presentan para el fluido lavador. Fluido viscoso; los baches viscosos se comportan como fluidos no-Newtonianos, y se ajustan en buena medida al modelo Ley de Potencias. Se emplearan las siguientes ecuaciones:  θ 600   θ  300 

n = 3.32 log

K =

(21.8)

510θ 300

(21.9)

511n

µ a − fv =

K ⋅ ( ditr − detp ) (1− n ) − (1− n )

144 ⋅ v

1    2+  n    0.0208     

n

(21.10)

−

N Re =

6,318.7 ⋅ ρ fv ⋅ v⋅ ( ditr − detp )

(21.11)

µ a − fv

N Re c = 3,470 − (1,370) ⋅ n

(21.12)

Si N Re > N Re c Flujo turbulento, de lo contrario el flujo es laminar. En caso de presentarse flujo laminar, considerar camisas de mayor diámetro para incrementar el gasto y recalcular el patrón de flujo. Si no se alcanza el flujo turbulento, considerar la camisa de mayor diámetro posible. Es importante considerar la presión diferencial esperada durante el desplazamiento para la selección de la camisa. 5.- Determinar la eficiencia de transporte generada por los fluidos (lavador, espaciador y viscoso), considerando el gasto con las camisas seleccionadas en el punto 4. La velocidad de deslizamiento es Página 70 de 140




función de las características de los sólidos a transportar y del fluido lavador. En este proceso se presentan diferentes partículas, como barita, sedimentos, contaminantes, etc. La barita es una de las partículas más pesadas en el proceso, por lo cual este análisis dará un buen resultado si se considera la barita como el sólido a evaluar. El rango API de la barita varia de 25 a 75 micrones, y se considera el máximo tamaño para este cálculo (75 micrones = 0.003 pulgadas, y d s = .003 pg).

Fluido lavador y espaciador; v sl − fl =

1,152 ⋅ ( ρ s − ρ fl ) ⋅ d s2

F T − fl = 1 −

(21.13)

µ fl v sl − fl

(21.14)

−

v

Fluido viscoso; v sl − fv = 692

F T − fv = 1 −

d s2 µ a − fv

( ρ s − ρ fv )

(21.15)

v sl − fv

(21.16)

−

v

Para una limpieza adecuada se requiere una eficiencia de transporte mayor a 0.6 6.- Determinar el volumen de los fluidos lavadores y viscosos. Para él calculo de volúmenes de estos fluidos se deben emplear los siguientes criterios:

a.- 150 m lineales en el espacio anular más grande.

V = 0.5067 ⋅ ( ditr 2 − detp2 ) ⋅ 150

(21.17)

b.- 10 minutos de tiempo de contacto en el espacio anular más grande.

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V = q ⋅ 37.85


(21.18)

Se seleccionará el criterio que considere un menor volumen de fluido. 7.- Los fluidos a emplear y la secuencia de bombeo será la siguiente: 1ro.- bache espaciador. 2do.- bache lavador. 3ro.- bache viscoso. 4to.- fluido de terminación. 8. La sarta de lavado convencional debe estar compuesta de: • • •

Tubo o niple aguja. Escariador. Tubería de perforación.

Considerar escariadores en cascada cuando se tenga expuesta mas de una tubería de revestimiento. En pozos verticales se pueden emplear hasta tres escariadores, en pozos desviados considerar hasta dos escariadores. 9.- En caso de filtrar el fluido de terminación, éste deberá ser filtrado previo a la introducción al pozo, y deberá alcanzar un valor de turbidez de 30 NTU a la salida. Durante la operación se deberá graficar la turbidez contra el tiempo. El fluido de terminación deberá ser plenamente compatible con la formación productora y sus fluidos para evitar el daño, además este, así como los fluidos empleados en el proceso de lavado de pozo no deberán causar problemas de corrosión en los tubulares del pozo.

7. DIAGRAMA DE FLUJO

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INICIO

DATOS

V 1 = L1 ⋅ 0.5067 ⋅ ditr 21 V 2 = L2 ⋅ 0.5067 ⋅ ditr 2 2

..

2 V n = Ln ⋅ 0.5067 ⋅ ditrn

V T = V 1 + V 2 + V 3 + ... + V n

Si

ρ fp > ρ ft

∆ pmax ≈ 1.422. Dvert .( ρ fp − ρ ft )

No

∆ pmax ≈ 0

I

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I

A Triplex: q = 0.010206 ⋅ dc 2 ⋅ LV ⋅ epm ⋅ Ef Duplex: 2 q = 0.006804 ⋅ LV ⋅ (2 ⋅ dc 2 ) − d V ⋅ epm ⋅ Ef

Fluido−Lavador: q v= 2.448 ⋅ (ditr 2 − detp2 ) −

N Re =

6,318.7 ⋅ ρ fl ⋅ v⋅ (ditr − detp ) µ fl

A

N Re > 2 ,100

Si Fluido Espaciador: −

v=

q 2.448 ⋅ (ditr 2 − detp2 ) −

N Re =

6,318.7 ⋅ ρ fl ⋅ v⋅ (ditr − detp ) µ fl

II

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No

Seleccionar un diámetro mayor de camisa




A

II

No

N Re > 2 ,100

Fluido Viscoso


Si  θ 600   θ  300 

n = 3.32 log K =

510θ 300

µ a − fv

511n

1   (1− n )  2 +  K ⋅ ( ditr − detp ) n   = − (1− n )  0.0208  144 ⋅ v  

n

−

N Re =

6,318.7 ⋅ ρ fv ⋅ v⋅ ( ditr − detp ) µ a − fv

A

N Re c = 3,470 − (1,370) ⋅ n

N Re > N Re c

No

Si III

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LICITACIÓN No:________________________ CONTRATO No:________________________ III

Fluido Lavador v sl − fl =

1,152 ⋅ ( ρ s − ρ fl ) ⋅ d s2 µ fl

F T − fl = 1 −

v sl − fl −

v

Fluido Espaciador v sl − fe =

1,152 ⋅ ( ρ s − ρ fe )⋅ d s2 µ fl

F T − fe = 1 −

v sl − fe −

v

Fluido Viscoso v sl − fv = 692

d s2 µ a − fv

F T − fv = 1 −

( ρ s − ρ fv )

v sl − fv −

v

Seleccionar la opción con menor volumen en el espacio anular mas grande a) V = 0.5067 ⋅ ( ditr 2 − detp2 ) ⋅150 b)

V = q ⋅ 37 .85

FIN

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8.- SOPORTE TECNICO 8.1.- NOMENCLATURA d V =

Diámetro del vástago (pg)

d s =

Diámetro del sólido (pg)

dc =

Diámetro de la camisa (pg)

ditr =

Diámetro interno de la T.R. (pg)

detp =

Diámetro exterior de la T.P. (pg)

epm =

Emboladas por minuto

Ef =

Eficiencia de la bomba

F T − fl = Factor de transporte del fluido lavador F T − fv = Factor de transporte del fluido viscoso Dvert =

Profundidad vertical del pozo (m)

K =

Índice de consistencia (eq cp)

L =

Longitud de la sección de la T.R. (m)

LV =

Longitud del vástago (pg)

N Re =

Número de Reynolds

N Re c = n=

Número de Reynolds crítico Índice de comportamiento de flujo Página 77 de 140




q=

Gasto de bombeo (gal/min)

v=

Velocidad media de flujo (pies/seg)


v sl − fl = Velocidad de deslizamiento de la partícula en el fluido lavador (pies/seg) v sl − fv = Velocidad de deslizamiento de la partícula en el fluido viscoso (pies/seg) V T =

Volumen total del pozo (lts)

V =

Volumen (lts)

∆ p max = Máxima presión diferencial (psi) ∆ p hidr = Presión hidrostática (psi) ∆ p fricc = Pérdidas por fricción (psi) ρ fp =

Densidad del fluido de perforación (gr/cc)

ρ fl =

Densidad de fluido lavador (gr/cc)

ρ fv =

Densidad de fluido viscoso (gr/cc)

ρ s =

Densidad del sólido (gr/cc)

a − fv

= Viscosidad aparente del fluido viscoso (cp)

θ 300 = Lectura del viscosímetro Fann a 300

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8.2 EJEMPLO DE APLICACIÓN

di

tr

1

= 8 . 681 pg

ditr 2 = 6.094 pg L1 = 2350 m

9 5 8 , 47 lb / pie L2 = 1650 m

dc = 4.5 pg Lv = 12 pg

ρ fl = 1.0 gr / cc

7" , 35 lb / pies

ρ fv = 1.0 gr / cc

Ef = 0.85 epm = 90

fl

= 1 cp

θ 600 = 83 θ 300 = 64

1) V T = 89,734 + 31,048 = 120,782 lt V 1 = 2,350 ⋅ 0.5067 ⋅ 8.681 = 89,734 lt 2

V 2 = 1,650 ⋅ 0.5067 ⋅ 6.094 2 = 31,048 lt

2) ∆ p hidr = 1.422 ⋅ 4,000 ⋅ (1.38 − 1) = 2,161 psi 3) qmax = 0.010206 ⋅ 4.52 ⋅ 12 ⋅ 90 ⋅ 0.85 = 190 gpm

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4) Fluido lavador 190 ⋅ 2

−

v1 =

2.448 ⋅ (8.681 − 5 )

N Re1 =

N Re 2 =

2

2

= 3.08 pies / seg

6,318.7 ⋅ 1.0 ⋅ 3.08 ⋅ (8.681 − 5) 1

v2 =

2.448 ⋅ (6.094 2 − 3.5 2 )

= 71,638

6,318.7 ⋅ 1.0 ⋅ 6.24 ⋅ (6.094 − 3.5) 1

190 ⋅ 2

−

= 6.24 pies / seg

N Re1 > 2100 ∴ Flujo turbulento

= 102,278

N Re 2 > 2100 ∴ Flujo turbulento

Fluido espaciador (agua): N Re1 =

N Re 2 =

6,318.7 ⋅ 1 ⋅ 3.08 ⋅ (8.681 − 5) 1

= 71,638

6,318.7 ⋅ 1 ⋅ 6.24 ⋅ (6.094 − 3.5) 1

N Re1 > 2100 ∴ Flujo turbulento

= 102,218

N Re 2 > 2100 ∴ Flujo turbulento

Fluido viscoso:  83   = 0.38 64  

n = 3.32 log

K =

− 0.38)

µ a − fv1 =

N Re1 =

3,052 ⋅ (8.681 − 5) (1

− 0.38)

144 ⋅ (3.08) (1

1   2+  0.38    0.0208     

6,318.7 ⋅ 1 ⋅ 3.08 ⋅ (8.681 − 5) 185

510 ⋅ 64 5110.38

= 3,052eq − cp

0.38

= 185 cp

= 387

N Re1 < N Re c ∴ Flujo laminar

N Rec = 3,470 − (1,370) ⋅ 0.38 = 2,949

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µ a − fv2 =

N Re 2 =

3,052 ⋅ (6.094 − 3.5) (1−0.38) 144 ⋅ (6.24) (1− 0.38)

1   2+  0 . 38    0.0208     

6,318.7 ⋅ 1 ⋅ 6.24 ⋅ (6.094 − 3.5) 96


0.38

= 96 cp

= 1,065

N Re 2 < N Re c ∴ Flujo laminar

Con camisas de 4.5” no se alcanza flujo turbulento ∴ se recomiendan camisas de un diámetro de 6.5”. qmax = 0.010206 ⋅ 6.52 ⋅ 12 ⋅ 90 ⋅ 0.85 = 396 gpm

396 ⋅ 2

−

v1 =

2.448 ⋅ (8.6812 − 5 2 )

µ a − fv1 =

N Re1 =

144 ⋅ (6.24) (1− 0.38)

6,318.7 ⋅ 1 ⋅ 6.42 ⋅ (8.681 − 5) 117

µ a − fv2 =

N Re 2 =

3,052 ⋅ (8.681 − 5) (1−0.38)

1   2+  0 . 38    0.0208     

3,052 ⋅ (6.094 − 3.5) (1−0.38) 144 ⋅ (13) (1− 0.38)

61

v2 =

2.448 ⋅ (6.094 2 − 3.5 2 )

= 13 pies / seg

0.38

= 117 cp

= 1,276

N Re1 < N Re c ∴ Flujo laminar

1   2+  0.38    0.0208     

6,318.7 ⋅ 1 ⋅ 13 ⋅ (6.094 − 3.5)

396 ⋅ 2

−

= 6.42 pies / seg

0.38

= 61 cp

= 3,493

N Re2 > N Rec ∴ Flujo turbulento

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Se observa que con camisas de 6.5” se alcanza flujo turbulento al menos en la sección de la tubería de 7”, siendo esta una sección importante debido a que en esta se efectuará el disparo para comunicar la formación de interés con el pozo. 5) Se ilustrará solo en la sección 2 (TR de 7”), considerando como el sólido más denso en el lodo a desplazar a la barita: Fluido lavador y espaciador: v sl − fl =

1,152 ⋅ ( 4.2 − 1) ⋅ 0.003 2 1

= 0.033 pies / seg

F T − fl = 1 −

0.033

F T − fv = 1 −

0.00033

13

= 0.997

Fluido viscoso: v sl − fv = 692

(0.003) 2 61

(4.2 − 1) = 0.00033 pies / seg

13

= 0.999

Con estas condiciones se tiene un excelente transporte de los sólidos del lodo.

6) a)

b)

V = 0.5067 ⋅ (8.6812 − 5 2 ) ⋅ 150 = 3,827lt

V = 792 ⋅ 37.85 = 29,977lts

Por lo tanto se emplearan baches de 3,827 lts. Recomendaciones 1. Instalar camisas de 6.5” después de cementar el liner de 7” (durante la espera de fraguado). 2. Tener suficiente fluido de terminación disponible durante el desplazamiento (volumen de pozo 120,782 lt) 3. Bajar sarta convencional de lavado con tubo aguja y escariadores para TR de 7” y 9 5/8” en cascada. 4. Bombear 4 m3 de fluido espaciador, 4 m 3 de fluido lavador y 4 m 3 de fluido viscoso a un gasto de 792 gpm.

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APÉNDICE "B” Guía de diseño y selección del equipo de control de sólidos CONTENIDO

1.- Objetivo 2.- Introducción 3.-.Fluidos de control 3.1. Funciones de los fluidos de control 3.2. Composición de los fluidos de control 4. Sistema de control de sólidos 4.1. Línea de flote 4.2. Temblorinas. 4.2.1. Temblorinas primer frente 4.2.2. Temblorinas secundarias 4.2.3. Mallas 4.3. Trampa de arena 4.4. Limpiador de lodos 4.5. Centrífugas decantadoras 5. Recomendaciones La perforación de un pozo será más eficiente en la medida en que los sólidos de formación sean eliminados del sistema. Por esto, se deberá diseñar el arreglo del equipo de control de sólidos que garantice un fluido limpio, libre de sólidos indeseables.

1. Objetivo Proporcionar la información básica necesaria para la correcta selección y uso del equipo de control de sólidos, que permita mantener al fluido de perforación en óptimas condiciones de operación para la perforación del pozo.

2. Introducción El buen estado del fluido de perforación es muy importante para la perforación de un pozo, ya que le permite cumplir eficientemente sus funciones. Una de las principales funciones de los fluidos es transportar a la superficie los recortes o sólidos de formación generados por la acción de la barrena. Estos sólidos contaminan los fluidos de perforación, por l o que es necesario eliminarlos del sistema lo Página 83 de 140




más rápido y eficientemente posible; ya que, al no hacerlo pueden causarse graves problemas de operación, como alta reología, bajas velocidades de penetración y pegaduras de tubería, principalmente. Una prioridad durante la perforación y el mantenimiento de pozos es disminuir la cantidad de residuos de perforación mediante la optimización del diseño del fluido y el sistema de control de sólidos. Es decir, trabajar con el concepto de manejo integral de fluidos de perforación, que involucra el control de sólidos, así como el tratamiento y disposición de residuos, optimiza la actividad actividad de perforación, aprovechando la sinergia entre ellos, con el propósito de mantener un fluido en condiciones adecuadas, con la mínima generación de residuos líquidos y sólidos.

3. Fluidos de perforación 3.1. Funciones de los fluidos de control 3.1.1. Controlar la presión de formación Una de las funciones básicas del fluido es controlar la presión de formación, para garantizar una operación de perforación segura; a medida que la presión de formación aumenta, se deberá aumentar la densidad del fluido para mantener la estabilidad del pozo. Así, se evita que los fluidos de formación fluyan al pozo y causen un arrancón. arrancón. La presión ejercida por el fluido cuando no está circulando se denomina hidrostática, y depende de la densidad del fluido y la profundidad vertical del pozo. 3.1.2. Transporte de los sólidos perforados Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena. Para esto, se hace circular el fluido a través de la barrena, para arrastrar y transportar los recortes a través del espacio anular hasta la superficie. La remoción de estos recortes depende la velocidad de penetración y del tamaño, forma y densidad de los recortes, además de la viscosidad y la velocidad anular del fluido. La deficiente limpieza del pozo genera, además de baja velocidad de penetración, exceso de torque, fricciones, arrastre, empacamiento del espacio anular, y pérdidas de circulación.

3.1.3. Suspender los recortes de de formación formación al suspender suspender la circulación Los fluidos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y aditivos en una amplia variedad de condiciones y, al mismo tiempo, deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos. Los sólidos de formación que se sedimentan durante los periodos estáticos pueden generar empacamiento de la sarta y pérdida de circulación 3.1.4. Enfriamiento y lubricación de la barrena Las fuerzas mecánicas e hidráulicas generan una gran cantidad de calor por la fricción de la barrena Página 84 de 140




con la formación. La circulación del fluido de perforación enfría la barrena, distribuyendo este calor en todo el pozo. Además, la circulación del fluido lubrica la sarta de perforación y reduce la fricción. Gracias al efecto lubricante y refrigerante, los componentes de la sarta pueden operar más eficientemente. La lubricidad de los fluidos base aceite es mejor que la de un fluido ba se agua, pero éstos pueden ser mejorados mediante la adición de lubricantes. El coeficiente de lubricidad de los fluidos disminuye también cuando la cantidad de material densificante y sólidos de formación que contienen es mayor

3.1.5. Flotar la tubería Al introducir la tubería en el pozo lleno de fluido, ésta es sometida a un fenómeno de flotación conocido como principio de Arquímedes, donde se establece que todo cuerpo sumergido en un líquido tiende a disminuir su peso tanto como pesa el volumen de líquido desalojado. Este fenómeno está en función directa de la densidad, siendo mayor cuando ésta aumenta. Este fenómeno es de gran utilidad cuando se introducen largas y pesadas secciones de tubería de revestimiento que, sin este efecto, el equipo no sería capaz de soportar.

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

3.1.7. Potenciar barrenas y equipos de perforación direccional La energía hidráulica, además además de ser empleada para maximizar la velocidad velocidad de penetración, permite permite alimentar los motores de fondo y las herramientas de medición (MWD) en la perforación de los pozos. La energía hidráulica disponible está limitada a la potencia de las bombas de lodos, las caídas de presión en la sarta, la máxima presión disponible y el gasto óptimo. Las toberas de la barrena se seleccionan para utilizar la presión disponible, a efecto de maximizar el impacto hidráulico del fluido en el fondo del pozo y facilitar la remoción de los recortes, manteniendo Página 85 de 140




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

3.2. Composición de los fluidos de control Los fluidos están compuestos básicamente por líquidos y sólidos solubles e insolubles. Los líquidos más utilizados son: • Agua • Aceite • Salmuera • Agua de mar Sólidos solubles más utilizados en los fluidos de control: • Cloruro de sodio • Cloruro de calcio • Cloruro de potasio Los sólidos insolubles que se encuentran e ncuentran comúnmente en los fluidos de control se clasifican como de alta y de baja gravedad específica.

Los materiales de alta gravedad específica son utilizados para densificar el fluido. • • •

Barita Hematita Carbonato de calcio

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

Principales materiales aportados por la formación • Grava • Arena • Limo • Arcillas • Coloide Página 86 de 140




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

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

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

Tamaño de sólidos Sólidos micrones Grava >2000 Arena 250 a 2000 Arena fina 74 a 250 Sólidos finos 44 a 74 Sólidos ultra finos 2 a 44 Tabla 1

4. Sistema de control de sólidos La selección del equipo de control de sólidos tiene como propósito lograr la separación progresiva de los sólidos perforados, considerando su tamaño de partícula y permitiendo que cada equipo optimice el desempeño del siguiente. Los principales componentes del sistema de control de sólidos, son: • • •

Línea de flote Presas de trabajo Temblorinas primarias Página 87 de 140



• • •


Temblorinas secundarias Hidrociclones Centrifugas decantadoras

El sistema debe tener la capacidad para diferenciar entre los sólidos perforados y el material densificante.

4.1. Línea de flote A continuación se muestran cuatro tipos de arreglos de la línea de flote y la temblorina primaria. En el diagrama de la Figura 1, la temblorina 3 recibirá la mayor parte del fluido y de los sólidos, dando como resultado la inundación de la temblorina, altas pérdidas de lodos y mayores costos en el manejo de desechos de perforación.

Figura 1 La Figura 2 muestra una configuración en la que la temblorina central recibirá la mayor parte del fluido y de los sólidos. Esta configuración no utiliza por completo las temblorinas externas, dando como resultado costos generales más elevados, debido a la mayor pérdida de lodos y manejo de desechos.

Figura 2 En la configuración que muestra la Figura 3, las temblorinas recibirán una distribución uniforme de fluidos y sólidos, resultando en menores pérdidas de fluidos de perforación y costos operativos generales más bajos; sin embargo, presenta el inconveniente de tener varias intersecciones tipo “T”, Página 88 de 140




las cuales provocaran que se pueda tapar y, por su mismo diseño, su desasolve será difícil y tardado, incrementando por este concepto los costos de la perforación.

Figura 3 En la Figura 4 se muestra el arreglo óptimo del múltiple de la línea de flote, con divisor de línea de flujo para temblorinas secundarias .

La configuración recomendada, tomando como base las altas velocidades de perforación esperadas, se ilustran en las Figuras 3 y 4.

Separación de arcillas plásticas. En algunas áreas, las arcillas reactivas plásticas o gelatinosas forman bolas de material que pueden tapar completamente la línea de flote y obstruir las mallas de las temblorinas. Como se ilustra en la Figura 5, se recomienda instalar de una a dos conexiones de inyectores de alta presión de 2” en la línea de flote. Las bombas de lodos pueden bombear a través de estos inyectores para desintegrar cualquier material que pudiera tender a obstruir dicha línea. Asimismo, se puede instalar un par de registros de Página 89 de 140




limpieza de 10 ó 12” sobre el múltiple de la temblorina.

Niple de Campana Inyectores de alta presión

Éstos pueden hacerse utilizando uniones de golpe para permitir la rápida apertura, limpieza y cierre de la apertura. 4.2. Temblorinas Las recomendaciones de API consisten en instalar suficientes temblorinas para procesar 125% del volumen de circulación de lodo máximo esperado para el pozo, utilizando a su vez las mallas más finas posibles y considerando el aspecto económico. Si bien las propiedades del lodo, velocidad de penetración, tipo de formación perforada, tipo de malla y otros factores afectan el número real de temblorinas requerido, los lineamientos generales se hacen basándose en la experiencia y conforme a los programas de perforación y lodos. La Tabla 2 ha sido desarrollada a efecto de coadyuvar en la selección del número de temblorinas requerido. Se consideran los diferentes tipos de lodos BA = lodo base agua PHPA = poliacrilamida parcialmente hidrolizada EI = lodo base aceite sintético o diesel Arcillas de perforación plásticas Los números son pies cuadrados del área total de malla que se requiere.

Velocidad de circulación gpm 1000 1500 2000 2500 3000

BA

PHPA

EI

Arcilla

Ft2 de malla Ft2 de malla Ft2 de malla Ft2 de malla 45 60 70 100 65 85 100 150 85 120 135 200 110 150 170 250 130 175 200 300 Página 90 de 140




Tabla 2

4.2.1. Temblorinas primer frente El principal objetivo de estas temblorinas es separ ar los sólidos grandes provenientes del pozo. El tiempo de retención es mínimo y la alimentación debe efectuarse desde la base de las cajas de alimentación; de esta manera, no se presenta excesiva acumulación de recortes. El movimiento circular o elíptico balanceado se recomienda para sólidos pegajosos y sólidos grandes. Es utilizado generalmente como temblorina primaria, con ángulo de inclinación cero y contra pesas excéntricas. Como una práctica recomendable, se utiliza de una malla 60 para maximizar la capacidad de manejo, sin separar sólidos que contengan altos niveles de impregnación (partículas de tamaños mediano a fino). Parámetros de perforación considerados: Medida de malla mínima

malla 60

Máxima velocidad de circulación 1000 gpm Especificaciones recomendadas de equipo: FuerzaG mínima

=> 5 Gs

Área de malla mínima

100 ft

Tipo de movimiento

Circularo elíptico balanceado

2

Basándose en la experiencia con estas temblorinas y considerando los gastos máximos de las bombas, se estima que las mallas de 40-60 serán las más finas que podrán utilizarse en la cubierta de las temblorinas del primer frente. Se debe tener disponible una amplia gama de tamaños de mallas desde el comienzo del pozo, desde mallas de 20, hasta malla de 60. Esto siempre permitirá que se utilicen las mallas más finas posibles considerando el aspecto económico, dando como resultado la óptima separación de sólidos sin derrames del fluido de perforación. Las temblorinas del primer frente deben recibir el fluido de perforación proveniente de la línea de flote, procesarlo y enviarlo por gravedad a las temblorinas del segundo frente. La cubierta principal de mallas de estas temblorinas debe manejar mallas de 84-175, en las secciones más profundas y donde se manejan menores gastos y las formaciones son menos reactivas. Página 91 de 140




4.2.2. Temblorinas secundarias El objetivo principal es contar con suficiente capacidad de temblorinas para procesar en forma continua las velocidades de circulación completas del equipo de perforación, así como separar por lo menos el 85% de los sólidos perforados. Con frecuencia se hace referencia al sistema de temblorinas como el “pri mer frente” en el esfuerzo para separar los sólidos perforados. La idea principal es separar los sólidos la primera vez que pasan a través del equipo superficial; esto evita una mayor degradación mecánica de los sólidos por las bombas de lodos, barrena y otros equipos mecánicos. La selección de mallas y ángulos de cubiertas deben ser ajustados con el propósito principal de separar la mayor cantidad posible de sólidos. Se deben revisar cuidadosamente las temblorinas y asegurarse de que estén en excelentes condiciones. Las temblorinas en malas condiciones pueden causar una significativa diferencia en cuanto a la dilución de lodo necesaria así como la elevada impregnación de líquidos en los recortes. Partiendo de la tabla anterior y con base a la experiencia, se requieren las siguientes especificaciones: Fuerza G mínima 5 - 7 Gs Área de malla mínima 100 Ft2 Tipo de movimiento Elíptico balanceado o lineal de alto impacto

4.2.3.

Mallas

Para la selección de la malla debe ser considerando el tipo y el área de cubierta que tengan las unidades. En términos generales, la malla recomendada debe ser de entre 110 a 230 mesh. Se establecen los siguientes puntos generales relativos a mallas, basándose en el estándar API RP 13C: •

• • •

Para una temblorina de cubierta sencilla con mallas paralelas, utilice un mismo tipo de malla en la temblorina. Si se necesitan mallas más abiertas para evitar pérdidas de lodos, utilice como máximo dos tamaños diferentes al mismo tiempo. Instale la malla más ancha en el panel de descarga. Los dos tamaños diferentes de malla deben ser aproximadamente iguales (140 y 175, no utilizar 84 y 175) Utilice una combinación de tamaño de malla y ángulo de cubierta de tal manera que el lodo cubra del 75 al 80% del área de la malla con lodo. No desvíe las mallas ni opere la temblorina con mallas rotas. Esta es la causa principal por la que los hidrociclones del desarcillador se tapan. Revise con frecuencia todos los componentes del sistema de tensionado de mallas, ya que éste constituye un factor importante en la maximización de la vida útil de la malla.

4.3. Trampa de arena La trampa de arena debajo de las temblorinas primarias, debe vaciarse de sólidos periódicamente, especialmente cuando se utilice fluido base agua. No se recomienda descargar la trampa de arena con el lodo base aceite debido a que se pierde líquido demasiado valioso. Página 92 de 140




Las trampas de arena juegan un papel importante en virtud de que protegen los equipos de control de sólidos contra la erosión de mallas de temblorina al separar aquellas partículas grandes que pudieran obstruir a los hidrociclones o, en su defecto, reducir la efectividad del equipo. El lodo proveniente de la trampa de arena debe rebosar sobre la parte superior del compartimiento de la trampa de arena hacia el siguiente compartimiento donde el desarenador succiona.

4.4. • • • • •

Consideraciones prácticas para el uso de la trampa de arena La arena con lodo cae en la trampa de arena desde las temb lorinas. La arena se precipita hasta el fondo por gravedad. La arena se acumula en el fondo y cae hacia la válvula de descarga debido al fondo inclinado El lodo más limpio rebosa al siguiente compartimiento Se elimina periódicamente la arena acumulada cuando se llena la trampa.

4.5. Limpiador de lodos Consiste en hidrociclones y conos de desarenador, montados sobre una temblorina. El propósito es la separación de partículas de tamaño intermedio, permitiendo que las centrífugas decantadoras operen en forma eficiente, proporcionando un corte general más fino. El número y tamaño de conos requeridos para cada equipo depende de los volúmenes de circulación esperados, se recomienda instalar suficientes conos para procesar entre 110 a 120% del volumen de circulación máximo. Los hidrociclones son recipientes en forma cónica, en los cuales la energía (presión) se transforma en fuerza centrifuga. La fuerza centrifuga creada por este movimiento del lodo en el cono forza las partículas más pesadas contra la pared del cono y se descargan por el fondo, las partículas más livianas son succionadas hacia la parte superior del cono por el efecto de vacío. Los hidrociclones están clasificados por su tamaño como desarenadores o desarcilladores

4.6. Consideraciones prácticas para el uso del limpiador de lodos: • • •

El equipo combina temblorinas, desarcillador y desarenador. Reduce el contenido de humedad de la descarga de los hidrociclones. Se pueden usar mallas hasta 325 mesh.

Es necesario utilizar dos conos de 12” para el desarenador y dieciséis conos de 4” para procesar a la velocidad de circulación máxima de 1000 GPM (Tabla 3).

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Tabla 3 El desarenador debe efectuar un punto de corte de 40-60 micrones con conos de 12”, en tanto que el desarcillador debe efectuar un corte de 15-20 micrones con los conos de 4”. La descarga del hidrociclón debe pasarse a través de la malla del limpia lodos. Se recomienda usar mallas de 210 a 275 mesh para esta temblorina, dependiendo de qué mallas estén siendo utilizadas en las temblorinas del segundo frente. Como se ilustra la figura 12, el desarenador debe succionar del compartimiento hacia el cual se desborda la trampa de arena. El lodo procesado por el desarenador será enviado al compartimiento donde el desarcillador succiona, y el lodo procesado por el desarcillador debe dirigirse al compartimiento donde la centrifuga del sistema succiona Las divisiones en las presas de trabajo (Figura 12) deben arreglarse de tal manera que el lodo únicamente pueda pasar al siguiente compartimiento por medio de las bombas centrífugas o mediante el rebosadero.

Esta organización de succiones y descargas en serie permite que cada equipo trabaje en un rango particular de tamaño de sólidos. Es muy importante, para que el sistema de control de sólidos funcione de manera eficiente, que los compartimentos para la succión del desarenador, la succión del desarcillador y la succión de la centrífuga estén conectados por un rebosadero, permitiendo que el 15 al 20% del lodo retorne. Las siguientes recomendaciones adicionales son relativas a la buena operación de hidrociclones, Página 94 de 140




bombas de alimentación centrífuga y limpiador de lodos, con base en la Práctica recomendada API RP 13C: • Agite mecánicamente todos los compartimentos de descarga y separación del hidrociclón para

efecto de una alimentación más uniforme hacia los hidrociclones. •

No se recomiendan pistolas de lodo para la agitación debido a que pueden causar el desvío del flujo a los hidrociclones.

•

Opere en una descarga de rocío, no de estriado. Si se hace estriado, abra el ápice (en caso de ser ajustable), agregue más conos o utilice mallas más finas sobre las temblorinas.

•

De requerirse, instale mallas gruesas sobre las bombas de alimentación para mantener fuera la basura y evitar obstrucciones.

•

Dimensione la línea de descarga y succión de tal manera que las velocidades de flujo estén entre el rango de 5 a 10 pies/seg. Si están muy bajas, causan asentamiento; y muy altas, generan erosión en las curvas de tuberías, los cabezales no distribuyen adecuadamente y habrá cavitación en la succión de la bomba.

•

Minimice las conexiones de múltiples en las bombas de alimentación. Lo ideal es una succión y descarga por bomba.

4.7. Centrífugas decantadoras Las centrífugas juegan un papel importante en la eficiencia del control total de sólidos al separar sólidos de perforación en un rango muy fino, llegando hasta cerca de dos micrones en tamaño. Este equipo permite la separación de los sólidos finos que han logrado pasar a través de las temblorinas y los hidrociclones Está compuesto por un tazón cónico horizontal de acero que gira a alta velocidad, usando un transportador tipo doble tornillo sinfín. El transportador gira en el mismo sentido que el tazón externo, pero a una velocidad menor. Con base en el API RP 13C, se establecen los siguientes puntos generales relativos a centrifugas: •

Tener una capacidad adecuada para procesar de 5 al 15% de la velocidad de circulación máxima del equipo de perforación con las centrífugas.

•

Se recomienda operar constantemente las centrífugas en el sistema activo. Es mejor operar las unidades continuamente a una alimentación baja durante la perforación, que alimentar altos volúmenes en intervalos cortos de tiempo.

•

Si se está agregando agua y/o aceite al lodo, agregue por lo menos parte de éste al tubo de Página 95 de 140




alimentación de la centrífuga. Esto disminuirá la viscosidad del fluido en la centrífuga, permitiendo una separación de sólidos más eficiente. Un aspecto importante del funcionamiento de la centrífuga es la dilución del lodo que es alimentado, el cual reduce la viscosidad del fluido alimentado, manteniendo una alta eficiencia en la separación de los sólidos. Cuanto más alta sea la viscosidad del lodo de alimentación, un a mayor dilución se requiere (lo común es de 2 a 4 GPM). Si la viscosidad marsh baja a 35 seg, es porque se está agregando demasiada agua; esto ocasionará turbulencia dentro del tazón y reducirá la eficiencia de separación de sólidos indeseables. Cuando se manejan lodos sin densificar, únicamente se requiere el uso de una centrífuga para separar el total de los sólidos contenido en el fluido de control

4.8. Recomendaciones de operación para las centrífugas decantadoras Es recomendable operar las centrífugas en serie en los siguientes sistemas: • • • •

Emulsiones inversas Sistemas de alta densidad base agua Sistema base agua en que el fluido base es costoso (salmueras y formiatos) Circuitos cerrados (cero descargas)

La primera unidad centrífuga se usa para separar la barita y retornarla al sistema de lodos, en tanto que la segunda unidad procesa el flujo de líquido en exceso de la primera unidad, eliminando todos los sólidos y regresando la porción liquida al sistema de lodos.

4.9. Centrífugas de baja velocidad • • •

Recupera barita, eliminando la fase líquida en lodos densificados. Elimina los sólidos perforados. Contribuye al control de la viscosidad plástica del lodo.

4.10. Centrífugas de alta velocidad • •

Recupera el líquido del efluente de la centrífuga de baja velocidad, permitiendo recuperar base de fluidos costosos. Para lodos no densificados, elimina y controla los sólidos perforados.

•

Contribuye al control de la viscosidad plástica del lodo.

Se recomienda tener una capacidad para procesar del 5 al 15% de la velocidad de circulación máxima del equipo de perforación.

5. Recomendaciones El arreglo y cantidad de equipo de control de sólidos deberá calcularse en función del gasto de lodo utilizado en la perforación de cada etapa. Página 96 de 140




Presas de trabajo. 1. Acondicione los compartimientos de tal manera que las succiones y descargas permitan que cada uno de los equipos trabaje en forma secuencial progresiva, realizando la separación de sólidos de mayor a menor tamaño de partículas. Temblorinas. 1. Evite pasar el fluido por debajo de los vibradores 2. Ajuste el ángulo de las canastas de tal forma que el fluido cubra el 80% de la longitud de la malla. 3. Cuando perfore lutitas plásticas, utilice temblorinas de movimiento circular o elíptico balanceado en el primer frente. 4. Para temblorinas del segundo frente, se recomienda utilizar temblorinas de movimiento lineal de alto impacto. 5. En la medida de lo posible, utilice las mallas más finas. Desarenador. 1. Use el desarenador cuando no se puedan utilizar mallas mayores a 140 mesh en las temblorinas. 2. No utilice las mismas bombas centrifugas para alimentar el desarenador y desarcillador. Desarcillador. 1.

Cuando se utiliza en lodos densificados, elimina el 25% de la barita.

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APENDICE “C”

Guía practica para la selección de fluidos CONTENIDO 1. Objetivo 2. Introducción 3. Factores para la selección del fluido

3.1. Ambientales 3.2. Seguridad 3.3. Domos salinos 3.4. Temperatura y presión 3.5. Perdida de circulación 3.6. Problemas con lutitas 3.7. Logística 3.8. Económicos

4. Estabilidad del pozo 4.1. Inestabilidad 4.2. Indicadores de inestabilidad

4.3. Interacción roca fluido 4.3.1. Propiedades de la roca 4.3.2. Efecto de los fluidos sobre la roca 4.3.3. Pruebas para determinar la interacción roca fluido 5. Criterios de selección del fluido

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

6.2. Taponamiento de partículas 7. Recomendaciones generales Página 98 de 140




1. Objetivo Desarrollar una guía practica para el diseño del fluido, que proporcione las condiciones de operación óptimas en la perforación de pozos petroleros. 2. Introducción La selección del fluido deberá ser realizada con el propósito de evitar riesgos operativos, reducir costos, tiempos, y maximizar la productividad del pozo En localizaciones remotas la disponibilidad de los insumos para la preparación y mantenimiento del fluido deben ser consideradas, buscando utilizar los insumos cercanos al área de la localización, con el propósito de ahorrar por conceptos de transporte y reducción de tiempos de espera por suministros oportunos de estos aditivos Por ejemplo en pozos marinos existe una ventaja obvia de usar fluidos preparados con agua de mar, por el ahorro que representa el costo de la plataforma y el suministro oportuno Las regulaciones ambientales difieren de un área a otra y representan un factor determinante en seleccionar el tipo de base del fluido (base aceite o base agua) En esta guía se mencionan y describen en forma breve los factores previos a considerar, tales como localización, características del pozo a perforar, factores ambientales, aspectos de seguridad, etc., los cuales son necesarios analizar en forma mas profunda con el propósito de adecuar el fluido a las condiciones particulares de cada pozo En la segunda parte de la guía se establece una metodología y criterios de selección para fluidos base agua que eviten o minimicen los cambios en las propiedades de la formación y la invasión del fluido hacia la formación Después de considerar los factores tales como tipos de pozos a perforar, características del equipo a emplear, logística requerida para el movimiento de insumos y residuos generados, los aspectos de seguridad y regulación ambientales, se esta en posibilidad de decidir que tipo el tipo de fluido a utilizar, en caso de que se seleccione el uso de fluido base agua es necesario conocer las características mineralógicas de la formación y medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación, estos son la base experimental para un diseño fluidos especifico para una determinada formación. En caso de seleccionar un fluido de emulsión inversa, no es necesario realizar los ensayos de interacción roca fluido como los mencionados para los fluidos base agua, debido a que este tipo de fluido impide la hidratación de la formación al filtrar únicamente aceite, sin embargo son necesarios pruebas especificas para verificar la calidad de filtración y las propiedades reológicas a altas temperaturas con el propósito de verificar la capacidad de limpieza del pozo, y filtración del mismo a la formación 3. Factores para la selección del fluido El proceso de selección del fluido a emplear inicia considerando los siguientes factores. • Localización • Terrestre Página 99 de 140



• • • • • • • • • • • • • • •


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

La selección del fluido de perforación adecuado es de vital importancia para el éxito de la perforación del pozo, los errores en esta fase, pueden ser muy costosos y difíciles de corregir, por eso se requiere considerar diferentes tipos de factores como a continuación se mencionan • Factores ambientales • Aspectos de seguridad • Domos salinos • Alta temperatura-alta presión • Perdidas de circulación • Problemas de lutitas • Logística

3.1. Factores ambientales Con frecuencia este aspecto es el factor de mayor peso en la selección del fluido que determina el empleo de un fluido base aceite o base agua Las consideraciones ambientales son muchas y variadas, dependiendo de la localización del pozo, por ejemplo en algunas áreas se prohíbe el uso de los fluidos base aceite, altos valores de pH, el uso de cromo; en otras las pruebas de toxicidad, biodegradación, bioacumulación, y el contenido de metales pesados son también importantes. Descargas en zonas marinas Las pruebas de bioensayos generalmente permiten clasificar el grado de toxicidad del fluido empleado, y determinar el tipo de manejo que debe emplearse para el fluido y recortes de perforación Generalmente los parámetros que determinan si el fluido es contaminante son: • Fluorescencia • Biodegradación • Bioacumulación Página 100 de 140




Descargas en zonas terrestres En las zonas terrestres, la clasificación del grado de toxicidad de los fluidos de control y recortes de perforación están basados en: • Cloruros • Metales pesados • Prueba CRETIB • PH • Contenido de aceite 3.2. Condiciones de seguridad La seguridad es prioritaria, y el fluido seleccionado debe ser capaz de mantener las densidades de operación para el control de brotes, mantener niveles bajos valores de suaveo y pistoneo cuando se efectúan viajes de tuberías, y fácil de ser densificados en caso de ser requerido, adicionalmente el fluido debe ser formulado con el propósito de neutralizar los contaminantes comunes en el área en síntesis el fluido debe ser capaz de : • Ejercer control de la presión de formación • Minimizar el efecto de suaveo y pistoneo • Mantener control sobre contaminantes comunes • Rápida densificación 3.3. Domos salinos Durante la perforación de domos salinos es prioritario formular el fluido con el propósito de evitar deslavar la formación, la mejor solución para estos casos es el empleo de fluidos base aceite, saturados de sal en su fase acuosa. Si se opta por el empleo de fluidos base agua estos deben de igual forma estar saturados con sal Problemática en domos salinos • Descalibre del pozo • Flujos de sal • Saturación de sal en el fluido • Flujo de agua salada • Perdidas de circulación

3.4. Alta presión y alta temperatura Problemas de gelificación, asentamiento de barita y control de filtrado son los problemas comunes que deben ser considerados. Los aditivos deben ser cuidadosamente seleccionados, revisando su estabilidad a la temperatura de trabajo, los fluidos de emulsión inversa tienen mejor comportamiento en estas situaciones y en general son más económicos. Problemática en pozos con alta presión y alta temperatura • Gelificación • Asentamiento paulatino de barita Página 101 de 140



• •


Inestabilidad térmica Margen de densidades

3.5. Perdidas de circulación En pozos con perdida de circulación severa se debe considerar la adición de materiales al fluido, para sellar estas formaciones. Si se conoce por anticipado este tipo de problema, donde los volúmenes perdidos son grandes, el tipo de fluido deberá ser el más simple y económico posible, eliminando el uso de fluidos a base de aceite, o sintéticos. En formaciones de presión subnormal, los fluidos aireados deberán ser considerados. Problemática en zona de pérdida total • Grandes volúmenes perdidos • Logística • Procedimiento 3.6. Problemas de lutitas Al perforar con fluidos base agua, los problemas con las lutitas, hinchamiento y dispersión, son muy comunes. En la mayoría de los casos los fluidos base aceite no generan este tipo de problemas. Problemática al perforar lutitas • Difícil control con fluidos base agua • Disposición de residuos con fluidos base aceite 3.7. Logísticos Para la disposición de los volúmenes de liquido y aditivos, deberá considerarse las condiciones de transporte y ambientales, ya que este factor influirá determinantemente en la selección del fluido. Si el medio en que se perfora es de difícil acceso, será preferido un fluido base agua a uno de aceite, si se perfora costa afuera, será mejor considerar un fluido base agua de mar. Problemática logística  Distancias de recorrido  Zonas geográficas  Condiciones ambientales 3.8. Económicos Deberá realizarse una lista con los fluidos que técnicamente sean capaces de perforar el pozo con seguridad y eficiencia, estableciendo entonces una comparación directa del costo. Este costo debe incluir, el fluido base, los aditivos para su mantenimiento, el manejo y el costo de la disposición final del sistema y de los residuos, que llegan a ser cada vez más significativos. 4. Selección de la base del fluido Después de analizar y considerar los factores previamente mencionados, se esta en posibilidad de Página 102 de 140




decidir la base del fluido a utilizar ( agua o aceite), en el caso de seleccionar un fluido base agua; es necesario conocer las características mineralogías de la formación y medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación, con el fin de prevenir problemas de inestabilidad del pozo, estas pruebas son la base para un diseño de fluidos especifico. Si la decisión es el empleo de un fluido de emulsión inversa, no es necesario realizar los ensayos de interacción roca fluido como los mencionados para los fluidos base agua, debido a que este tipo de fluido impide la hidratación de la formación al filtrar únicamente aceite, sin embargo es necesario realizar pruebas especificas para verificar la calidad de filtración y las propiedades reológicas a altas temperaturas con el propósito de evitar la deficiencia en la limpieza del pozo y los excesos de filtración del mismo a la formación.

4.1. Inestabilidad del pozo La prevención de problemas de inestabilidad como consecuencia de la interacción roca fluido, representa un factor de suma importancia para la adecuada selección del tipo de fluido Los estudios indican que los sucesos relacionados con la inestabilidad del pozo representan mas del 10% de los costos del pozo, con un costo anual para la industria, estimada en mas de mil millones de dólares. La inestabilidad del pozo es causada por un cambio radical del esfuerzo mecánico y de los ambientes químicos y físicos durante la perforación, exponiendo la formación al contacto con el fluido. Las causas de la inestabilidad son: • Esfuerzos Mecánico • Interacción Roca-Fluido En esta guía únicamente nos ocuparemos en la selección del fluido, considerando la interacción roca-fluido, desde el punto de vista físico y químico. Las interacciones químicas con el fluido comprenden: • •

Hidratación, hinchamiento y dispersión de la lutita. Disolución de formaciones solubles.

Las interacciones físicas con el fluido comprenden: • • •

Erosión Humectación a lo largo de fracturas preexistentes (lutita frágil) Invasión de fluido-trasmisión de presión

Análisis Es necesario en primer término establecer metodologías para analizar la inestabilidad del pozo basados en los siguientes tres conceptos: • Monitorear y analizar el mecanismo de inestabilidad. • Adquisición, organización y procesamiento de los datos de pozos de correlación. • Datos como velocidades de penetración, condiciones de operación, tipos de sartas, viajes de tuberías, peso y reología del lodo, gastos de bomba etc. Página 103 de 140




Caracterización de la formación El procedimiento estándar en las operaciones de perforación debería ser aplicar los conocimientos adquiridos en pozos anteriores perforados en regiones geológicas similares, se requiere la evaluación de las formaciones desde su composición mineralógica hasta pruebas de dispersión, hinchamiento lineal, tiempos de succión capilar etc. Evaluación y análisis de los indicadores de inestabilidad deben ser correlacionados con el tiempo y la profundidad para detectar la ubicación y cuantificar la severidad de las secciones criticas en el pozo 4.2. Indicadores de inestabilidad Presencia de derrumbes Tendencia a empacarse Dificultades al sacar o meter la sarta Altos torques Pegadura de tubería Todos los parámetros del punto anterior deben ser evaluados por un grupo interdisciplinario para identificar el mecanismo probable que esta causando la inestabilidad, modelando los cambios propuestos Después de identificar las causas de la inestabilidad el siguiente paso es evaluar las soluciones propuestas con el propósito de aplicar de una manera lógica las mismas. Las soluciones a problemas de inestabilidad del pozo generalmente incluyen buenas practicas de perforación unidas a una adecuada selección y mantenimiento del lodo. 4.3. Diseño del fluido de perforación en base a la interacción roca-fluido (fig.1)

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

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Formación de un enjarre (fig 3) Con la filtración se inicia la depositación de partículas que forman él enjarre.

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

Con la invasión del filtrado, la formación reacciona en función de la composición química de este (fig5)

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3.-Creación de una fuente de invasión Punto 1 Situación ideal Punto 2,3 y 4 Situación real Para mantenerse cerca del punto 1 se requiere restringir la invasión del fluido a través de un bloqueo mecánico por medio de obturantes y materiales sellantes como asfaltos y gilsonitas. Determinación del tamaño de material de sello • Determinación de Geometría Porosa (clásticos) y tamaños de fracturas según el tipo de roca por análisis digital de imágenes en muestras de la formación (fragmentos de núcleo o recortes no alterados) (fig 6) • Determinación del tamaño de material obturante a utilizar en la formulación del fluido de perforación, considerando la información de Geometría Porosa (fig 7)

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Figura 6

4.3.1. • • •

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

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

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

4.3.2. Efectos de los fluidos sobre la roca • Desarrollo de Fracturas Página 107 de 140



• •


Turbidez Colapso estructural

una reacción inicial llamada turbidez (fig 10)

Fig 10 Contacto inicial (turbidez) Conforme avanza el tiempo de exposición el fluido avanza en la invasión de la formación causando que esta se hinche, fracturándose, para finalmente finalmente colapsarse (fig 11) Prueba visual

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

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

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Fig 12 Análisis de difracción por rayos X

4.3.3. Pruebas para para determinar determinar la interacción roca fluido fluido Permiten medir el efecto o cambio como resultado del contacto entre la roca y el fluido de perforación • • •

• •

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

Estabilidad Integrada

Fundamentos y breve descripción de estas técnicas de laboratorio. Capacidad de Intercambio Cationico Aplicable específicamente al material arcilloso/ limoso, el cual indica el intercambio de cationes de la estructura cristalina del mineral con moléculas de agua en el fluido de contacto.

Se expresa como meg/100 g material de formación en una titulación colorimétrica ( Azul de Metileno/MBT) Dispersión Por efecto del contacto con el fluido acuoso, el material de formación principalmente arcilloso y limoso, tiende a disgregarse en fracciones cada vez más pequeñas. El material seco es seleccionado y separado entre mallas mesh números 5 – 10. Una cantidad determinada, usualmente entre 10-20 g es expuesta durante 16 horas @ 150 ºF con 350 ml del fluido en modo de rolado. La mezcla final es pasada por una malla mesh número 30 y el material remanente retenido es secado y pesado. El recobro es expresado como la fracción porcentual del peso final contra el peso original. El porcentaje de recuperación establecido es por lo menos 80 %, el agua dulce presenta una recuperación del .5%, y un fluido con 3% de cloruro de potasio el 97.1% por ejemplo (tabla 1)

Fluido

Estándar PEMEX 80 %

Agua

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Polimérico

92.3

Polimérico (Agua de Mar)

96.3

Polimérico (Agua Dulce)

96.6

Polimérico (Glicol) Base Agua (3% KCI)

96.6 97.1

Tabla 1

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

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Tiempo de Transito (TSC)


1

Mide la interacción entre el material de formación y el fluido, expresado en tiempo de contacto (segundos.) Un volumen de 35 ml de fluido base o filtrado de lodo, se mezcla con 2-3 g de material de formación, utilizando una licuadora o dispositivo de agitación por un tiempo de un minuto. Se determina el tiempo de paso a través de un cilindro metálico sobre un papel de filtro que cierra un circuito eléctrico. Este tiempo es comparado con el tiempo de paso del fluido base sin sólidos y con agua como referencia. Se debe considerar el efecto de fluidos base con alta viscosidad como salmueras de bromuros o de naturaleza cálcica. No se deben utilizar aditivos surfactantes o detergentes. El material seco a mezclar es seleccionado de entre mallas U.S. mesh números 100-200. Condiciones de presión y temperatura: ambiente Integridad al Contacto con el Tiempo Muestras de núcleo preservadas limpias y en buen estado de donde obtener fragmentos enteros de unos 3 cm. Cuadrados, son fotografiadas o grabadas en video desde que están secas hasta que contactan al fluido base limpio (transparente) en un tiempo que va desde minutos, horas, días y semanas. Esta prueba expresa de forma cualitativa la estabilidad de la formación en el tiempo luego de contactar un fluido en base acuosa. Esto se manifiesta en cambios externos de la muestra como son la formación de fracturas, Página 112 de 140




desmoronamiento o fragmentación. Condiciones de presión y temperatura ambiente.

Dureza al Humectar Se utiliza un procedimiento similar a la prueba de dispersión, pero con cantidades de material de 30-40 g. La mezcla final luego del envejecimiento de 16 horas que se recoge en una malla U.S. mesh número 30 no es secada sino escurrida, manteniéndose húmeda. Este material se introduce en una prensa de extrusión, donde se comprime frente a una placa con agujeros, mediante los giros de un tornillo que mide en cada giro el torque aplicado hasta un valor máximo de 350 pulg.-libra. Si el material ha interactuado con el fluido, se ablanda y forma una pasta que sale por los agujeros en forma de espaguetis. Si la interacción es poca el material se compacta formando una pastilla que genera un torque mayor. (grafica 2)

5. Criterios de selección del fluido La idea de este procedimiento es seleccionar el fluido basado en pruebas simples de laboratorio conociendo las características de la formación y su interacción con el fluido propuesto, a través del mismo se logra un proceso sistemático y verificable. Para una mejor selección es indispensable analizar la información de pozos de correlación con el propósito de identificar las causas de la inestabilidad, adicionalmente se debe considerar los recursos disponibles en la localización que permitan formular el fluido al menor costo posible. Con la tabla 2 se puede determinar el grado de interacción del fluido con la formación

Por ejemplo, si al hacer la prueba de intercambio cationico esta es de 0 a 8, significa que es poco reactivo. Página 113 de 140




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

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

Sin embargo presentan las siguientes desventajas: Página 114 de 140




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

No aceptable ambientalmente Costos adicionales por tratamiento de recortes etc.

Aunado a estas desventajas podemos adicionar las siguientes: •

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

•

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

•

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

6.1. Reología a alta presión – alta temperatura El viscosímetro Fann 70, se usa para determinar las propiedades reológicas de fluidos de perforación sometidos a temperaturas de hasta 260 °C y presiones de hasta 20 000 psi, debido a que los aceites y esteres son compresibles, la viscosidad de los fluidos preparados con estos fluidos base es afectada directamente por las presiones de operación, generalmente se realiza cuando se sospecha de asentamiento de barita o inadecuada limpieza del pozo (tabla 3) Interpretación Valores de tau 0 menores de 6 pueden indicar un problema de limpieza de pozo, cuando se carece de este equipo una guía es tomar la lectura a 6rpm del viscosímetro FANN 35, la cual debe ser similar o mayor al diámetro del pozo perforado. Tabla fann70 6.2. Prueba de taponamiento de partículas (PPT) Este aparato es un filtro prensa estático invertido de alta presión -alta temperatura con un disco de cerámica como medio filtrante. Esta prueba estática mide la capacidad de taponamiento de poros de un fluido. Los resultados del PPT incluyen el filtrado instantáneo inicial y la perdida total de volumen en 30 minutos. Las condiciones normales de operación son. • Temperatura hasta 176 °C • Presiones diferenciales de hasta 2000 psi • Disco de cerámica con diámetros medios de garganta poral de 5 a 190 micrones. Página 115 de 140




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

En la medida de los posible, formule los fluidos con aditivos de fácil acceso, si esta perforando en el mar considere en primera instancia el uso de fluidos de agua de mar. Diseñe el sistema de fluidos basados en la sinergia con el equipo de control de sólidos y la reducción de residuos líquidos y sólidos. Realice las pruebas de laboratorio que simulen los problemas potenciales del área. Recuerde la primera consideración para estabilizar un pozo, es a través del control de los volúmenes de filtración y la calidad del mismo. Para los fluidos de emulsión inversa considere las pruebas de reologías a altas temperaturas y su capacidad de sellar las formaciones permeables.

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

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UNIDAD DE PER FORACIÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS GERENCIA DE PERFORA CIÓN Y MA NTENIMIENTO DE POZOS

EXPLORACION Y PRODUCCION

DIRECCIÓN GENERAL AUDITORÍA DE SEGURIDAD INDUSTRIAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL

OBLIGACIONES DE SEGURIDAD, SALUD OCUPACIONAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL DE LOS PROVEEDORES O CONTRATISTAS QUE REALIZAN ACTIVIDADES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

(ANEXO “S”)

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OBLIGACIONES DE SEGURIDAD, SALUD OCUPACIONAL Y PROTECCIÓN AMBIENTAL DE LOS PROVEEDORES O CONTRATISTAS QUE REALIZAN ACTIVIDADES EN INSTALACIONES DE PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN 0. OBJETIVO Y ALCANCE. El presente Anexo tiene como objetivo establecer los requerimientos mínimos de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental que deben cumplir los proveedores o contratistas y su personal, con el fin de evitar incidentes y accidentes en las instalaciones petroleras de PEP. Los “requerimientos generales” y los “requerimientos específicos” de este anexo “S”, que se listan en el formato 4 del mismo, son de cumplimiento obligatorio para el contrato.

I. DEFINICIONES. Para los efectos del presente anexo se considerarán las definiciones contenidas en la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, Ley de Obras Públicas y Servicios Relacionados con las Mismas, la Ley de Adquisiciones Arrendamientos y Servicios del Sector Público, la Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente, la Ley Federal del Mar, la Ley de Navegación, la Ley Federal del Trabajo, la Ley General para la prevención y Gestión Integral de los Residuos y sus Reglamentos, en el Reglamento Federal de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente de Trabajo; así como las siguientes:

I.1. Accidente industrial. Evento o combinación de eventos inesperados, no deseados, que alteran el funcionamiento normal de las instalaciones, del proceso o de la industria, acompañado o no de daño al ambiente, a las instalaciones o a las personas en su integridad física. I.2. Accidente de trabajo. Es toda lesión orgánica o perturbación funcional, inmediata o posterior, o la muerte producida repentinamente en el ejercicio o con motivo del trabajo cualquiera que sea el lugar y tiempo que se presente, quedando incluidos los que se produzcan al trasladarse el trabajador directamente de su domicilio a su trabajo y de este a su hogar. I.3. Accidente de trabajo con pérdida de tiempo. Es el que origina uno o más días de incapacidad del trabajador o la muerte. I.4. Agente. Elemento con características físicas, químicas, biológicas o psicosocial, cuya presencia en el medio interactúa con el organismo humano, causando efecto molecular, bioquímico, celular, en tejidos u órganos. I.5. Área de riesgo Los lugares donde se puedan suscitar los eventos que de forma enunciativa pero no limitativa, se mencionan a continuación: a) Se procesen, manejen o existan de modo continuo o periódico gases o líquidos inflamables o tóxicos. b) Existan combustibles líquidos o sólidos capaces de generar un incendio o explosión. c) Se cuente con instalaciones o equipos que operen a altas presiones o temperaturas. d) Se realicen actividades en las cuales se manejen materiales incluidos en el primero y segundo listados de actividades altamente riesgosas publicadas en el Diario Oficial de la Federación el 28 de marzo de 1990 y el 4 de mayo de 1992, respectivamente. Página 118 de 140



e) Se manejen residuos peligrosos. f)

Se operen instalaciones o equipo que se encuentre a más de 2 metros de altura de una plataforma o excavaciones a más de 1.20 metros de profundidad o 0.30 metros en zonas donde exista la posibilidad de encontrar o afectar servicios subterráneos, túneles y pozos en general.

g) Se operen instalaciones o equipo de energía eléctrica de alta tensión. h) Se cuenten con instalaciones o equipo que genere ruido, vibración, radiación ionizante o radiación térmica por arriba de los límites permisibles establecidos por la normatividad en la materia. i)

Se realicen actividades de disparos en pozos petroleros.

j)

Donde se almacenan explosivos, solventes, combustibles y productos químicos

k) Espacios confinados.

I.6. A.S.N.T (American Society Destructivas

for Non Destructive Testing) Sociedad Americana de Pruebas No

I.7. Atlas de riesgo. Documento en el que se registran los agentes, condiciones o circunstancias capaces de generar deterioro a la salud por la exposición de los trabajadores. I.8. CFR (Code of Federal Regulations) Código de Regulaciones Federales de los Estados Unidos de Norteamérica. 1.9 CNA. Comisión Nacional del Agua. I.10. Condiciones de trabajo. Conjunto de variables que influyen en la realización de una tarea y el entorno en que esta se realiza. I.11. CONOCER. Consejo de Normalización y Certificación de Competencia Laboral I.12. Edificio administrativo. Es cualquier construcción con jurisdicción de PEP (propiedad o rentada), cuyo uso está destinado a la función administrativa. Se incluyen en esta definición las edificaciones que alojan oficinas, hospitales, clínicas, consultorios, archivos, bibliotecas, hemerotecas, auditorios, almacenes de materiales, bodegas, estacionamientos, escuelas, centros de integración familiar, centros de desarrollo infantil y cualquier otra de uso similar. I.13. Equipo de protección personal. Es el conjunto de aparatos y accesorios fabricados especialmente para ser usados en diversas partes del cuerpo, con el fin de impedir lesiones y enfermedades causadas por agentes a que están expuestos los trabajadores. I.14. Equipo productor de flama o chispa. Es aquél capaz de producir chispas o flamas o que emite energía suficiente para provocar la ignición de gases o vapores derivados de líquidos y sólidos inflamables / combustibles. I.15. Exposición. Es el conjunto de medidas que determinan la cantidad, la vía, la frecuencia, y el tiempo en el que un agente penetra al cuerpo del trabajador. I.16. Higiene industrial. Es el conjunto de actividades que tienen por objeto el reconocimiento, la evaluación, y el control de aquellos agentes o condiciones presentes en el ambiente laboral, por cuya acción continuada, se pueden generar enfermedades de trabajo. Página 119 de 140



I.17. Instalaciones Petroleras: Son aquellos edificios, estructuras, barcos y en general toda infraestructura propia, arrendada o que le presten servicios a Pemex Exploración y Producción, en los que se desarrollen alguna o algunas de las actividades de la industria petrolera que se mencionan en el artículo 3° de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo. Así como las áreas y terrenos propios o en los cuales éste tenga derechos de ocupación, en las que se desarrollen las actividades mencionadas de la industria petrolera o las relacionadas a las mismas, como pueden ser construcción; mantenimiento; almacenamiento y manejo de materiales y residuos; entre otros. I.18. Instalación Petrolera Marina: Es aquella instalación petrolera localizada en zonas marinas mexicanas. I.19. Instalación Petrolera Terrestre: Aquella instalación petrolera localizada en el territorio nacional, en un sitio diferente a las zonas marinas mexicanas. I.20. Manual de sistema de “permiso para trabajo”. Documento que describe en detalle el Sistema de Permisos para Trabajos que por el riesgo que representan lo requieren, está dirigidos principalmente a los signatarios de los permisos y define cuando es necesario utilizar un Permiso para Trabajo, el proceso de aprobación y el control a seguir para la realización del trabajo motivo del permiso. 1.21 MARPOL. Convenio Internacional para Prevenir la Contaminación por los Buques. I.22. Material peligroso. Elementos, sustancias, compuestos o mezclas de ellos que independientemente de su estado físico representen un riesgo para el ambiente o la salud. I.23. Matachispas. Dispositivo de seguridad para impedir la emisión de chispas. I.24. Normas internacionales. La norma, lineamiento o documento normativo que emite un organismo internacional de normalización u otro organismo internacional relacionado con la materia, reconocido por el gobierno mexicano en los términos del derecho internacional. I.25. Norma de referencia (NRF). La norma emitida por el Comité de Normalización de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, conforme al artículo 67 de la Ley Federal sobre Metrología y Normalización. Debe aplicarse en su última versión vigente a la fecha en la que se realicen los trabajos o actividades. I.26. Pemex. Petróleos Mexicanos. I.27. PEP. Pemex-Exploración y Producción I.28. Permiso de trabajo. Documento oficial utilizado para controlar el trabajo que ha sido identificado como un riesgo potencial, mismo que debe cumplir con lo que establezca el manual de sistema de “permiso para trabajo”. I.29. Plan de Respuesta a Emergencias. Conjunto de instrucciones y acciones predeterminadas para la instalación o centro de trabajo, de ejecución inmediata a realizarse internamente en la instalación, las cuales tienen la finalidad de inhibir o mitigar las consecuencias que podrían presentarse en el caso de una emergencia. I.30. Plato testigo. Muestra diaria de la comida que se suministrará en el comedor. I.31. Residuo. Cualquier material generado en los procesos de extracción, beneficio, transformación, producción, consumo, utilización, control o tratamiento cuya característica no permita usarlo nuevamente en el proceso que lo generó. I.32. Residuo peligroso. Todos aquellos residuos, en cualquier estado físico que por sus características, corrosivas, reactivas, explosivas, tóxicas, inflamables o biológico infecciosas, representen un peligro para el equilibrio ecológico o el ambiente. Página 120 de 140



I.33. Riesgo. Probabilidad de que ocurra un daño al personal, al ambiente, a las instalaciones o al proceso productivo. I.34. Salud ocupacional. Es la aplicación de estrategias, técnicas y actividades multidisciplinarias para identificar, evaluar y controlar los riesgos a la salud de los trabajadores. I.35. SEMARNAT. Secretaría del Medio Ambiente y Recursos Naturales I.36. Sistema de permiso para trabajo. Mecanismo establecido por PEP, para proporcionar instrucciones escritas y autorizar al personal a realizar trabajos con riesgo potencial, a través de permisos. I.37. SS. Secretaría de Salud I.38. Trabajo con riesgo potencial. Es aquel que se realiza en un área de riesgo o cerca de ella con equipo que produce calor, flama o chispa con energía suficiente para provocar la ignición de gases, vapores o líquidos inflamables; así como aquellos trabajos efectuados en altura o en lugares confinados y en general todo aquel que por su naturaleza o por las condiciones del área donde se ejecutan, sus alrededores o los materiales que se manejen durante su realización, motivan una probabilidad de daño al personal, a terceros, ambiente o a las instalaciones. I.39. Vertimiento. Es toda evacuación deliberada en el mar, lagunas, ríos, pantanos entre otros cuerpos de agua, por desechos u otras materias efectuadas desde buques, aeronaves y las que realicen por estos medios las plataformas y otras estructuras. II.

REQUERIMIENTOS GENERALES

II.1. Todo participante de un procedimiento de contratación, contratista o proveedor, debe observar lo siguiente: a) Conocer el contenido de este anexo. b) Considerar los costos que tendrá que erogar para cumplir con lo estipulado con el presente anexo, en caso de resultar con la adjudicación del contrato y durante la vigencia del mismo. c) Acatar el contenido de este anexo, así como hacerlo del conocimiento de todo su personal que desempeñará actividades en instalaciones petroleras de PEP y asegurarse que dicho personal cumpla con el mismo. d) Considerar que los planes, procedimientos, informes, evidencias documentales, personal, trabajos, actividades, permisos, autorizaciones, programas, cursos de capacitación o entrenamiento y todo lo establecido en los diferentes requerimientos del presente anexo, son específicos al alcance del contrato. e) Para poder iniciar los servicios o trabajos motivo del contrato, el proveedor o contratista debe cumplir con las obligaciones establecidas en los incisos III.1.3; III.1.16.1; III.1.16.2; III.3.5.2; III.3.7.1 y III.3.8.1 del presente anexo “S”. II.2. Cumplir con las obligaciones de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental estipuladas en el presente anexo y en la normatividad vigente en esas materias, para lo cual se debe presentar un plan de acción integral o un plan por cada materia al inicio del contrato. Dicho plan de acción debe ser específico a los alcances del contrato, debe incluir la identificación de los impactos ambientales y los riesgos asociados a los trabajos a desarrollar, las acciones que se realizarán para mitigarlos, la normatividad aplicable en esas materias y las acciones que se realizarán para su cumplimiento. Cuando se especifique en el anexo “B1” o en otro anexo del contrato, dicho plan de acción debe ser conforme a las guías que ahí se estipulen y debe presentarse y desarrollarse en los plazos que en esos anexos se especifiquen. II.3. Cuando se tenga que entregar o solicitar información o reportes conforme al presente anexo, durante la ejecución del contrato, dirigirse al supervisor o residente, excepto en los casos en los que se indique algo diferente en el presente anexo. Página 121 de 140



II.4. Comunicar por escrito o personalmente a la máxima autoridad de PEP de la instalación, al supervisor o residente del contrato, o al personal de seguridad industrial; los actos o condiciones inseguras, anomalías o irregularidades que durante su permanencia dentro de instalaciones petroleras, observe o identifique, cuando aquellas puedan poner en peligro la integridad de las personas, el ambiente o las instalaciones. II.5. Interrumpir y reprogramar sus tareas, sin que ello signifique ampliación del plazo, cuando el servidor público de mayor rango de la instalación, el supervisor o residente o el personal de seguridad industrial de PEP lo soliciten por el incumplimiento a cualquiera de las obligaciones establecidas en el presente anexo “S” o por motivos de seguridad o protección ambiental, sin responsabilidad o cargo para PEP y en el entendido de que sólo se permitirá que se realicen o reinicien dichas tareas hasta que se cumplan las obligaciones que motivan la interrupción de las mismas, o se restauren las condiciones de seguridad o protección ambiental. II.6. Reparar los daños o afectaciones que ocasionen dentro y fuera de las instalaciones petroleras, cumpliendo con la normatividad vigente o las indicaciones de la autoridad competente, sin cargo para PEP. II.7. No fumar en las instalaciones petroleras, excepto en las áreas autorizadas y delimitadas para ese fin. II.8. Acatar las órdenes, instrucciones e indicaciones que emita PEP en materia de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental, sin perjuicio de las demás disposiciones legales que está obligado a cumplir. II.9. Aplicar sus procedimientos para la ejecución de los trabajos objeto del contrato, sometiéndolos previamente a la validación de PEP y a la autorización del representante legal de la compañía. II.10. Capacitación II.10.1. Contar con personal capacitado y adiestrado, en materia de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental, acorde con la naturaleza de los trabajos que realice por motivo del contrato, y presentar evidencias de dicha capacitación antes de realizar dichos trabajos. II.10.2. Orientar a su personal que por primera vez ingresa a una instalación petrolera o aborda un barco o un helicóptero; en lo concerniente a equipo de seguridad, protección ambiental, seguridad física, conducta y registro en la instalación o medio de transporte, productos que no pueden ingresarse a la instalación y en general, sobre todos los requerimientos del presente anexo “S” que deba conocer dicho personal para cumplir con el mismo. II.10.3. Dar las facilidades a su personal que labora dentro de las instalaciones petroleras, para que sean instruidos por PEP, cuando éste lo requiera, en lo relativo al presente anexo, pláticas para el personal que ingresa por primera vez a las instalaciones petroleras o a cualquier otro tema en materia de trabajos con riesgo, seguridad, salud ocupacional y protección ambiental. II.10.4. Contar con los planes y programas de capacitación previamente presentados a la, Secretaría del Trabajo y Previsión Social (STPS) o aprobados por la misma, para capacitar a sus trabajadores sobre los riesgos de trabajo inherentes a sus labores motivo del contrato y las medidas preventivas para evitarlos. Así mismo contar con los planes y programas de capacitación correspondientes en materia de protección ambiental, durante el desarrollo del contrato. II.10.5. Instruir a sus trabajadores en lo relativo al manejo de los residuos que genere por el desempeño de sus labores motivo del contrato. II.11. SEGURIDAD INDUSTRIAL II.11.1. Equipo de protección personal

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II.11.1.1. Portar y utilizar correctamente el equipo de protección personal que se establece en el presente anexo o en los otros anexos del contrato, al trabajar o permanecer en las instalaciones petroleras. II.11.1.2. Utilizar equipo de protección personal en buen estado, con uniforme y casco con el logotipo de su compañía y sin el logotipo de Pemex u Organismos Subsidiarios, el cual debe ser específico para las actividades a desempeñar y debe cumplir con las especificaciones técnicas establecidas en las normas de referencia de Pemex correspondientes o de no existir éstas, con la normatividad oficial vigente. II.11.2. Registro y notificación de accidentes II.11.2.1. Informar al supervisor o residente de PEP, remitiendo copia al Área de SIPA, dentro de los primeros cinco días de cada mes, su estadística de accidentes de trabajo por motivo del contrato, por medio del formato 1 del presente anexo. II.11.2.2. Proporcionar al inicio del contrato, el nombre del responsable de reportar las estadísticas de accidentabilidad mencionadas en el punto anterior, utilizando el formato 2 del presente anexo. II.11.2.3. Notificar los accidentes, dirigiéndose a la máxima autoridad o personal de Seguridad Industrial de la instalación de PEP o centro de trabajo donde ocurra dicho accidente y al supervisor o residente. Esto debe realizarse inmediatamente por teléfono o radio y por escrito dentro de las 24 horas siguientes, llenando el formato 3 del presente anexo “reporte de accidentes industriales o de trabajo, de proveedores o contratistas”. Los accidentes que deben reportarse son: los ocurridos sin pérdida de tiempo, accidentes con pérdida de tiempo, de tránsito, industriales y ecológicos. II.11.3. Investigación de accidentes II.11.3.1. Otorgar las facilidades necesarias a efecto de que se realicen las investigaciones de accidentes que PEP considere convenientes o necesarias. II.11.3.2. Participar en la investigación y análisis de los accidentes relacionados con los trabajos objeto del contrato, cuando se le solicite. II.11.3.3. Realizar los pagos por concepto de las pruebas y análisis de los materiales y equipos utilizados por el proveedor o contratista involucrado o relacionado con un accidente, cuyas causas le sean imputables, sin cargo para PEP. II.11.4. Señalización II.11.4.1. Obedecer y respetar las señalizaciones prohibitivas o restrictivas, así como atender las informativas que se tengan en las instalaciones petroleras. II.11.5. Orden y Limpieza II.11.5.1. Mantener en condiciones limpias y ordenadas sus áreas de trabajo. II.11.5.2. A la entrega-recepción de la obra o servicio, el lugar donde se ejecutaron los trabajos debe estar en condiciones limpias, libre de materiales, residuos, equipo sobrante y sin afectaciones al terreno, estructuras o instalaciones. II.11.6. Respuesta a emergencias II.11.6.1. Participar en la práctica de simulacros que PEP establezca para las instalaciones donde realice sus actividades. Página 123 de 140



II.11.6.2. Solicitar a la máxima autoridad de la instalación petrolera o al supervisor o residente, que se le indiquen las rutas de escape, puntos de reunión y salidas de emergencia de dicha instalación, al ingresar por primera vez a la misma. II.11.6.3. Colaborar en la atención de emergencias que se tengan que llevar a cabo en la instalación donde desempeñen sus actividades, cuando se le solicite y bajo la coordinación de personal de PEP. II.12. SALUD OCUPACIONAL II.12.1. Controlar la salud ocupacional de sus trabajadores, prevenir y controlar las enfermedades y adicciones, cumpliendo con el Reglamento de Seguridad e Higiene y Medio Ambiente de Trabajo, la Ley General de Salud y las normas oficiales en la materia. II.12.2 Cumplir con las jornadas de trabajo del personal en instalaciones petroleras, que se establezca en los otros anexos del contrato. II.12.3. Prevenir y controlar la emisión de agentes, que puedan afectar la salud del ser humano, para lo cual deben implementarse las medidas de mitigación que se requieran. II.12.4. En lo referente a su personal, acatar y cumplir los requerimientos de salud ocupacional exigidos por la Secretaría de Salud y la Secretaría de Trabajo y Previsión Social, que establecen las regulaciones en la materia, así como los estipulados en el contrato y, cuando así se le solicite, proporcionar a PEP la evidencia documental de dicho cumplimiento. II.12.5. Contar y aplicar programas de vigilancia médica para el personal que labora en instalaciones petroleras, principalmente cuando se realicen las actividades que de manera enunciativa pero no limitativa se mencionan a continuación: trabajos relacionados con soldadura y corte, radiaciones ionizantes, ruido y vibraciones o cuando el trabajador esté expuesto a condiciones térmicas extremas, sobreesfuerzo muscular, presiones ambientales anormales o sustancias químicas contaminantes. Así mismo, aplicar programas de control de drogas y alcohol a todo su personal. II.12.6. Contar con un manual y botiquín de primeros auxilios que incluya los medicamentos de curación, antídotos y materiales específicos para los riesgos potenciales del área o trabajos motivo del contrato. Adicionalmente, cuando su personal que labora en uno o varios frentes de trabajo dentro de instalaciones petroleras sea entre 15 y 49 trabajadores, contar además con una brigada de primeros auxilios integrada con dichos trabajadores debidamente entrenados. Cuando dicho personal sea entre 50 y 99 trabajadores, contar adicionalmente a lo anterior con al menos un paramédico en dichas instalaciones. Cuando el número de trabajadores sea 100 o más, se debe contar también con un médico cuando menos, en esas instalaciones. II.13. PROTECCIÓN AMBIENTAL II.13.1. Autorizaciones y Permisos II.13.1.1. Proporcionar las evidencias documentales de las autorizaciones y permisos, la información y documentación de soporte; que las leyes, reglamentos, normas y los anexos del contrato exijan para la realización de las actividades motivo del mismo, así como las del cumplimiento de los requisitos que las autoridades o dicha normatividad establezcan para obtener las autorizaciones y permisos mencionados.. II.13.1.2. Respetar las indicaciones de PEP sobre el uso de suelo de las áreas, predios o instalaciones petroleras. II.13.2. Agua

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II.13.2.1. No realizar vertimientos al mar, ríos, lagunas, pantanos u otros cuerpos de agua, de materiales tales como los que se señalan a continuación: plásticos, textiles, material sintético, vidrio, metales, losa, equipaje, materiales de recubrimiento, así como todos aquellos materiales que prohíbe la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en el Anexo I de su Reglamento para Prevenir y Controlar la contaminación del Mar por vertimiento de deshechos y otras materias. II.13.3. Atmósfera II.13.3.1. No utilizar o suministrar equipos que contengan Clorofluorocarbonos (CFCs) u otras sustancias que dañen la capa de ozono. En el caso de las embarcaciones, no usar sistemas contraincendio a base de Clorofluorocarbonos (CFCs), de acuerdo al Protocolo de Montreal y al Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar (Safety of Life at Sea – SOLAS). Así mismo, cumplir con lo establecido en el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente en materia de Prevención y Control de la Contaminación de la Atmósfera. II.13.4. Residuos II.13.4.1. No mezclar basura, chatarra, residuos peligrosos o cualquier otro residuo indicado en los anexos del contrato. II.13.4.2. Al terminar cualquier etapa de un trabajo del contrato, retirar de la zona del trabajo todos sus equipos, estructuras provisionales y materiales excedentes que no vaya a utilizar posteriormente en el mismo sitio. II.13.5. Suelo II.13.5.1. Informar por escrito en los formatos vigentes que emite la autoridad ambiental, al Área de SIPA a través del supervisor o residente, cualquier derrame de materiales o residuos peligrosos que realice durante el desempeño de sus trabajos en instalaciones petroleras o en el trayecto a estas. Así mismo, acatar y cumplir con su responsabilidad de restaurar las áreas contaminadas, a través de las compañías autorizadas y conforme a la normatividad ambiental vigente, sin costo para PEP. II.13.5.2. Mantener en buen estado su maquinaria y equipo, así como evitar fugas de lubricantes o combustibles que puedan afectar el suelo o subsuelo, instalando los dispositivos que para este fin se requieran. II.13.5.3. No remover grava o material de arrastre del lecho de los ríos, arroyos, playas, lagos, lagunas o cualquier otro cuerpo de agua, excepto en las zonas específicamente aprobadas como bancos de materiales por las autoridades gubernamentales. II.13.6. Prevención de impactos ambientales II.13.6.1. No cazar, pescar, transportar, comercializar, o poseer ejemplares de fauna silvestre (terrestre o marina) en instalaciones petroleras, su vecindad o en áreas donde se realicen actividades por motivo del contrato. II.13.6.2. Al encontrar monumentos, restos y vestigios arqueológicos, históricos y culturales durante sus actividades, evitar la destrucción de los mismos, interrumpir temporalmente los trabajos por éste motivo e informar de inmediato a las autoridades de PEP, así como evitar difundir públicamente dichos hallazgos. II.13.7. Auditorias II.13.7.1. Otorgar las facilidades e información que le solicite PEP, durante la realización de auditorías ambientales o de seguridad en las instalaciones petroleras donde desempeñe sus actividades.

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II.13.7.2. Otorgar las facilidades e información que le solicite PEP, cuando éste ejerza su derecho de verificar el cumplimiento de los requerimientos de este anexo “S”, en campo o documentalmente. II.14. SEGURIDAD FÍSICA II.14.1. Registro e Identificación II.14.1.1. Antes de iniciar los trabajos, registrar a su personal con el supervisor o residente, quien gestionará el acceso de dicho personal con el área de seguridad física y con el responsable de las instalaciones petroleras donde desarrollarán sus actividades. II.14.1.2. Todos los trabajadores del Proveedor o Contratista, deben llevar consigo una credencial de identificación que los acredite como personal de su compañía, durante el desarrollo de los trabajos y por el tiempo de permanencia en las instalaciones petroleras y presentarla cuando se le solicite. II.14.2. Acceso a instalaciones petroleras II.14.2.1. A través de sus representantes, el proveedor o contratista debe solicitar la autorización para dar inicio de sus trabajos dentro de las instalaciones petroleras. II.14.2.2. Respetar cercas, bardas y puertas de acceso de las instalaciones petroleras y sólo ingresar o salir de las instalaciones petroleras a través de las entradas o salidas que se le indiquen. II.14.2.3. No ingresar a las áreas de trabajo sin el equipo de protección personal que se establece en el presente anexo u otros anexos del contrato. II.14.2.4. No ingresar a las instalaciones petroleras o áreas de trabajo con aliento alcohólico, bajo el efecto de drogas o cualquier enervante. II.14.2.5. No ingresar ni usar armas de fuego o sustancias ilícitas en las instalaciones petroleras. Las armas blancas o punzo cortantes sólo pueden ingresarse a las instalaciones, cuando esté plenamente justificado su utilización en los trabajos motivo del contrato. II.14.2.6. Cuando se requiera ingresar medicamentos a las instalaciones petroleras, notificarlo al personal de vigilancia, supervisor o al responsable de la instalación, presentando la prescripción médica correspondiente y acatar las instrucciones que dicho personal le indique. II.14.2.7. Al conducir o transportarse en vehículos automotores dentro de las instalaciones petroleras, usar el cinturón de seguridad correspondiente. II.14.2.8. Estacionar sus vehículos en posición de salida, en áreas autorizadas, evitando obstaculizar las salidas normales y de emergencia, hidrantes, gabinetes con manguera contraincendio, equipo contraincendio y zonas o pasillos de circulación de personal. II.14.2.9. Al conducir vehículos dentro de las instalaciones petroleras, circular a velocidades menores de 20 km/h o menores a las velocidades máximas indicadas en los señalamientos que se tengan en las diferentes áreas. II.14.2.10. Al transportar personal en vehículos automotores dentro de las instalaciones petroleras, utilizar vehículos adecuados para ese fin, asegurándose que dicho personal viaje sentado en asientos destinados para ese efecto y que cuente con medios para asirse. II.14.2.11. Previo a la utilización de maquinaria o equipos que por sus dimensiones, pesos, o substancias que contenga representen un riesgo para los trabajadores, el ambiente o las instalaciones, solicitar a PEP el permiso para operar dentro de instalaciones petroleras. Página 126 de 140



II.14.3. Permisos para el uso de teléfonos celulares, radios de comunicación y equipos de fotografía o video II.14.3.1. No usar teléfonos celulares dentro de las áreas de riesgo en las instalaciones petroleras, ni ningún equipo eléctrico o electrónico que no sea Intrínsecamente Seguro, en caso de requerirse deberá tramitar y obtener un Permiso para Trabajo y seguir las instrucciones que el permiso y su documentación anexa señale. II.14.3.2. Previo al uso de radios de comunicación dentro de las áreas de riesgo en las instalaciones petroleras o cualquier equipo que emita frecuencias que alteren los sistemas de seguridad de los procesos, obtener la autorización de PEP y acatar las recomendaciones que se le den al respecto. II.14.3.3 Previo al uso de equipos de fotografía o video, obtener la autorización de PEP y acatar las recomendaciones que se le den al respecto III. REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS III. 1. SEGURIDAD INDUSTRIAL III.1.1. Entregar las hojas de seguridad e instrucciones de uso o aplicación de los productos o sustancias químicas que se suministren a PEP. Así mismo, indicar la composición química, fecha de caducidad de dichos productos o sustancias y los métodos para ser conservadas, segregadas, manejadas o protegidas para mantener sus propiedades. III.1.2. Adjuntar con la información de la composición química y hoja de seguridad de las sustancias químicas que contengan los equipos que se suministren a PEP. III.1.3. Conforme a lo que se establece en los otros anexos del contrato, designar al personal especialista responsable de seguridad, salud ocupacional y protección ambiental que representen a la compañía y que tengan la facultad de tomar decisiones en sus respectivas materias durante la vigencia del contrato y, por cada 50 (cincuenta) trabajadores que tenga trabajando en las instalaciones petroleras de PEP, en uno o más frentes de trabajo, designar por escrito a cuando menos un supervisor especialista en Seguridad y Salud Ocupacional y otro en Protección Ambiental. En estos casos, notificar previo al inicio de sus funciones, para su evaluación y validación por PEP, los cargos y posición de dichos supervisores en el organigrama de su personal que participará en los trabajos o servicios motivo del contrato sus responsabilidades, experiencia en esas materias y entregar las evidencias documentales de dicha experiencia. III.1.4. Cumplir con los requisitos de seguridad para actividades de buceo comercial que establecen la NOM014-STPS-2000 “Exposición laboral a presiones ambientales anormales - condiciones de seguridad e higiene” y las regulaciones extranjeras OSHA 1915.6 “Operaciones de buceo comercial” y Code of Federal Regulations (CFR) 29 Sección T, o equivalentes; cuando se realicen trabajos submarinos por motivo del contrato. III.1.5. Dotar a las plataformas marinas que le arrienden a PEP, con un sistema de detección y alarma de gases contaminantes que puedan estar presentes en ellas, durante la vigencia del contrato, asegurándose que dicho sistema cumpla con la norma NRF-011-PEMEX-2002 “Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR” , lo cual debe incluirse sin cargo para PEP. III.1.6. Dotar con un sistema de detección y alarma de gas sulfhídrico a los equipos de perforación que le arrienden u operen a PEP en instalaciones petroleras terrestres donde se manejen hidrocarburos que contengan ese gas, asegurándose que dicho sistema cumpla con la norma NRF-011-PEMEX-2002 “Sistemas automáticos de alarma por detección de fuego y/o atmósferas riesgosas SAAFAR” III.1.7. Cuando se ejecuten actividades que involucren gases o vapores tóxicos o inflamables (mezclas explosivas) en instalaciones petroleras, o donde exista posibilidad de encontrarlos por la clasificación del área Página 127 de 140



donde se ejecuten los trabajos y puedan generar o representar una fuente de ignición, contar con detectores portátiles de esos gases para cada frente de trabajo y utilizarlos durante el desarrollo de dichas actividades. Su utilización debe realizarse por probadores de gas autorizados, quiénes invariablemente deben haber acreditado el curso correspondiente, pudiendo ser estos técnicos o profesionistas integrantes de los frentes de trabajo de campo, es decir que no se requiere personal adicional por este concepto. En todos los casos, independientemente de la supervisión y pruebas que ejecute y realice el Proveedor o Contratista, “PEP” podrá verificar que estas se ejecuten correctamente y podrá suspender, sin responsabilidad para “PEP”, los trabajos cuando las condiciones de seguridad u operativas así lo exijan.

III.1.8. Tener vigente la libreta de mar para todo su personal que labore en embarcaciones o la tarjeta de mar para los que laboren en otras instalaciones petroleras marinas, las cuales deben ser avaladas por la Dirección General de Puertos y Marina Mercante, dependiente de la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, o por un país diferente a México que sea miembro de la Organización Marítima Internacional (OMI). III.1.9. Entregar evidencias documentales vigentes que demuestren la competencia laboral del personal técnico que realice pruebas radiográficas, revelado o interpretación de radiografías dentro de instalaciones petroleras de PEP. Dichas evidencias deben entregarse en copias simples antes de iniciar los trabajos correspondientes. Así mismo, entregar copias del registro ante la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, de los materiales radiactivos, equipos empleados y del personal responsable del manejo de los equipos. El personal responsable de las pruebas radiográficas, debe asegurarse que se cumpla con la norma NOM-025/02-NUCL1996 “Requisitos para equipo de radiografía industrial”. III.1.10. De acuerdo con las actividades a realizar en las instalaciones petroleras de PEP por motivo del contrato, contar con las constancias de habilidades laborales que para tal efecto requiere la STPS, las cuales de manera enunciativa y no limitativa se mencionan a continuación: a. Manejo de montacargas y calderas, para los operadores de esos equipos. b. Manejo y almacenamiento de materiales peligrosos, para los responsables de esos trabajos. c. Mantenimiento, cuidado y almacenamiento de las herramientas de trabajo, para los responsables de esos trabajos. d. Uso, conservación, mantenimiento, almacenamiento y reposición del equipo de protección personal, para los responsables de esos trabajos. e. Ejecución o supervisión de los programas de seguridad e higiene, para quienes realicen esas actividades. f. Servicios de medicina del trabajo y los servicios preventivos de seguridad e higiene, para los responsables de esos servicios, g. Mantenimiento u operación de las instalaciones eléctricas, para quienes realicen esas actividades. h. Capacitación y adiestramiento en combate de incendios para quienes tengan esas funciones. Para el caso de trabajos especializados que no estén avalados por la STPS, tales como soldadura, servicios contraincendio, maniobras con grúas, entre otros, contar con las evidencias documentales vigentes que demuestren la competencia laboral del personal técnico conforme a CONOCER u otro organismo equivalente.

III.1.11. Cuando se necesiten andamios para trabajos en alturas, cumplir con la NOM-009-STPS-1999 “Equipo suspendido de acceso. Instalación, operación y mantenimiento. Condiciones de seguridad” y con los procedimientos que PEP establezca. Dichos andamios deben ser prefabricados, de estructura metálica, con la resistencia y estabilidad para soportar las cargas a las que estarán sujetos y de un color contrastante al de la instalación donde se utilice. III.1.12. Equipo mínimo de protección personal III.1.12.1. Cuando por motivo del contrato se realicen trabajos en instalaciones petroleras marinas, utilizar mientras se permanezca en dichas instalaciones, el equipo mínimo de protección personal siguiente: Página 128 de 140



III.1.12.1.1. Overol de trabajo de algodón, de color contrastante con el mar diferente a los indicados en la tabla No. 1 de la NRF-006-PEMEX-2002 “Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”, que cumpla con las especificaciones técnicas de dicha norma y que cuente con el logotipo del proveedor o contratista. III.1.12.1.2. Casco de seguridad en color naranja, de acuerdo a la norma de referencia de Pemex o de no existir esta, con la norma oficial mexicana NOM-115-STPS-1994 “Cascos de Protección- Especificaciones, métodos de prueba y clasificación” y con la NMX-055-SCFI-2002 “Seguridad-equipo de protección personal – cascos de protección industrial – clasificación, especificaciones y métodos de prueba”. III.1.12.1.3. Media bota costafuera, con suela antiderrapante; con casquillo de protección, sin agujetas y que cumpla con las especificaciones técnicas de la NRF-008-PEMEX-2001 “Calzado industrial de piel para protección de los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”. III.1.12.1.4. Calzado tipo borceguí costafuera dieléctrico, sin agujetas, que cumpla con las especificaciones técnicas de la mencionada norma de referencia NRF-008-PEMEX-2001, cuando se realicen trabajos de electricidad. III.1.12.1.5. Lentes de seguridad, cuando se realicen actividades que impliquen riesgos de lesiones o daños a los ojos. Dichos lentes deben cumplir con las especificaciones técnicas de la NRF-007-PEMEX-2000 “Lentes y goggles de seguridad, protección primaria de los ojos” cuando el riesgo sea conforme al alcance de dicha norma. Para otros tipos de riesgo, los lentes deben cumplir con las normas de referencia correspondiente y a falta de estas con las normatividad oficial vigente. III.1.12.1.6. Guantes acordes a las actividades a realizar, que cumplan con las especificaciones técnicas de las normas de referencia de Pemex correspondientes o de no existir éstas, con la normatividad oficial vigente. III.1.12.1.7. Durante la prestación de servicios de alimentación y hospedaje, usar ropa de algodón, color blanco, con logotipo de la compañía, gorro y calzado de piel con suela antiderrapante, que cumpla con la norma oficial mexicana NOM-093-SSA1-1994 “Bienes y servicios. Prácticas de higiene y sanidad en la preparación de alimentos que se ofrecen en establecimientos fijos”. Cuando este personal ingrese a zonas industriales, debe utilizar el equipo de protección personal indicado en los otros incisos de este anexo. III.1.12.2. Durante la realización de trabajos en embarcaciones, usar el equipo mínimo de protección personal para actividades en instalaciones petroleras marinas que se establece en el inciso III.1.12.1, del presente anexo, así como el equipo propio a las actividades o área de la embarcación en la que se realicen. III.1.12.3. Cuando por motivo del contrato se realicen trabajos en instalaciones petroleras terrestres, utilizar mientras se permanezca en dichas instalaciones, el equipo mínimo de protección personal siguiente: III.1.12.3.1. Overol de algodón o camisa de manga larga y pantalón tipo recto de algodón, de colores diferentes a los indicados en la tabla No. 1 de la NRF-006-PEMEX-2002 “Ropa de trabajo para los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”, que cumpla con las especificaciones técnicas de dicha norma y que cuente con el logotipo del proveedor o contratista. III.1.12.3.2. Casco de seguridad en color naranja, de acuerdo a la norma de referencia de Pemex o de no existir esta, con la norma oficial mexicana NOM-115-STPS-1994 “Cascos de Protección- Especificaciones, métodos de prueba y clasificación” y con la NMX-055-SCFI-2002 “Seguridad-equipo de protección personal – cascos de protección industrial – clasificación, especificaciones y métodos de prueba”. III.1.12.3.3. Calzado de seguridad adecuado a las actividades que desarrolle, con suela antiderrapante y casquillo de protección, que cumpla con las especificaciones de la NRF-008-PEMEX-2001 “Calzado industrial de piel para protección de los trabajadores de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios”. Página 129 de 140



III.1.12.3.4. Calzado tipo borceguí dieléctrico, que cumpla con la mencionada norma de referencia NRF-008PEMEX-2001, cuando se realicen trabajos de electricidad. III.1.12.3.5. Lentes de seguridad, cuando se realicen actividades que impliquen riesgos de lesiones o daños a los ojos. Dichos lentes deben cumplir con las especificaciones de la NRF-007-PEMEX-2000 “Lentes y goggles de seguridad, protección primaria de los ojos” cuando el riesgo sea conforme al alcance de dicha norma. Para otros tipos de riesgo, los lentes deben cumplir con las normas de referencia correspondiente y a falta de estas con las normatividad oficial vigente. III.1.12.3.6. Guantes acordes a las actividades a realizar, que cumplan con las especificaciones técnicas de las normas de referencia de Pemex correspondientes o de no existir éstas, con la normatividad oficial vigente. III.1.12.4. Para los trabajadores que laboren en instalaciones petroleras marinas de PEP, o en embarcaciones que le presten servicios a éste; se debe tener el equipo de protección personal, contraincendio y salvamento de acuerdo a lo requerido en el Convenio Internacional para la Seguridad de la Vida Humana en el Mar (Safety of Life at Sea – SOLAS). Los equipos como chalecos y botes o balsas inflables, deben ubicarse en los sitios que para tal fin le asigne PEP. III.1.13. Trabajos con riesgo III.1.13.1. Antes de iniciar trabajos con riesgo potencial en instalaciones petroleras, tramitar a través del residente o supervisor de PEP, el permiso de trabajo correspondiente en los formatos del Sistema de Permiso para Trabajo vigente. III.1.13.2. Al tramitar el permiso de trabajo mencionado en el punto anterior, indicar el equipo de protección personal que se usará adicionalmente al “equipo mínimo de protección personal” establecido en el inciso III.1.12 del presente anexo, indicando recomendaciones al respecto. Dicho equipo adicional depende de las actividades a realizar, y pueden ser los que de manera enunciativa pero no limitativa se mencionan a continuación: ropa retardante a la flama, guantes de uso específico (para soldador, químicos, dieléctricos, antiderrapantes), orejeras o tapones auditivos, equipo de protección para soldadores (peto, mangas, gorro, polainas, careta), equipo de protección respiratoria (mascarilla contra polvos, vapores orgánicos o ácidos, para humos de soldadura, equipo de respiración autónoma o sistema de aire tipo cascada), cinturón de seguridad con arnés tipo paracaídas con doble cable (1.80 mts.) de vida, aditamento de desaceleración y cinturón, faja para soporte lumbar, bandolas y líneas de sujeción. III.1.13.3. Antes de ejecutar o supervisar trabajos con riesgo potencial, contar con los conocimientos específicos y el aval de PEP como signatarios que requiere el Sistema de Permisos para Trabajo vig ente en el mismo. III.1.13.4. Al efectuar trabajos con riesgo potencial en las instalaciones petroleras de PEP, cumplir con los requerimientos indicados en el manual del Sistema de Permiso Para Trabajo, vigente en PEP, el cual debe solicitar impreso o en archivo electrónico a la firma del contrato. III.1.13.5. Acatar la responsabilidad y consecuencias de cualquier accidente que ocasione por no seguir las indicaciones contenidas en el permiso de trabajo con riesgo potencial correspondiente, o por no contar con éste. III.1.13.6. Proporcionar el servicio de contraincendio a través de una brigada capacitada que cuente con el equipo adecuado para ese fin, la cual debe estar integrada con los mismos trabajadores que realizan las actividades o trabajos motivo del contrato. III.1.14. Dispositivos de Seguridad para vehículos y equipo de trabajo III.1.14.1. Dotar de matachispas que operen correctamente a sus vehículos que ingresen a áreas de riesgo de una instalación petrolera, durante trabajos con riesgo potencial en presencia de gases, vapores o líquidos inflamables. Página 130 de 140



III.1.14.2. Dotar de matachispas a los equipos de combustión interna que se utilicen en áreas de riesgo, así como con interruptores de paro de emergencia, conforme a la NOM-004-STPS-1999 “Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo”. III.1.14.3. En áreas de riesgo utilizar únicamente equipos, accesorios y conexiones eléctricas a prueba de explosiones, conforme a la NOM-001-SEDE-1999 “Instalaciones Eléctricas (utilización)”. Así mismo, dotar de tierra física a esos equipos conforme a la NOM-022-STPS-1999 “Electricidad estática en los centros de trabajo – Condiciones de seguridad e higiene”. III.1.14.4. Cuando en las instalaciones petroleras se utilicen equipos productores de flama, tales como equipos de corte y soldadura, multiflama, así como a los equipos que se establezcan en los anexos del contrato, asegurarse que cuenten con un regulador y válvula “check” para evitar el contra flujo o con arresta flama en condiciones de operación. Así mismo, cumplir con las especificaciones que establece la NOM-027-STPS-2000 ”Soldadura y corte-condiciones de seguridad e higiene” o la normatividad oficial aplicable vigente. III.1.14.5. Asegurarse que todos los equipos y accesorios rotatorios que se utilicen en las instalaciones petroleras, cuenten con guardas de seguridad, conforme a la NOM-004-STPS-1999 “Sistemas de protección y dispositivos de seguridad en la maquinaria y equipo que se utilice en los centros de trabajo”. III.1.15. Señalización e identificación de productos y equipos III.1.15.1. Acordonar con cintas de polietileno de color amarillo o rojo, e identificar con señalamientos las zonas donde se ejecute trabajos con riesgo potencial para el peatón o los trabajadores. III.1.15.2. Durante la construcción, rehabilitación o mantenimiento de obras terrestres, instalar un letrero donde se indique el nombre del proyecto que se construye, el nombre de la compañía y el titular responsable de los trabajos. Las características del señalamiento deben ser las que se especifican en los otros anexos del contrato. III.1.15.3 Identificar los productos, sustancias químicas o equipos que suministren, de manera legible y durable, en idioma español además del idioma del país de origen. Las especificaciones y durabilidad mínima requerida de la identificación, serán la que se especifica en los anexos del contrato. La identificación debe ser conforme a las NRF de Pemex, o de no existir estas, de acuerdo a las normas NOM 018-STPS-2000, NOM-005-STPS-1998, NOM-010-STPS-1999. III.1.16. Respuesta a emergencias III.1.16.1. Cuando se establezca en el anexo B-1, entregar al inicio del contrato un Plan de Respuesta a Emergencias en idioma español, acorde al de PEP, en el cual se consideren todos los escenarios de emergencia conocidos o probables y que contemple procedimientos para evacuación y respuesta ante cualquier eventualid ad durante el desarrollo del contrato. Después de revisarlo por PEP, dicho plan debe firmarlo el representante legal del proveedor o contratista. III.1.16.2. Al elaborar los Planes de Respuesta a Emergencias conforme al inciso anterior, incluir cuando menos y conforme al nivel de riesgo que impliquen los trabajos a desarrollar, los siguientes requisitos que se listan de forma enunciativa pero no limitativa: la estructura organizacional para la respuesta, la evaluación del riesgo, recursos en riesgo, soporte logístico, requerimientos de personal para la respuesta, almacenamiento de materiales y equipos, comunicaciones, requisitos de evacuación, rescate y ataque contra incendio, así como alternativas de recuperación después de la emergencia. III.1.16.3. Proporcionar apoyo a instalaciones petroleras marinas en situación de emergencia con las embarcaciones que le prestan servicios a PEP, cuando se le solicite o se encuentre en las cercanías a dichas instalaciones. Página 131 de 140



III.1.16.4. Cuando por aplicación de un plan de emergencia, PEP evacue personal del proveedor o contratista de las instalaciones petroleras marinas a tierra, éste debe hacerse responsable de la integridad de su personal desde su arribo a tierra, trasladándolos a un destino seguro. En caso de que dicho proveedor o contratista no cumpla con este requerimiento y PEP tenga que prestar algún servicio por cuenta propia o por terceros con motivo de la seguridad del personal evacuado, PEP recuperará los gastos mediante el descuento correspondiente en la facturación del periodo en que se susciten los hechos. En caso de reincidencia en el incumplimiento en este requerimiento, adicionalmente al descuento PEP podrá rescindir el contrato como se establece en el apartado IV de este anexo y en el clausulado del contrato. III.1.17. Manuales III.1.17.1. Proporcionar los manuales de operación, instalación, mantenimiento y desmantelamiento de los equipos que suministren por motivo del contrato. Dichos documentos deben presentarse en el idioma del país de origen de los bienes o servicios, acompañados de una traducción simple al español. III. 2. SALUD OCUPACIONAL III.2.1. Proporcionar el servicio de sanitarios a sus trabajadores que lleven a cabo actividades en instalaciones petroleras, que cumplan con la normatividad en la materia y conforme a lo que se establezca en el anexo B1 del contrato. III.2.2. Al prestar servicios a PEP que incluyan la utilización o suministro de agua para consumo humano y preparación de alimentos, cumplir con la NOM-127-SSA1-1994 “Salud Ambiental, agua para uso y consumo humano. Límites permisibles de calidad y tratamientos a que debe someterse el agua para su potabilización”. III.2.3. Ruido en el ambiente laboral III.2.3.1. Al utilizar maquinaria o equipo de trabajo con emisiones de ruido, evitar que se excedan los límites máximos permisibles especificados en la NOM-011-STPS-2001 ”Condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere ruido” e implementar las medidas de mitigación que se requieran para asegurar el cumplimiento de dicha norma. III.2.4. Atlas de riesgo III.2.4.1. Contar en el área de trabajo con el atlas de riesgo en idioma español, de las instalaciones petroleras que le arrienden u operen a PEP por motivo del contrato. Dicho atlas debe considerar como mínimo los agentes físicos (ruido, iluminación, ambiente térmico y vibraciones mecánicas, entre otros), biológicos (calidad del agua de uso y consumo humano, calidad de insumos y análisis de alimentos, entre otros) y químicos (gases tóxicos, vapores, ácidos, solventes, entre otros). Dicho atlas de riesgo debe estar disponible y actualizado para su seguimiento durante la vigencia del contrato de arrendamiento u operación. III.2.5. Iluminación III.2.5.1. Cuando se instalen dispositivos de iluminación para realizar los trabajos dentro de instalaciones petroleras de PEP, cumplir con las especificaciones de intensidad, características técnicas y conexiones que se establezcan en las normas de referencia de Pemex que sean aplicables o, a falta de estas, con las normas oficiales mexicanas NOM-025-STPS-1999 “Condiciones de Iluminación en los Centros de Trabajo” y NOM-001SEDE-1999 “Instalaciones Eléctricas (Utilización)”. III.2.6. Alimentación, hospedaje y control de plagas III.2.6.1. Durante el manejo de alimentos en instalaciones petroleras, cumplir con la norma oficial mexicana NOM093-SSA1-1994 “Bienes y servicios. Prácticas de higiene y sanidad en la preparación de alimentos que se ofrecen en establecimientos fijos” y además contar con los exámenes de salud del personal que realiza dicho Página 132 de 140



manejo y, cuando se le requiera, ponerse a disposiciones de personal médico de PEP para que se le realicen los exámenes médicos pertinentes.

III.2.6.2. En las plataformas habitacionales que se le arrienden a PEP, cumplir con la norma NMX-TT-005:1996IMNC “Requisitos mínimos de calidad en el servicio e instalaciones que deben cumplir hoteles, moteles, servicios de tiempo compartido y similares para obtener el certificado de calidad turística, comercial de una o dos estrellas” en lo relativo a la limpieza y cuidado de las habitaciones y servicios pactados. III.2.6.3. Cuando se le suministren alimentos a PEP, cumplir con el procedimiento del plato testigo establecido en la normatividad oficial, cumplir con la NOM-093-SSA1-1994 “Bienes y servicios. Prácticas de higiene y sanidad en la preparación de alimentos que se ofrecen en establecimientos fijos”, en lo relativo a la inspección organoléptica de los insumos, las temperaturas diarias de los frigoríficos, las líneas de alimentos fríos y calientes, el control de primeras entradas y primeras salidas de materias primas, entre otros aspectos. Cumplir con la NOM-120-SSA1-1994 “ Bienes y servicios. Prácticas de higiene y sanidad para el proceso de alimentos, bebidas no alcohólicas y alcohólicas” y presentar la evidencia documental del cumplimiento como se cita en dichas normas. III.2.6.4. Previo a la utilización de productos químicos para el control de plagas y desratización, contar con la autorización de la Secretaría de Salud e implementar las medidas de seguridad establecidas en la NOM-005STPS-1998 ”Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo para el manejo, transporte y almacenamiento de sustancias químicas peligrosas”. III.2.6.5. Cuando se utilicen embarcaciones para la prestación de servicios a PEP, contar con constancias de fumigación y control de plagas y desratización de dichas embarcaciones, conforme al Reglamento de Control Sanitario de Productos y Servicios de la Ley General de Salud y cuando dichos servicios se presten en el mar, cumplir con la Ley General de Salud referente al Reglamento en materia de sanidad internacional, artículos 8 y 19. III.2.7. Servicio médico III.2.7.1. Cuando cuenten con servicio médico propio en las instalaciones petroleras, sin perjuicio de lo establecido en el requerimiento II.12.6, tener disponible en dichas instalaciones: medicamentos, material y equipo de primeros auxilios conforme lo establece el Título Cuarto Capitulo Sexto del Reglamento Federal de Seguridad, Higiene y Medio Ambiente de Trabajo. III.3. PROTECCIÓN AMBIENTAL III.3.1. Estudios de Impacto y Riesgo Ambiental III.3.1.1. Cuando se pacte la elaboración del estudio de impacto y riesgo en materia ambiental en los anexos del contrato, realizarlo conforme a las guías que para tal efecto emite la autoridad ambiental y las normas de referencia aplicables. Así mismo, ejecutar las acciones o medidas correspondientes que se deriven de las recomendaciones del análisis de riesgo, cuando se establezca en los otros anexos del contrato. III.3.2. Reporte de cumplimiento ambiental. III.3.2.1. Cumplir con los términos y condicionantes establecidos en el oficio resolutivo de autorización en materia de Impacto y Riesgo Ambiental emitido por la SEMARNAT, que apliquen a las etapas del proyecto o actividades pactadas en el contrato. Para esto, documentar dicho cumplimiento y generar las evidencias pertinentes, tales como: fotografías, análisis de laboratorios, planos, permisos, pagos, reportes, estadísticas, estudios, entre otros. Cuando se trate de documentos oficiales, éstos deben ser firmados por una persona reconocida o autorizada para tal fin.

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III.3.2.2. Elaborar el Reporte de Cumplimiento Ambiental (RCA) al oficio resolutivo, con la información recopilada según se indica en el punto anterior y entregarlo a PEP para su revisión. Así mismo, cumplir con el plazo de entrega de dicho reporte y los tiempos para entregar los avances del cumplimiento establecidos en el oficio resolutivo y la vigencia de la autorización en materia de impacto y riesgo ambiental. III.3.3. Agua III.3.3.1. Cuando accidentalmente derramen o viertan materiales o residuos peligrosos en el mar, informar en los formatos vigentes a la Secretaría de Marina y a la Delegación de la SEMARNAT que corresponda y reparar el daño sin cargo para PEP. Así mismo, enviar inmediatamente un informe detallado a PEP. III.3.3.2. Previo al desvío de un curso natural de agua o la construcción de un paso temporal de un cuerpo de agua por motivo del contrato, contar con el permiso de la dependencia oficial correspondiente. Así mismo, al concluir los trabajos restaurarlo a sus condiciones originales sin cargo para PEP. III.3.3.3. Antes de efectuar, vertimientos o descargas de aguas residuales, deshechos u otras materias al, mar, lagunas, ríos, pantanos u otros cuerpos de agua, contar con la autorización expedida por la dependencias federales correspondientes, o las locales en los casos que dichas descargas sean de jurisdicción local o a sistemas de alcantarillado; cumplir con las NRF de Pemex y en general con toda la normatividad oficial vigente en la materia y lo que establezcan las autoridades. Para este fin, deben tratarse las aguas residuales cuando sea necesario para poder cumplir con los límites máximos permisibles establecidos en las autorizaciones de descarga o las Condiciones Particulares de Descarga. III.3.3.4. Previo al uso o aprovechamiento de aguas nacionales, contar con el permiso correspondiente. III.3.3.5. Evitar que el cemento, limos o concreto fresco y en general los residuos sólidos que genere durante sus actividades en instalaciones petroleras, tengan como receptor final el lecho de los cuerpos de agua. III.3.4. Atmósfera III.3.4.1. Al operar instalaciones petroleras para PEP o al utilizar equipos que funcionen con combustibles fósiles en las instalaciones petroleras, implementar un programa de mantenimiento durante la vigencia del contrato o instalar dispositivos, a efecto de cumplir con toda la normatividad oficial vigente en la materia y lo que establezca la autoridad ambiental. Así mismo, entregar las evidencias documentales de su cumplimiento, conforme a la normatividad mencionada. III.3.5. Residuos III.3.5.1. Acatar y cumplir con la responsabilidad de los residuos que genere durante sus actividades, cumpliendo con lo previsto en la Ley General para la prevención y Gestión Integral de los Residuos, la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente, su reglamento y las otras leyes, reglamentos y normas en la materia. III.3.5.2. Al arrendar u operar equipos o instalaciones a PEP, proporcionar al inicio del contrato, el programa de manejo de sus residuos que genere en la instalación petrolera correspondiente. III.3.5.3. Contar con una bitácora mensual, para registrar la generación y manejo de los residuos peligrosos o residuos de manejo especial que genere en cualquier instalación petrolera de PEP. III.3.5.4. Al realizar actividades en instalaciones petroleras marinas de PEP, adicionalmente a la bitácora establecida en el requerimiento anterior, contar con una bitácora para registrar la generación y movimientos de los residuos no peligrosos que genere.

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III.3.5.5. No quemar residuos a cielo abierto en las instalaciones petroleras. En el caso de las embarcaciones sólo se permite incinerar los residuos conforme al Anexo V del convenio internacional de Marpol, a través de incineradores específicos para ese fin. III.3.5.6. Al utilizar dispositivos para el tratamiento o disposición de residuos en instalaciones petroleras, tales como incineradores, lavadores de gases o vapores, entre otros, no contravenir lo dispuesto en el inciso anterior y demostrar técnicamente que no existe generación de subproductos o residuos peligrosos. III.3.5.7. No verter residuos no alimenticios al mar. III.3.5.8. Antes de arrojar residuos alimenticios al mar, triturarlos en piezas de 25 mm o menores, de acuerdo a lo requerido en la Regla 4, anexo V del convenio internacional del MARPOL. III.3.5.9. Al transportar residuos peligrosos o residuos de manejo especial, cumplir con lo que establezca para tal fin la Secretaría de Comunicaciones y Transportes, la Secretaría de Marina o la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, según corresponda; las normas de referencia de Pemex que sean aplicables y la normatividad ambiental oficial vigente. III.3.5.10. Al manejar residuos peligrosos o residuos de manejo especial, cumplir con lo requerido en el título IV, capítulo VI de la LGEEPA, con toda la normatividad vigente en la materia y entregar a PEP su registro como empresa generadora de residuos peligrosos, los manifiestos de generación de residuos peligrosos, los de entrega, transporte y recepción de residuos peligrosos, así como los reportes trimestrales correspondientes. III.3.6. Ruido III.3.6.1. Al utilizar maquinaria y equipos de trabajo con emisiones de ruido, cumplir con la NOM-081SEMARNAT-1994 “Establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las fuentes fijas y su método de medición” y en general con toda la normatividad oficial vigente en la materia y lo que establezca la autoridad ambiental. III.3.7. Seguros contra daños ambientales III.3.7.1. Al realizar actividades altamente riesgosas en instalaciones petroleras, contar con un seguro de riesgo ambiental conforme al artículo 147 BIS de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección al Ambiente. Las actividades altamente riesgosas son las que establece la SEMARNAT (actualmente se tienen dos listados que fueron publicados en el Diario oficial de la Federación el 28 de marzo de 1990 y el 4 de mayo de 1992), en tanto que las características y alcance de dicho seguro, deben ser conforme a la legislación y normatividad aplicables. Este seguro puede ser independiente o formar parte de los otros seguros que PEP le solicite al proveedor o contratista en el contrato. III.3.8. Planes de contingencia ambiental. III.3.8.1. Al realizar actividades en instalaciones petroleras, contar desde el inicio del contrato con un Plan de contingencia ambiental basado en un análisis de riesgo, cuando se establezca en el anexo “B-1” del contrato. Dicho Plan debe establecer las medidas y equipos que se utilizarán en caso de una contingencia ambiental, estar vigente, cumplir con lo que se establece la normatividad oficial vigente, los lineamientos o guías correspondientes de PEP y ser acorde a los planes de contingencia ambiental de PEP. Debe someterse a la revisión de PEP y una vez aprobado por éste, debe firmarlo el representante legal del proveedor o contratista. III.3.9. Auditorías Ambientales III.3.9.1. Previo al inicio de operaciones de las instalaciones petroleras o equipos de perforación que se arrienden u operen a PEP, iniciar los trámites para incorporarlos al Programa Nacional de Auditoría Ambiental, con el fin de obtener el Certificado de Industria Limpia (Certificado de Cumplimiento Ambiental) correspondiente, en los Página 135 de 140



términos que le establezca la Autoridad, sin que esto sea un criterio de Evaluación Técnica del Procedimiento de Contratación.

III.3.9.2. Para efectos del punto anterior, antes de finiquitar el contrato, el proveedor o contratista debe entregar evidencias documentales que demuestren el registro en el Programa Nacional de Auditoría Ambiental mencionado y que ha cumplido con los requisitos y recomendaciones que la Autoridad le haya emitido en fechas comprendidas dentro del plazo de vigencia del contrato.

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IV. FORMATOS FORMATO 1 RESUMEN ESTADÍSTICO MENSUAL SOBRE ACCIDENTES DE TRABAJO COMPAÑÍA:

RFC:

NÚMERO DE CONTRATO: DIRECCIÓN TELÉFONO

FAX:

CORREO ELECTRÓNICO: INFORME CORRESPONDIENTE AL MES DE:

DEL AÑO:

TOTAL MENSUAL DE ACCIDENTES DE TRABAJO CON PÉRDIDA DE TIEMPO: TOTAL MENSUAL DE ACCIDENTES DE TRÁNSITO CON PÉRDIDA DE TIEMPO: TOTAL MENSUAL DE CASOS PAGADOS CON INCAPACIDAD PARCIAL PERMANENTE:

TOTAL MENSUAL DE CASOS PAGADOS CON INCAPACIDAD TOTAL PERMANENTE: TOTAL MENSUAL DE CASOS PAGADOS DE MUERTE POR ACCIDENTE DE TRABAJO: TOTAL MENSUAL DE DÍAS PERDIDOS POR INCAPACIDAD: TOTAL MENSUAL DE DÍAS INDEMNIZADOS POR INCAPACIDAD PARCIAL PERMANENTE: TOTAL MENSUAL DE DÍAS INDEMNIZADOS POR INCAPACIDAD TOTAL PERMANENTE O MUERTE: IMPORTE TOTAL MENSUAL DE SALARIOS Y PRESTACIONES PAGADOS POR INCAPACIDAD: IMPORTE TOTAL MENSUAL DE GASTOS POR SERVICIOS MÉDICOS PROPORCIONADO A LOS TRABAJADORES ACCIDENTADOS:

IMPORTE TOTAL MENSUAL DE LAS INDEMNIZACIONES PAGADAS POR RIESGOS DE TRABAJO: TOTAL MENSUAL DE HORAS HOMBRE LABORADAS: LUGAR

FECHA(DÍA/MES/AÑO):

DE

REPRESENTANTE DE LA COMPAÑÍA NOMBRE Y FIRMA: CARGO:

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DE



FORMATO 2 DATOS DEL PERSONAL DEL PROVEEDOR O CONTRATISTA RESPONSABLE DE PROPORCIONAR LAS ESTADÍSTICAS DE ACCIDENTABILIDAD RFC: COMPAÑÍA NÚMERO DE CONTRATO:

NOMBRE DEL PERSONAL: CARGO: DIRECCIÓN: TELÉFONO: FAX: CORREO ELECTRÓNICO: PERIODO DE NOMBRAMIENTO:

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FORMATO 3 REPORTE DE ACCIDENTES INDUSTRIALES O DE TRABAJO DE PROVEEDORES O CONTRATISTAS

LUGAR DEL EVENTO:

FECHA DE REPORTE(DÍA/MES/AÑO):

FECHA DEL EVENTO(DÍA/MES/AÑO):

HORA DEL EVENTO:

COMPAÑÍA:

RFC:

NÚMERO DE CONTRATO: ACCIDENTE:

INDUSTRIAL:

NOMBRE DE LA PERSONA:

EDAD:

ANTIGÜEDAD EN LA COMPAÑÍA: CLASIFICACIÓN O CATEGORÍA:

No. DE IDENTIFICACIÓN:

PERSONAL:

TIEMPO QUE TENÍA DESARROLLANDO ESA CATEGORÍA: RELATO DEL ACCIDENTE:

SE AUTORIZÓ EL TRABAJO

SI A

PERMISO CLASE

NO B

SE SUPERVISÓ EL TRABAJO

SI

NO

NÚMERO DE PERMISO:

DEPENDENCIA QUE EXPIDIÓ EL PERMISO: NOMBRE DEL RESIDENTE: TIPO DE LESIONES AL TRABAJADOR: LUGAR DONDE OCURRIÓ EL ACCIDENTE: DAÑOS A LA INSTALACIÓN DE PEMEX: CUANTIFICACIÓN DE DAÑOS: EFECTOS NEGATIVOS AL AMBIENTE:

SI

DERRAME DE:

HIDROCARBUROS: MATERIALES PELIGROSOS:

EMISIONES DE:

GASES TÓXICOS:

CONTAMINACIÓN DEL:

AIRE

NO

RESIDUOS PELIGROSOS:

HUMO: AGUA

REPRESENTANTE DE LA COMPAÑÍA NOMBRE Y FIRMA: CARGO:

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SUELO

Bueno Equipo de Control de Solidos

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