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PROGRAMA DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN DEL POZO DE

DESARROLLO PUERTO CEIBA 153A

CCOOOORRDDIINNAACCIIÓÓNN DDEE DDIISSEEÑÑOO EE IINNTTEERRVVEENNCCIIÓÓNN AA PPOOZZOOSS

NNOOVVIIEEMMBBRREE DDEE 22001122

DIVISIÓN SUR UNIDAD DE NEGOCIOS COMALCALCO

LOC. PUERTO CEIBA 153A División SUR

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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

1.- NOMBRE DEL POZO ..................................................................................................................................... 7

2.- OBJETIVO ........................................................................................................................................................ 7

3.- UBICACIÓN ..................................................................................................................................................... 7

3.1.- Pozos terrestres ...................................................................................................................................... 7 3.2.- Plano de Ubicación Geográfica ............................................................................................................. 8

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

4.1.- Descripción estructural .......................................................................................................................... 8 4.2.- Planos estructurales ............................................................................................................................... 9 4.3.- Sección estructural interpretada en base a líneas sísmicas .................................................................... 9 4.4.- Sección Estructural .............................................................................................................................. 10

5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA .............................................................................................................. 11

5.1.- Profundidad Total Programada ............................................................................................................ 11 5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos ....................................................................................... 11

6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE .................................................................................................... 12

6.1.- Columna Geológica ............................................................................................................................. 12 6.2.- Eventos Geológicos Relevantes (Fallas, buzamientos, domos salinos, etc.) ....................................... 13

7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO ................................................................................. 13

7.1.- Características de la formación y fluidos esperados ............................................................................ 13 7.2.- Resultados Métrica de Yacimientos .................................................................................................... 13 7.3.- Requerimientos de la TR de explotación y del aparejo de producción ................................................ 14 7.4.- Análisis Nodal ..................................................................................................................................... 15

7.4.1.- Formación Cretácico Superior .............................................................................................. 15 7.5.- Características Petrofísicas .................................................................................................................. 15

8.- PROGRAMA REGISTRO CONTINUO DE HIDROCARBUROS ........................................................... 16

9.- PROGRAMA DE MUESTREO .................................................................................................................... 16

10.- PRUEBAS DE FORMACIÓN ..................................................................................................................... 16

10.1.- Pruebas de formación ........................................................................................................................ 16 10.2.- Pruebas de variación presión – producción ....................................................................................... 16

11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .............................. 17

11.1.- Modelo Geomecánico que indica la Ventana Operacional ................................................................ 17 11.2.- Observaciones ................................................................................................................................... 18 11.3.- Conclusiones ..................................................................................................................................... 21 11.4.- Recomendaciones .............................................................................................................................. 21

12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO ............................................... 22

12.1.- Estado Mecánico Gráfico .................................................................................................................. 22 12.2.- Objetivo de Cada Etapa ..................................................................................................................... 23 12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación .............................................................. 24 12.4.- Temperatura del pozo de correlación ................................................................................................ 25 12.5.- Recomendaciones .............................................................................................................................. 25


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13.- POZO DIRECCIONAL ................................................................................................................................ 27

13.1.- Programa Direccional ........................................................................................................................ 27 13.2.- Gráficos del plan direccional ............................................................................................................. 31 13.3.- Análisis de anticolisión...................................................................................................................... 31 13.4.- Recomendaciones .............................................................................................................................. 32

14.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y CONTROL DE SÓLIDOS ................................ 33

14.1.- Programa de fluidos ........................................................................................................................... 33 14.1.1.- Observaciones...................................................................................................................... 33

14.2.- Equipo de control de sólidos ............................................................................................................. 34 14.2.1.- Recomendaciones ................................................................................................................ 34

15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA ..................................................................................... 35

15.1.- Programa de Barrenas........................................................................................................................ 35 15.1.1- Observaciones y Recomendaciones ...................................................................................... 36

15.2.- Programa Hidráulico ......................................................................................................................... 37 15.2.1.- Recomendaciones ................................................................................................................ 37

15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica .................................................................................................... 38 15.3.1.- Etapa de 26” ........................................................................................................................ 38 15.3.2.- Etapa de 17 ½” .................................................................................................................... 39 15.3.3.- Etapa ampliada a 14 3/4” ................................................................................................... 40 15.3.4.- Etapa Ampliada a 12 ¼” ..................................................................................................... 41 15.3.5.- Etapa de 8 ½” ...................................................................................................................... 42

16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS .................................................................................. 43

16.1.- Diseño de sartas - Primera Etapa (50 - 1000 m) ................................................................................ 43 16.1.1.- Diagrama de la sarta ........................................................................................................... 43

16.2.- Diseño de la sarta - Segunda Etapa (1000 - 3100 m) ......................................................................... 44 16.2.1.- Diagrama de la sarta ........................................................................................................... 44

16.3.- Diseño de sartas - Tercera Etapa (3100 - 3800 m) ............................................................................ 45 16.3.1.- Diagrama de la sarta ........................................................................................................... 45 16.3.2.- Torque y Fuerzas Laterales ................................................................................................. 46 16.3.3.- Observaciones del análisis de torque y fuerzas laterales .................................................... 46 16.3.4.- Arrastre de la sarta .............................................................................................................. 47 16.3.5.- Observaciones del análisis de arrastre de la sarta .............................................................. 47

16.4.- Diseño de sartas - Cuarta Etapa (3800 - 5777 m) .............................................................................. 48 16.4.1.- Diagrama de la sarta ........................................................................................................... 48 16.4.2.- Torque y fuerzas laterales .................................................................................................... 49 16.4.3.- Observaciones del análisis de torque y fuerzas laterales .................................................... 49 16.4.4.- Arrastre de la sarta .............................................................................................................. 50 16.4.5.- Observaciones del análisis de arrastre de la sarta .............................................................. 50

16.5.- Diseño de sartas - Quinta Etapa (5777 - 5948 m) .............................................................................. 51 16.5.1.- Diagrama de la sarta ........................................................................................................... 51 16.5.2.- Torque y Fuerzas Laterales ................................................................................................. 52 16.5.3.- Observaciones del análisis del torque y fuerzas laterales ................................................... 52 16.5.4.- Arrastre de la sarta .............................................................................................................. 53 16.5.5.- Observaciones del análisis de arrastre de la sarta .............................................................. 53

17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA .......................................................................................... 54

17.1.- Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora ................................................ 54 17.2.- Registros Parciales ............................................................................................................................ 54


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17.3.- Registros Giroscópicos (Norte Verdadero) ....................................................................................... 54

18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 55

18.1.- Criterios de diseño ............................................................................................................................. 55 18.2.- Distribución ....................................................................................................................................... 56 18.3.- Observaciones y recomendaciones .................................................................................................... 56

19.- CEMENTACIONES ..................................................................................................................................... 57

19.1.- Resumen ............................................................................................................................................ 57 19.2.- Primera Etapa - TR 20” ..................................................................................................................... 57 19.3.- Segunda Etapa - TR 13 ⅜” ................................................................................................................ 58 19.4.- Tercera Etapa - TR Corta 11 ¾” ........................................................................................................ 59 19.5.- Cuarta Etapa - TR Corta 9 ⅞” ........................................................................................................... 60 19.6.- Cuarta Etapa - TR Complemento 9 ⅞” .............................................................................................. 61 19.7.- Quinta Etapa - TR Corta 7” ............................................................................................................... 61 19.8.- Quinta Etapa - TR Stub 7” ................................................................................................................. 62 19.9.- Centralización .................................................................................................................................... 63 19.10.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotación .............................................. 63 19.11.- Pruebas de Densidad Equivalente .................................................................................................... 63

20.- CONEXIONES SUPERFICIALES ............................................................................................................. 64

20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol ........................................................................................... 64 20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas ....................................................................................................... 65 20.3.- Arreglo de Preventores ...................................................................................................................... 66

20.3.1.- Conexiones superficiales de control Etapa de 17 ½” .......................................................... 66 20.3.2.- Conexiones superficiales de control Etapas de ampliación a 14 ½” y 12 ¼”..................... 67 20.3.3.- Conexiones superficiales de control Etapa de 8 ½” ............................................................ 68

20.4.- Presiones de Prueba ........................................................................................................................... 69

21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES ................................................................................ 69

22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL ............................................................... 69

23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO ............................................................. 69

24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS ................................................................................ 70

24.1.- Distribución por actividades .............................................................................................................. 70 24.2.- Resumen de tiempos por etapa y grafica de profundidad vs días ...................................................... 75

25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS ............................................... 76

25.1.- Herramientas requeridas para iniciar las Actividades de Perforación ............................................... 76 25.2.- Primera Etapa Perforación con Barrena 26" TR 20" ......................................................................... 77 25.3.- Segunda Etapa Perforación con Barrena 17 ½” TR 13 ⅜" ................................................................ 78 25.4.- Tercera Etapa Perforación con Barrena ampliadora a 14 ¾” TR 11 ¾" ............................................ 80 25.5.- Cuarta Etapa Perforación con Barrena ampliadora a 12 ¼” TR 9 ⅞"................................................ 82 25.6.- Quinta Etapa Perforación con Barrena 8 ½” TR 7" ........................................................................... 83

26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN........................................................................................... 85

26.1.- Costos directos por etapa ................................................................................................................... 85 26.2.- Costo integral de la perforación......................................................................................................... 85

27.- INFORMACION DE POZOS DE CORRELACIÓN ................................................................................ 86

27.1.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días .......................................................................... 86


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27.1.1.- Puerto Ceiba 139 ................................................................................................................. 86 27.1.2.- Puerto Ceiba 129 ................................................................................................................. 87 27.1.3.- Puerto Ceiba 153 ................................................................................................................. 88

28.- CARACTERISTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN ................................................................... 89

28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo IPC 523 .................................................................................. 89

29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA ...................................................................................................................... 90

30.- PROGRAMA DE TERMINACION ............................................................................................................ 94

30.1.- Objetivo ............................................................................................................................................. 94 30.2.- Características de la Formación ......................................................................................................... 94 30.3.- Información Estimada del Yacimiento .............................................................................................. 94 30.4.- Fluidos Esperados .............................................................................................................................. 94

30.4.1.- Fluidos aportados pozo de correlación ............................................................................... 95 30.4.2.- Comportamiento de presión campo Puerto Ceiba ............................................................... 95

30.5.- Sistema de Explotación ..................................................................................................................... 96 30.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Producción .......................................................................... 96 30.7.- Fluidos de Terminación ..................................................................................................................... 96 30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada ........................................................................................ 97

30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación ..................................................................... 97 30.8.2.- Registros de Presión de Fondo (pozos de correlación) ....................................................... 97 30.8.3.- Análisis de Productividad (Análisis Nodal) ......................................................................... 98 30.8.4.- Resumen de Análisis de productividad estimada para pozo ................................................ 99

30.9.- Registros ............................................................................................................................................ 99 30.10.- Limpieza de Pozo ............................................................................................................................ 99 30.11.- Diseño del Aparejo de producción ................................................................................................ 100

30.11.1.- Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”............................................... 100 30.11.2.- Apriete Óptimo................................................................................................................. 101

30.12.- Diseño de Empacador y Accesorios del Aparejo de Producción ................................................... 101 30.13.- Presiones Críticas durante los Tratamientos .................................................................................. 101 30.14.- Diseño de Disparos ........................................................................................................................ 102 30.15.- Diseño De Estimulaciones ............................................................................................................. 102 30.16.- Conexiones Superficiales de control ............................................................................................. 102

30.16.1.- Descripción General del Árbol de Producción ................................................................ 102 30.17.- Resumen de terminación de Pozo de Correlación ...................................................................... 103 30.18.- Programa de Intervención .............................................................................................................. 107 30.19.- Estado Mecánico Propuesto........................................................................................................... 113 30.20.- Requerimiento de Equipos, Materiales y Servicios ....................................................................... 114

30.20.1.- Equipos ............................................................................................................................ 114 30.20.2.- Materiales y Servicios ...................................................................................................... 114

30.21.- Costos Estimados de la Terminación ............................................................................................ 115 30.21.1.- Costo Integral de la Intervención .................................................................................... 116 30.21.2.- Tiempo de Terminación ................................................................................................... 116

30.22.- Procedimientos Operativos ............................................................................................................ 117

31.- ANEXOS ...................................................................................................................................................... 118

ANEXO A: Geopresiones .......................................................................................................................... 118 ANEXO B: Diseño de Tubería de Revestimiento ..................................................................................... 121

B.1. - Resumen ................................................................................................................................ 121 B.2.- TR 20” ................................................................................................................................... 121 B.3.- TR 13 ⅜” ................................................................................................................................ 122


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B.4.- TR 11 ¾” ................................................................................................................................ 123 B.5.- TR 9 ⅞” Complemento ........................................................................................................... 124 B.6.- TR Corta 9 ⅞” ........................................................................................................................ 126 B.7.- TR Corta 7” ............................................................................................................................ 127 B.8.- TR Stub 7” .............................................................................................................................. 128

ANEXO C: Fichas Técnicas de Barrenas .................................................................................................. 129 C.1.- Barrena 26” ........................................................................................................................... 129 C.2.- Barrena 17 ½” ....................................................................................................................... 130 C.3.- Barrena Ampliadora 12 ¼” x 14 ¾” con Barrena Piloto 8 ½” ............................................ 132 C.4.- Barrena Ampliadora 10 ⅝” x 12 ¼” con Barrena Piloto 8 ½” ............................................ 133 C.5.- Barrena 8 ½” ......................................................................................................................... 135

ANEXO D: Selección de Cabezal y Medio Arbol - API 6A (16º Edición) ............................................... 136 D.1.- Diseño del cabezal de producción y medio árbol .................................................................. 138

ANEXO E: Diseño del Aparejo de Producción, WellCat .......................................................................... 139 E.1.- Selección de acero .................................................................................................................. 139 E.2.- Aparejo de producción TP 3 ½”, TRC-95/ P-110, 12.7-9.2#/P, Vamtop ............................... 139 E.3.- Factores de seguridad y esfuerzos a los que se somete el aparejo de producción ................. 140 E.4.- Envolvente de esfuerzos a los que se somete el aparejo de producción ................................. 140 E.5.- Diferenciales de Presión y Temperatura en TP ..................................................................... 141 E.6.- Movimiento del aparejo ......................................................................................................... 142

ANEXO F: Diseño Nodal (WEM) ............................................................................................................. 143 ANEXO G: Accesorios del Aparejo de Producción .................................................................................. 144 ANEXO H: Procedimiento de introducción de Tubería Recubierta .......................................................... 149 ANEXO I: Perforación con Flujo Controlado - MPD (Contingencia) ...................................................... 154 ANEXO J: Acuerdos Taller Perforación en Papel ..................................................................................... 157 ANEXO K: Minuta EDT ........................................................................................................................... 159

32.- FIRMAS DE AUTORIZACIÓN - PERFORACIÓN ............................................................................... 163

33.- FIRMAS DE AUTORIZACIÓN – TERMINACIÓN .............................................................................. 164


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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

1.- NOMBRE DEL POZO

Nombre: PUERTO CEIBA Número: 153 Letra: A No. de conductor 4

Clasificación: TERRESTRE

Macropera: PUERTO CEIBA 139 Equipo: IPC-523

Elemento PEP: E21ED01B56QA00W Fondo: PEP Centro Gestor: 29532100

2.- OBJETIVO

Obtener producción comercial de hidrocarburos de las calizas fracturadas de la Formación Cretácico Superior, a través de un pozo direccional que cortará una columna geológica que va del Pleistoceno al Cretácico.

3.- UBICACIÓN

Estado: TABASCO Municipio: PARAÍSO

Referencia Topográfica Se ubica en la Macropera del Puerto Ceiba 139, porción norte de Tabasco. Aproximadamente a 8 Km al noreste del poblado de Paraíso.

Tipo de Pozo Terrestre

3.1.- Pozos terrestres

Altura del terreno sobre el nivel del mar (m): 3.0

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

Coordenadas UTM conductor: X: 478,897.20 m Y: 2,038,432.65 m

Coordenadas geográficas del conductor: 18° 26’ 8.69” N 93° 11’ 59.39” W

Coordenadas UTM objetivos (cima KS) X: 477,950.00 m Y: 2,039,511.00 m

Coordenadas UTM Profundidad Total X: 477,833.00 m Y: 2´039,588.18 m

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓN

REGIÓN : SUR

AP: BELLOTA JUJO

UNP: COMALCALCO


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3.2.- Plano de Ubicación Geográfica

La localización Puerto Ceiba 153A, se ubica en la porción norte de Tabasco, dentro del municipio Paraíso. Geológicamente se encuentra en la provincia de Cuencas del Sureste en el Alto de Reforma-Akal.

4.- SITUACIÓN ESTRUCTURAL

4.1.- Descripción estructural

Geológicamente la localización Puerto Ceiba 153A se ubica en una de las partes más altas de una estructura anticlinal con orientación Este-Oeste, fallado y afectado por intrusión salina en la base de la rocas del Mesozoico, esta estructura esta compartamentalizada en diferentes bloques y con buzamiento al Norte, el bloque en el que se propone la localización está delimitada al sur por una gran falla inversa. La localización en cuestión encuentra a 90m más alto que el pozo Puerto Ceiba 157 y 91 metros más bajo que el pozo Puerto Ceiba 116, productores en Rocas de Cretácico Superior.


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4.2.- Planos estructurales

La figura a continuación es el Mapa estructural del Cretácico Superior. CONFIGURACION ESTRUCTURAL CRETACICO SUPERIOR

CAMPO PUERTO CEIBA

-531

0

4.3.- Sección estructural interpretada en base a líneas sísmicas

Las figuras a continuación muestran las Secciones sísmicas con la trayectoria propuesta


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4.4.- Sección Estructural


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5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA

5.1.- Profundidad Total Programada

Profundidad Vertical

(m.v.b.n.m.) Profundidad Vertical

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

(m.d.b.m.r.)

Profundidad total programada

5447 5459 5948

5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos

Objetivo

Prof. Vertical

(m.v.b.n.m)

Prof. Vertical

(m.v.b.m.r)

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

Desplaza- miento

(m)

Azimuth (°)

Coordenadas UTM (m)

X Y

KS 5310 5322 5778 1479 318.73 477,950.00 2,039,511.00

PT 5447 5459 5948 1537 318.73 477,833.00 2,039,588.18


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6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE

6.1.- Columna Geológica

Edad Formación Prof.

vertical (mvbnm)

Prof. desarrollada

(mdbmr) Esp. (md)

Descripción litológica (a detalle)

Plio-Pleistoceno

Paraje Solo Aflora Aflora 1475 Lutitas –Arena

Plioceno Superior

Filisola 1463 1475 610 Secuencia de arenas y arenisca con intercalaciones de lutitas. Hacia la base está conformado por lutita gris oscuro arenosa.

Mioceno Superior

Concep. Sup

2073 2085 887 Consiste en una secuencia de lutita arenosa gris claro a oscuro, muy calcárea

Mioceno Superior

Concep. Inf. 2960 2972 1033 Consiste en una secuencia de lutita arenosa gris claro a oscuro, muy calcárea

Mioceno Medio

Encanto 3890 4005 991 Está compuesto de una secuencia de lutita de color gris claro calcárea, e/p arenosa con intercalaciones de arena de grano fino a medio de color blanco , mal clasificada.

Mioceno inferior

Depósito 4688 4996 137 Lo constituyen lutitas de color gris oscuro, e/p ligeramente verde, calcárea.

Cima SAL

4789 5121 142 Sal de color blanca a translucida semi compacta quebradiza, pequeños nódulos de anhidrita

Oligoceno

4799 5133 265 Está compuesta por una secuencias de lutita bentonítica de color gris verdoso, calcárea, trazas de bentonita verde azulosa, minerales accesorio Pirita

Eoceno

5012 5398 373 Está constituido por una secuencia de Lutita gris verdosa bentonitica, calcárea.

Paleoceno

5247 5690 79 Lutita gris verdoso, calcárea, hacia la base lutita de color café claro a rojizo, calcárea, e/p lutita gris verdosa

Cretácico Superior

Méndez 5310 5769 73 Brechas calcareas, incluye calizas tipo mudstone, Wackstone, Packstone San Felipe 5369 5842 37

Agua Nueva

5399 5879 61 Caliza

Prof. Programada

5447 5948


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6.2.- Eventos Geológicos Relevantes (Fallas, buzamientos, domos salinos, etc.)

Eventos geológicos relevantes

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

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

Espesor (m.v.)

Observaciones

Falla Terciaria 3000 3012 ----- -------

Falla Terciaria 4788 4800 ----- -------

Sal 4789 4801 92 -------

7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO

7.1.- Características de la formación y fluidos esperados

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

Tipo de Hidrocarburo

Gastos Cont. H2S

(%Mol)

Cont. CO2

(%Mol)

Presión Yac. (psi)

Temp. Fondo (°C)

Porosid. (%)

Sw (%)

K. (md) Aceite

(bpd) Gas

(mmpcd) Agua (bpd)

KS Aceite y Gas 1500 0.98 --- 1.71 1.87 9,527 155 3-4 <30 0.6-2

Nota: La información fue tomada de la Base de Usuario Oficial

7.2.- Resultados Métrica de Yacimientos

El análisis de la métrica del yacimiento consta de dos fases. La primera, consiste en identificar el nivel de conocimiento que se tiene del yacimiento (Índice de Calidad de Definición del Yacimiento, ICADY), es decir, que tanta información se ha capturado y que nivel de procesamiento tiene la misma. Además, considera las diversas restricciones asociadas al desarrollo del POZO. La segunda fase, consiste en identificar el nivel de complejidad de yacimiento (Índice de Complejidad de Yacimiento, ICODY), es decir, identificar que tan complejo es el yacimiento desde el punto de vista estático y conocer como interactúa esta complejidad estática con el esquema de desarrollo seleccionado y el mecanismo de producción que opera en el yacimiento. Una vez analizados los parámetros que componen la matriz de evaluación, se obtuvieron los resultados de la métrica de yacimiento para la localización Puerto Ceiba 153A. El valor obtenido del índice de complejidad del yacimiento (ICODY= 17.3), indica que estamos en presencia de un yacimiento medianamente complejo, mientras que el índice de calidad de definición de yacimiento (ICADY= 1.8), corresponde a una clasificación preliminar. La referencia de clase mundial, establece que un índice de calidad de definición de yacimiento menor a 2.0, garantiza un mínimo de riesgo en el éxito de un POZO. En este caso se ubica en 1.8, en la frontera del valor de referencia y con una complejidad de yacimientos mediana en las cercanías del pozo, existen buenas posibilidades de lograr el éxito volumétrico especialmente por el conocimiento que se tiene del Campo.


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

El aparejo de producción será sencillo de 3 ½” con camisa deslizable, niple de asiento y recubierto para prevenir depositaciones orgánicas e inorgánicas.

Si el intervalo en prueba lo requiere, se efectuará una estimulación de limpia ó matricial de lo contrario, ésta se definirá después de evaluar el potencial del pozo mediante una prueba de presión-producción.


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7.4.- Análisis Nodal

7.4.1.- Formación Cretácico Superior

El volumen de aceite de 1500 bpd puede ser obtenido a diferentes condiciones de pozo y porcentaje de agua, con el menor índice de productividad de 1.5 bpd/psi y un porcentaje de agua de 15%. Cuando mejora el índice de productividad se puede obtener el gasto de aceite con un menor diámetro de estrangulador. La presión estática del yacimiento se considera en un rango de 670 a 580 kg/cm².

7.5.- Características Petrofísicas


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8.- PROGRAMA REGISTRO CONTINUO DE HIDROCARBUROS

- Se requieren muestras a partir de 1000 m. Dichas muestras servirán para definir los asentamientos de las TR y durante la perforación de la etapa de 8 ½”. Los detalles de la preservación e identificación de las muestras, serán definidas por el Activo. - Proporcionar a la perforadora toda la información de medición de parámetros de perforación en tiempo real (sitio y remoto).

9.- PROGRAMA DE MUESTREO

Muestras de canal.

Se recupera dos bolsas de muestras de canal cada 5m para estudios de paleontología y petrografía, a partir de las etapas que el Activo considere de interés. Estas muestras deben envasarse quitando el exceso de lodo y deben ser rotuladas con tinta indeleble. Para estudios de Geoquímica, recuperar muestras cada 5 m en el intervalo de interés, sin lavarse envasadas en bolsa y rotuladas con tinta indeleble (considerar circuladas para tiempo de atraso). El Activo asignará personal para realizar estas actividades.

NOTA: Durante la perforación, la recuperación de muestras se realizará metro a metro, tanto para el Terciario, como del Mesozoico (desde el KS hasta la profundidad total del pozo).

Núcleos de fondo. No aplica.

Núcleos de pared No aplica.

Hidrocarburos y presión-temperatura con probador de formación modular (MDT).

No aplica

Muestreo de fluidos a boca de pozos

Se deberán muestrear a boca de pozo los hidrocarburos producidos. El Activo asignará personal para realizar estas actividades.

10.- PRUEBAS DE FORMACIÓN

10.1.- Pruebas de formación

Se realizarán en función de las manifestaciones de hidrocarburos que presenten las formaciones durante su perforación y si las condiciones mecánicas del pozo lo permiten

10.2.- Pruebas de variación presión – producción

a) Se efectuará en el pozo con la finalidad de evaluar su permeabilidad, daño, capacidad de flujo, heterogeneidades, distancia a barreras, dimensión del yacimiento, etc. deberá emplearse equipo de alta resolución y cierre en el fondo para minimizar los efectos del fenómeno de almacenamiento durante la curva de incremento.

b) En caso necesario, se tomarán muestras de fondo y de superficie para definir contenido y tipo

de fluidos que aporte el pozo.


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11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

11.1.- Modelo Geomecánico que indica la Ventana Operacional


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11.2.- Observaciones

La ventana operacional para la localización Puerto Ceiba-153A se generó con el modelo geomecánico calibrado para el campo Puerto Ceiba, considerando la información de los pozos Puerto Ceiba-153, Puerto Ceiba-129 y Puerto Ceiba-139, además de la información sobre los pozos perforados más recientemente y sus pozos de correlación. Se utilizó el modelo geomecánico existente para el campo y actualizó y calibró con la información de los pozos mencionados, ubicados en el extremo Este del campo. Durante el análisis, se encontraron diferencias importantes a nivel de registro y de estructura geológica en la pera del pozo Puerto Ceiba-153. Estas diferencias fueron fundamentales para la calibración del modelo geomecánico y la compresión del comportamiento de las geopresiones en esta área. Comparando los registros disponibles para la pera del pozo Puerto Ceiba-153 y los registros adquiridos en pozos de otras peras, se observa una diferencia fundamental en el comportamiento de la compactación y consecuentemente, de la presión de poro. Esta diferencia se ilustra en la siguiente imagen:

Puede notarse que, a pesar de que los pozos comparten una tendencia en la compactación (observable en los registros resistivo y sónico), la desviación hacia una zona de presiones anormales es unos 500 m más somera en los pozos de la pera del Puerto Ceiba-153 que en el resto de las peras estudiadas localizadas al Oeste. Esto se aprecia con más detalle a continuación:


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La aparición de la zona de transición a profundidades más someras impacta fuertemente sobre las geopresiones y el comportamiento de la formación durante la perforación. En este caso, se requiere de densidades mayores para perforar la zona de transición que las utilizadas en las otras peras del campo. Estas densidades superan los límites de pérdida observados en la zapata de la TR superficial, lo que implica la imposibilidad de perforar desde esta zapata hasta la entrada franca de la zona de presiones anormales con una sola tubería de revestimiento, como ha ocurrido al perforar los pozos de la pera del Puerto Ceiba-153.


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La conclusión de esta necesidad de diseño partió del primer pozo de la pera, el Puerto Ceiba-139, que en un inicio trató de seguir un diseño convencional como el utilizado en las otras peras del campo (a la izquierda en la imagen anterior) sin éxito. Los tres pozos de la pera tienen registros completos de resistividad y rayos gamma, que, junto con la cobertura de registros más completa que existe en las otras peras del campo, fueron utilizados para calcular las propiedades geomecánicas de la roca. Calibrando con la información del resto de las peras en el campo, se generaron correlaciones para construir registros sintéticos a partir de los registros existentes y así, contar con la cobertura de registros necesaria para la generación de un modelo geomecánico unidimensional. Las propiedades elásticas y de resistencia de la roca se calcularon con estos registros reconstruidos, y se ajustaron con los valores reales de pruebas de núcleo realizados en el pozo Puerto Ceiba-162. Para la dirección de los esfuerzos, se consideran las evidencias observadas en los registros de imagen adquiridos en los pozos del campo mostrando una dirección promedio de 140°. Se requiere de una mínima cobertura de registros eléctricos para estimar las propiedades mecánicas de la roca y los esfuerzos in-situ. En los casos en los que esta cobertura no es suficiente, se utilizaron correlaciones para reconstruir registros sintéticos que permitieran generar el modelo geomecánico. Esto fue necesario para disponer de registros completos de densidad, porosidad, sónico compresional y sónico de cizalla. Se calculó el esfuerzo vertical integrando los valores de densidad real medida en los pozos de correlación y extrapolando los valores ausentes en las formaciones someras. Se observa consistencia en los resultados. La presión de poro fue calculada utilizando el método de Eaton y el esfuerzo vertical calculado utilizando una única tendencia de compactación normal asumiendo equilibrio entre lutitas y arenas y el registro sónico compresional. Los puntos clave para la calibración de este parámetro fueron los eventos observados durante la perforación del pozo Puerto Ceiba-139. Para calcular el colapso, esfuerzo mínimo y fractura a nivel del yacimiento, se consideró la presión de los carbonatos de acuerdo con lo observado en el pozo Puerto Ceiba-116 como se acordó con el Activo en la perforación en papel como presión de poro para todo el intervalo en el Mesozoico (518 kg/cm2 para un equivalente de 1.00 g/cc). Es importante notar que la Base de Usuarios estima una presión de 580 kg/cm2 y que la prueba de fondo cerrado efectuada en el pozo Puerto Ceiba-116 arroja una presión de 670 kg/cm2. Será fundamental monitorear las presiones del pozo Puerto Ceiba-116 previo a la perforación de la última sección del pozo para asegurarse de que la densidad de control es la más adecuada. Para estimar un valor límite para la fluencia de la sal, se utilizaron los datos registrados en pozos del Golfo de México, a la profundidad y temperatura observadas en los pozos del campo Puerto Ceiba, obteniendo un estimado de 1.95 g/cc a 4800 mv. El método poroelástico se utilizó para calcular los valores de los esfuerzos horizontales mínimo y máximo utilizando la información de las pruebas de goteo tomadas en los pozos Puerto Ceiba-108 y Puerto Ceiba-110. Adicionalmente, se considero la consistencia con los eventos observados


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durante la perforación y las densidades máximas observadas (considerando un equivalente de circulación estimado). Con todos estos parámetros, se generó una ventana operacional para los pozos de correlación observando consistencia con los eventos observados durante la perforación y con las diferencias observadas entre peras que se mencionan arriba. Una vez que los resultados fueron satisfactorios se generó una ventana operacional pre-perforación para el pozo Puerto Ceiba-153A.

11.3.- Conclusiones

El modelo geomecánico realizado para el pozo Puerto Ceiba-153A se calibró considerando información disponible para los principales pozos de correlación. Puntos de atención: Diferencia en Comportamiento en pozos de la pera del Puerto Ceiba-153 y el resto de los pozos del campo: o Inicio de zona de transición 500 m más somero que el resto del campo. o Este cambio en comportamiento exige un diseño de densidades y revestidores diferente al de

las otras peras. o Ausencia de registros básicos en Terciario (DTCO, DTSM, RHOB, NPHI, DPHI, SPHI, GR). o Ausencia de pruebas de goteo en pozos de la pera.

11.4.- Recomendaciones

Para el monitoreo y la mejora de la predicción del modelo se requiere:

Tomar registros básicos: DTCO, DTSM, porosidad, densidad para evaluar la precisión de los registros sintéticos y por lo tanto del modelo.

Documentar información de DEC durante la perforación y/o cementaciones de estar disponible para ajustar calibración del modelo de ser necesario.

Realizar una prueba de goteo en la zapata de 13 ⅜” y 11 ¾” (de ser posible también en la zapata de 20”).

Tomar registros de calibre orientado, imágenes de pared de pozo o sónico escáner para la estimación de la magnitud del esfuerzo máximo y la dirección de los esfuerzos horizontales.

Para optimizar la perforación:

Perforar con LWD para monitorear la llegada a la zona de transición, el paso por la misma e identificar la ZPA.

Para futuros pozos se sugiere dar seguimiento y actualizar el MEM con información nueva durante la perforación y al final de cada fase perforada, con el objetivo de reducir las incertidumbres en el MEM inicial y reducir los riesgos operativos potenciales:

Actualizar del MEM 1D y el análisis de estabilidad del pozo.

Actualizar las curvas de presión de poro, sobrecarga y magnitud de esfuerzos horizontales con información de registros reales, seguimiento de los Registros Mecánicos y el monitoreo de las operaciones del pozo.

Actualizar propiedades mecánicas de la roca (E, , UCS, Ángulo de Fricción, etc.)


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12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO

12.1.- Estado Mecánico Gráfico


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12.2.- Objetivo de Cada Etapa

Etapa Diámetro

Barrena (pg) Profundidad

(mvbmr) Profundidad

(mdbmr) Diámetro TR (pg)

Objetivo

Cond. 36 50 50 30

Proveer soporte estructural al cabezal del pozo, equipos desviadores de flujo y establecer una vía de retorno a los fluidos de perforación. Será hincado.

1 26 ±1000 ±1000 20

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

2 17 ½ ±3100 ±3100 13 ⅜

Tubería intermedia para aislar zona de arenas permeables, garantizar integridad y estabilidad del agujero hasta el inicio la transición de la Zona de Presiones Anormales.

3 Amp. 14 ¾ ±3731 ±3800 11 ¾

TR Corta intermedia para aislar la Transición de la Zona de Presiones Anormales y poder subir la densidad al fluido de control para perforar Zona de Presión Anormal y el cuerpo salino.

4 Amp. 12 ¼ ±5322 ±5777 9 ⅞

Tubería intermedia (diseñada para soportar cargas de producción) para aislar Zona de Presión Anormal, el intervalo de sal esperado en esta etapa y permitir bajar la densidad para la última etapa. El asentamiento será en la Cima de KS.

5 8 ½ ±5459 ±5948 7

Liner de producción. Aislar las rocas carbonatadas del Cretácico y permitir la explotación selectiva de los intervalos que presenten características para ello


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12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación

Etapa Barrena

(pg) Prof.

(mvbmr) Prof.

(mdbmr) Problemática Alternativas de Solución

1 26 ±1000 ±1000

Inestabilidad de agujero por reacción de arcilla.

Fricciones y empaquetamientos

Problemas de limpieza del agujero.

Controlar y mantener las propiedades de inhibición del sistema, concentración de Ión Potasio según Límite Técnico

Ajustar densidad del fluido de control y seguimiento estricto en las propiedades del fluido de control.

Prácticas operacionales adecuadas para mantener una limpieza óptima.

Viaje de Calibración a 600 metros. Disponibilidad de estabilizadores integrales de respaldo en caso de presentar desgaste.

Verificar continuamente el correcto funcionamiento de los equipos de control de sólidos, controlar la velocidad de penetración para evitar acumulación de recortes.

Mantener siempre limpio el anular para evitar empaquetamientos. Llevar estricto control de la presión de circulación.

Bombear combinaciones de baches viscosos y pesados cada 1 o 2 lingadas, lo que garantizará una mejor limpieza del agujero. Realizar viajes de limpieza.

2 17 ½ ±3100 ±3100

Arenas abrasivas, alto torque.

Resistencias y fricciones.


Zonas permeables de Filisola y Concepción Superior.

Perforación con parámetros controlados en el intervalo 1200-1400 m para mitigar altos torques y vibración de sarta.

Monitorear los recortes de perforación y registrar su forma y litología para confirmar el tipo de falla que está ocurriendo para ajustar el valor de la densidad del fluido de perforación.

Bombear combinaciones de baches viscosos y pesados cada 1 o 2 lingadas, lo que garantizará una mejor limpieza del agujero y evitará la acumulación de recortes. Realizar viajes de limpieza.

Bombear baches con material obturante preventivo.

3 Amp. 14 ¾ ±3731 ±3800

Formaciones inestables.

Resistencias y fricciones

Torque y arrastre


Control direccional

Ajustar densidad del fluido de control.

Bombear combinaciones de baches viscosos y pesados, lo que garantizará una mejor limpieza del agujero y evitará la acumulación de recortes. Realizar viajes de limpieza.

Controlar y mantener las propiedades reológicas del fluido de control.

Uso de lubricantes.

Bombear combinaciones de baches viscosos y pesados cada 1 o 2 lingadas, lo que garantizará una mejor limpieza del agujero y evitará la acumulación de recortes. Realizar viajes de limpieza.

Uso de Sistema Rotatorio

4 Amp. 12 ¼ ±5322 ±5777

Resistencias y fricciones

Posibles Pérdidas de circulación.

Detección de la Cima de KS

Torque y arrastre

Control direccional

Ajustar densidad del fluido de control.

Controlar y mantener las propiedades reológicas del fluido de control (salinidad recomendada).

Bombear baches de obturantes para controlar las pérdidas

Utilización de equipo de caracterización de formación (mudlogging)

Uso de lubricantes.

Plan direccional diseñado para construir en la etapa anterior (mas lutitica) y pasar la zona de arenas de Encanto y Depósito de manera tangente, evitando trabajo direccional

Uso de Sistema Rotatorio.

5 8 ½ ±5459 ±5948

Probabilidad de pérdida de circulación en las fracturas naturales

Gasificaciones

Controlar el DEC a través de una buena limpieza del agujero. Controlar la tasa de perforación.

Correr baches de alta viscosidad para barrido y enfriamiento de la barrena.

Estricto monitoreo del programa de viajes de tubería.

Uso de Cabeza Rotatoria y como contingencia el sistema de estrangulación para la perforación con flujo controlado.


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12.4.- Temperatura del pozo de correlación

Temperatura Profundidad Profundidad

Observaciones ºC mdbmr mvbmr

40 0 0 Superficie

56 1000 1000 PC-129

74 2800 2771 PC-130

92 4132 3997 PC-130

124 5498 5243 PC-130

138 5960 5657 PC-130


- Iniciar la perforación del agujero de 26”, con parámetros controlados/reducidos hasta tener todo el aparejo de fondo, en el agujero descubierto.

- Perforar con alto gasto el resto del agujero de 26” (aproximadamente 1000 GPM), para garantizar una efectiva limpieza del agujero y mantenerlo en calibre.

- Se recomienda tomar registros de desviación (DR/CAL) al final de la etapa de 26” para el control de verticalidad y garantizar los objetivos propuestos.

- Determinar diariamente las propiedades Reológicas, físico-químicas del fluido de perforación, manteniendo los equipos calibrados y en buen estado de los reactivos, logrando de esta forma


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obtener valores bien representativos, que permitan interpretaciones concretas durante la perforación del pozo.

- Se recomienda el uso de Top Drive para tener una mejor eficiencia en la limpieza del agujero.

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

- Se debe disponer de obturantes en el lodo como plan de mitigación para minimizar posibles pérdidas y perforar bombeando baches viscosos e incrementando el peso, según el tren de presiones de poro.

- Las formaciones a atravesar aportaron CO2 y H2S durante las pruebas de producción en el Jurásico. Se deberán tomar las previsiones como se sugiere posteriormente, a fin de minimizar cualquier riesgo operacional que comprometa la integridad física del personal y del medio ambiente.

- Verificar las variables o parámetros de perforación, como son: o Velocidad de penetración o Peso sobre la barrena. o Flujo a la entrada y salida del pozo. o Emboladas y presión de bomba. o Resistencia de la sarta, al momento de maniobrar hacia arriba o hacia abajo. o Revoluciones por minuto y torque, de la mesa rotatoria. o Niveles de volúmenes en las presas. o Propiedades del fluido de perforación. o Evaluación física de los recortes, destacando la profundidad a la que corresponde.

- En el caso de un aumento de la velocidad de penetración y el flujo a la salida, es inminente que estaríamos en presencia de un influjo.

- En caso de un incremento en la presión de bomba, puede ser indicador de reducción de área de flujo, lo cual se puede traducir en abundantes recortes de perforación en el espacio anular o reducción del agujero, entre otras cosas.

- Con la adecuada interpretación y conclusión de dichas variables, podemos prever con mucha certeza la presencia de un problema y dar soluciones inmediatas. En tal sentido, debemos tener disponibles dichas variables día a día, (hora a hora).

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

- En caso de presentarse fricción, no tensionar más de 15-20 Tons, volver al fondo y acondicionar bien el fluido, operación que se debe participar al supervisor en la oficina. En caso que se repita el comportamiento, sacar la tubería rotando y circulando, sin tensionar más de 5 Tons, hasta donde se considere conveniente y volver al fondo, para acondicionar el fluido y el agujero.

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


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13.- POZO DIRECCIONAL

13.1.- Programa Direccional

La loc. Puerto Ceiba 153A tiene un diseño direccional tipo “J”, se perforará verticalmente hasta la profundidad de 3126 mdbmr (KOP), donde se iniciará la desviación en el agujero ampliado a 14 ¾”. La construcción de ángulo se la realizará a una tasa de 2.25°/30m, siguiendo una dirección de 318.73° hasta obtener una inclinación máxima de 36.44° a 3612 mdbmr. Se continuará la perforación manteniendo tangente hasta la profundidad final programada de 5948 mdbmr / 5459 mvbmr con un desplazamiento de 1537 m. Los problemas direccionales observados durante la perforación de los pozos Puerto Ceiba 129 y Puerto Ceiba 153, que causaron la pérdida del objetivo se logrará mitigar tomando en cuenta las siguientes lecciones aprendidas:

La construcción del ángulo se realizará en el Mioceno Superior (Concepción Superior e Inferior) con características más lutiticas que la parte basal de la formación Encanto y la formación Deposito, constituido por una secuencia de arenas que combinada con una falla y la presencia de un cuerpo salino son la causa raíz de los problemas en el trabajo direccional de los pozos mencionados, por lo que el diseño de trayectoria planeado para la loc. Puerto Ceiba 153A contempla cruzar esa zona problemática de manera tangente.

Para conservar la tangente y evitar desviaciones en dirección y ángulo, se planifico el uso del

Sistema Rotatorio Convencional. Se tiene como plan de contingencia (en caso que el Sistema Rotatorio Convencional no cumpla con el objetivo) el uso de la tecnología de punta en Sistemas Rotatorio (Vortex ó Exceed) para cumplir con el programa direccional trazado.


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El programa direccional se detalla a continuación:

Prof. Inc. Az. TVD N/S E/O VS Tasa Norte Este

m º deg m m m m º/30m m m

0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 0.00 2038432.63 478897.20

3126.00 0.00 0.00 3125.70 0.00 0.00 0.00 0.00 2038432.63 478897.20

3130.00 0.32 318.73 3130.00 0.00 0.00 0.00 2.25 2038432.64 478897.10

3160.00 2.57 318.73 3160.00 0.60 -0.50 0.78 2.25 2038433.21 478896.60

3190.00 4.82 318.73 3189.90 2.00 -1.80 2.69 2.25 2038434.66 478895.40

3220.00 7.07 318.73 3219.80 4.40 -3.80 5.81 2.25 2038437.00 478893.30

3250.00 9.32 318.73 3249.50 7.60 -6.70 10.13 2.25 2038440.21 478890.50

3280.00 11.57 318.73 3279.00 11.70 -10.20 15.52 2.25 2038444.30 478886.90

3310.00 13.82 318.73 3308.20 16.60 -14.60 22.11 2.25 2038449.26 478882.60

3340.00 16.07 318.73 3337.20 22.40 -19.70 29.83 2.25 2038455.07 478877.50

3370.00 18.32 318.73 3365.90 29.10 -25.50 38.69 2.25 2038461.74 478871.60

3400.00 20.57 318.73 3394.10 36.60 -32.10 48.68 2.25 2038469.24 478865.00

3430.00 22.82 318.73 3422.00 44.90 -39.40 59.74 2.25 2038477.58 478857.70

3460.00 25.07 318.73 3449.40 54.10 -47.50 71.99 2.25 2038486.73 478849.70

3470.00 25.82 318.73 3458.50 57.30 -50.30 76.25 2.25 2038489.96 478846.80

3480.00 26.57 318.73 3467.40 60.60 -53.20 80.64 2.25 2038493.28 478843.90

3490.00 27.32 318.73 3476.40 64.10 -56.20 85.25 2.25 2038496.68 478840.90

3500.00 28.07 318.73 3485.20 67.50 -59.30 89.85 2.25 2038500.17 478837.90

3510.00 28.82 318.73 3494.00 71.10 -62.40 94.60 2.25 2038503.75 478834.70

3520.00 29.57 318.73 3502.70 74.80 -65.60 99.49 2.25 2038507.42 478831.50

3530.00 30.32 318.73 3511.40 78.50 -68.90 104.45 2.25 2038511.17 478828.20

3540.00 31.07 318.73 3520.00 82.40 -72.30 109.62 2.25 2038515.01 478824.90

3550.00 31.82 318.73 3528.50 86.30 -75.70 114.80 2.25 2038518.93 478821.40

3560.00 32.57 318.73 3537.00 90.30 -79.30 120.18 2.25 2038522.93 478817.90

3570.00 33.32 318.73 3545.40 94.40 -82.80 125.57 2.25 2038527.02 478814.30

3580.00 34.07 318.73 3553.70 98.60 -86.50 131.16 2.25 2038531.19 478810.70

3590.00 34.82 318.73 3561.90 102.80 -90.20 136.76 2.25 2038535.44 478806.90

3600.00 35.57 318.73 3570.10 107.10 -94.00 142.50 2.25 2038539.78 478803.10

3610.00 36.32 318.73 3578.20 111.60 -97.90 148.46 2.25 2038544.19 478799.20

3630.00 36.44 318.73 3594.30 120.50 -105.70 160.29 0.00 2038553.12 478791.40

3660.00 36.44 318.73 3618.40 133.90 -117.50 178.14 0.00 2038566.51 478779.70

3690.00 36.44 318.73 3642.60 147.30 -129.30 196.00 0.00 2038579.90 478767.90

3720.00 36.44 318.73 3666.70 160.70 -141.00 213.79 0.00 2038593.29 478756.20

3750.00 36.44 318.73 3690.80 174.10 -152.80 231.64 0.00 2038606.69 478744.40

3780.00 36.44 318.73 3715.00 187.50 -164.50 249.43 0.00 2038620.08 478732.60

3810.00 36.44 318.73 3739.10 200.80 -176.30 267.21 0.00 2038633.47 478720.90


DE: 29

PAG: 164

1



3840.00 36.44 318.73 3763.20 214.20 -188.00 285.00 0.00 2038646.87 478709.10

3870.00 36.44 318.73 3787.40 227.60 -199.80 302.86 0.00 2038660.26 478697.40

3900.00 36.44 318.73 3811.50 241.00 -211.50 320.65 0.00 2038673.65 478685.60

3930.00 36.44 318.73 3835.60 254.40 -223.30 338.50 0.00 2038687.05 478673.90

3960.00 36.44 318.73 3859.80 267.80 -235.00 356.29 0.00 2038700.44 478662.10

3982.30 36.44 318.73 3877.70 277.80 -243.80 369.61 0.00 2038710.40 478653.40

3990.00 36.44 318.73 3883.90 281.20 -246.80 374.14 0.00 2038713.83 478650.40

4020.00 36.44 318.73 3908.00 294.60 -258.50 391.93 0.00 2038727.22 478638.60

4050.00 36.44 318.73 3932.20 308.00 -270.30 409.79 0.00 2038740.62 478626.90

4080.00 36.44 318.73 3956.30 321.40 -282.10 427.64 0.00 2038754.01 478615.10

4110.00 36.44 318.73 3980.40 334.80 -293.80 445.43 0.00 2038767.40 478603.30

4140.00 36.44 318.73 4004.60 348.20 -305.60 463.29 0.00 2038780.80 478591.60

4170.00 36.44 318.73 4028.70 361.60 -317.30 481.08 0.00 2038794.19 478579.80

4200.00 36.44 318.73 4052.90 375.00 -329.10 498.93 0.00 2038807.58 478568.10

4230.00 36.44 318.73 4077.00 388.30 -340.80 516.64 0.00 2038820.98 478556.30

4260.00 36.44 318.73 4101.10 401.70 -352.60 534.50 0.00 2038834.37 478544.60

4290.00 36.44 318.73 4125.30 415.10 -364.30 552.29 0.00 2038847.76 478532.80

4320.00 36.44 318.73 4149.40 428.50 -376.10 570.14 0.00 2038861.15 478521.10

4350.00 36.44 318.73 4173.50 441.90 -387.80 587.93 0.00 2038874.55 478509.30

4380.00 36.44 318.73 4197.70 455.30 -399.60 605.79 0.00 2038887.94 478497.60

4410.00 36.44 318.73 4221.80 468.70 -411.40 623.64 0.00 2038901.33 478485.80

4440.00 36.44 318.73 4245.90 482.10 -423.10 641.43 0.00 2038914.73 478474.00

4470.00 36.44 318.73 4270.10 495.50 -434.90 659.29 0.00 2038928.12 478462.30

4500.00 36.44 318.73 4294.20 508.90 -446.60 677.08 0.00 2038941.51 478450.50

4530.00 36.44 318.73 4318.30 522.30 -458.40 694.93 0.00 2038954.91 478438.80

4560.00 36.44 318.73 4342.50 535.70 -470.10 712.72 0.00 2038968.30 478427.00

4590.00 36.44 318.73 4366.60 549.10 -481.90 730.57 0.00 2038981.69 478415.30

4620.00 36.44 318.73 4390.70 562.50 -493.60 748.36 0.00 2038995.08 478403.50

4650.00 36.44 318.73 4414.90 575.80 -505.40 766.14 0.00 2039008.48 478391.80

4680.00 36.44 318.73 4439.00 589.20 -517.10 783.93 0.00 2039021.87 478380.00

4710.00 36.44 318.73 4463.10 602.60 -528.90 801.79 0.00 2039035.26 478368.30

4740.00 36.44 318.73 4487.30 616.00 -540.70 819.64 0.00 2039048.66 478356.50

4770.00 36.44 318.73 4511.40 629.40 -552.40 837.43 0.00 2039062.05 478344.70

4800.00 36.44 318.73 4535.50 642.80 -564.20 855.29 0.00 2039075.44 478333.00

4830.00 36.44 318.73 4559.70 656.20 -575.90 873.07 0.00 2039088.84 478321.20

4860.00 36.44 318.73 4583.80 669.60 -587.70 890.93 0.00 2039102.23 478309.50

4890.00 36.44 318.73 4607.90 683.00 -599.40 908.72 0.00 2039115.62 478297.70

4920.00 36.44 318.73 4632.10 696.40 -611.20 926.57 0.00 2039129.01 478286.00


DE: 30

PAG: 164

1



4950.00 36.44 318.73 4656.20 709.80 -622.90 944.36 0.00 2039142.41 478274.20

4980.00 36.44 318.73 4680.30 723.20 -634.70 962.22 0.00 2039155.80 478262.50

5010.00 36.44 318.73 4704.50 736.60 -646.40 980.01 0.00 2039169.19 478250.70

5040.00 36.44 318.73 4728.60 750.00 -658.20 997.86 0.00 2039182.59 478239.00

5070.00 36.44 318.73 4752.70 763.30 -670.00 1015.64 0.00 2039195.98 478227.20

5100.00 36.44 318.73 4776.90 776.70 -681.70 1033.43 0.00 2039209.37 478215.50

5130.00 36.44 318.73 4801.00 790.10 -693.50 1051.29 0.00 2039222.77 478203.70

5160.00 36.44 318.73 4825.10 803.50 -705.20 1069.07 0.00 2039236.16 478191.90

5190.00 36.44 318.73 4849.30 816.90 -717.00 1086.93 0.00 2039249.55 478180.20

5220.00 36.44 318.73 4873.40 830.30 -728.70 1104.72 0.00 2039262.94 478168.40

5250.00 36.44 318.73 4897.60 843.70 -740.50 1122.57 0.00 2039276.34 478156.70

5280.00 36.44 318.73 4921.70 857.10 -752.20 1140.36 0.00 2039289.73 478144.90

5310.00 36.44 318.73 4945.80 870.50 -764.00 1158.22 0.00 2039303.12 478133.20

5340.00 36.44 318.73 4970.00 883.90 -775.70 1176.01 0.00 2039316.52 478121.40

5370.00 36.44 318.73 4994.10 897.30 -787.50 1193.86 0.00 2039329.91 478109.70

5400.00 36.44 318.73 5018.20 910.70 -799.20 1211.65 0.00 2039343.30 478097.90

5430.00 36.44 318.73 5042.40 924.10 -811.00 1229.50 0.00 2039356.70 478086.20

5460.00 36.44 318.73 5066.50 937.50 -822.80 1247.36 0.00 2039370.09 478074.40

5490.00 36.44 318.73 5090.60 950.90 -834.50 1265.15 0.00 2039383.48 478062.60

5520.00 36.44 318.73 5114.80 964.20 -846.30 1282.93 0.00 2039396.87 478050.90

5550.00 36.44 318.73 5138.90 977.60 -858.00 1300.72 0.00 2039410.27 478039.10

5580.00 36.44 318.73 5163.00 991.00 -869.80 1318.57 0.00 2039423.66 478027.40

5610.00 36.44 318.73 5187.20 1004.40 -881.50 1336.36 0.00 2039437.05 478015.60

5640.00 36.44 318.73 5211.30 1017.80 -893.30 1354.22 0.00 2039450.45 478003.90

5670.00 36.44 318.73 5235.40 1031.20 -905.00 1372.01 0.00 2039463.84 477992.10

5700.00 36.44 318.73 5259.60 1044.60 -916.80 1389.86 0.00 2039477.23 477980.40

5730.00 36.44 318.73 5283.70 1058.00 -928.50 1407.65 0.00 2039490.63 477968.60

5753.00 36.44 318.73 5302.20 1068.30 -937.60 1421.39 0.00 2039500.89 477959.60

5760.00 36.44 318.73 5307.80 1071.40 -940.30 1425.50 0.00 2039504.02 477956.90

5790.00 36.44 318.73 5332.00 1084.80 -952.10 1443.36 0.00 2039517.41 477945.10

5820.00 36.44 318.73 5356.10 1098.20 -963.80 1461.15 0.00 2039530.80 477933.30

5827.00 36.44 318.73 5361.70 1101.30 -966.60 1465.32 0.00 2039533.94 477930.60

5850.00 36.44 318.73 5380.20 1111.60 -975.60 1479.00 0.00 2039544.20 477921.60

5880.00 36.44 318.73 5404.40 1125.00 -987.30 1496.79 0.00 2039557.59 477909.80

5910.00 36.44 318.73 5428.50 1138.40 -999.10 1514.65 0.00 2039570.98 477898.10

5910.00 36.44 318.73 5428.50 1138.40 -999.10 1514.65 0.00 2039570.98 477898.10

5940.00 36.44 318.73 5452.60 1151.70 -1010.80 1532.36 0.00 2039584.38 477886.30

5948.00 36.44 318.73 5459.00 1155.30 -1013.90 1537.11 0.00 2039587.91 477883.20


DE: 31

PAG: 164

1

13.2.- Gráficos del plan direccional

13.3.- Análisis de anticolisión

La localización Puerto Ceiba 153A se perforará desde la pera del pozo Puerto Ceiba 139. En los siguientes gráficos se pueden observar las distancias entre los conductores de los pozos de la pera y la localización planeada.


DE: 32

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1

El análisis de anticolisión indica una distancia mayor de 50 m como la más cercana entre el pozo Puerto Ceiba 139 y la trayectoria propuesta para la loc. Puerto Ceiba 153A, a una profundidad de 930 md lo cual representa un factor de separación mayor de 4.


Se concluye que no existe riesgo de colisión durante la perforación de la localización, sin embargo se recomienda tomar el registro DR/CAL en la etapa de 26” (TR 20” @ 1000 m) para tomar las medidas necesarias en la siguiente etapa. De presentarse altos desplazamientos horizontales (que pudieran conllevar a la pérdida del objetivo y/o generara riesgo de colisión) proceder de inmediato a rediseñar la trayectoria del pozo.


DE: 33

PAG: 164

1

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

14.1.- Programa de fluidos

Propiedades del fluido base agua

Intervalo m

Tipo Fluido Den. g/cm

3

Visc seg

Filtr. ml

MBT Kg/m

3

Sól. %

Vp cps

Yp lb/100p

2

Gel-0 Gel-10 Salin. ppm

K+

Emul Lubric.

volts

26”

50 349 POLIM. INHIB 1.10 50 4.0 30 7 - 8 13 - 17 25 - 30 7 - 11 13 - 21 40000 - 0.18-0.20

350 574 POLIM. INHIB 1.13 60 4.0 30 9 - 10 14 - 18 25 - 30 7 - 11 13 - 21 40000 - 0.18-0.20

575 649 POLIM. INHIB 1.20 60 4.0 30 9 - 11 14 - 19 25 - 30 7 - 11 13 - 21 40000 - 0.18-0.20

650 1000 POLIM. INHIB 1.25 60 4.0 35 10 - 11 15 - 19 25 - 30 7 - 11 13 - 22 40000 - 0.18-0.20

Propiedades del fluido base aceite

Intervalo m

Tipo Fluido Den. g/cm

3

Visc seg

Filtr. ml

RAA Ac/Ag

Sól. %

Vp cps

Yp lb/100p

2

Gel-0 Gel-10 Salin. ppm

CaCl2 x1000 Emul volts

Lubric.

17 ½”

1001 1200 E. INVERSA 1.30 60 3.0 70/30 12 - 14 17 - 21 15 - 26 7 - 11 14 - 22 120-130 800 0.06-0.08

1201 1400 E. INVERSA 1.32 60 3.0 70/30 12 - 14 17 - 21 15 - 26 7 - 11 14 -22 120-130 800 0.06-0.08

1401 1600 E. INVERSA 1.34 60 3.0 70/30 12 - 15 18 - 23 15 - 26 7 - 11 14 –22 120-130 800 0.06-0.08

1601 1800 E. INVERSA 1.36 60 3.0 70/30 12 - 15 18 - 23 15 - 26 7 - 11 14- 22 130-140 800 0.06-0.08

1801 2600 E. INVERSA 1.38 60 3.0 70/30 15 - 17 20 - 24 15 - 27 7 – 11 14 -23 130-140 800 0.06-0.08

2601 2800 E. INVERSA 1.40 60 3.0 70/30 15 - 17 20 - 24 15 - 27 7 – 11 14 - 23 130-140 800 0.06-0.08

2801 3100 E. INVERSA 1.45 60 3.0 70/30 17- 19 21 - 26 15 - 27 7 - 12 14 - 23 130-140 800 0.06-0.08

14 ¾”

3101 3800 E. INVERSA 1.80 80 2.0 80/20 28 - 30 33 - 40 17 - 29 9 - 15 17 - 27 180-210 1000 0.06-0.08

12 ¼”

3801 5777 E. INVERSA 2.00 80 1.0 90/10 34 - 36 43 - 51 18 - 31 12 - 17 21 - 30 210-320 1000 0.06-0.08

8 ½”

5778 5948 E. INVERSA 1.00 50 3.0 90/10 2 - 3 9 - 15 14 - 25 6 - 11 12- 19 120 800 0.06-0.08

14.1.1.- Observaciones

Durante la perforación de las formaciones del yacimiento, utilizar obturantes biodegradables y

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

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

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


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

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

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

14.2.- Equipo de control de sólidos

Etapa Profundidad

Intervalo (mdbmr)

Diámetro Agujero

(pg)

Tipo y Densidad lodo

(gr/cc)

Equipo de Control de

Sólidos

Tamaño (API) de mallas en vibradores

Tamaño (API) de mallas en limpialodos

1ª.- 50-1000 26 Polimérico

Inhibido (1.12-1.25)

(4) Vibradores Alto Impacto

(1) Limpialodos

API-100 (6BHX140-AT) tamaño

de corte 154 micrones

API-200 (6BHX250-AT)

tamaño de corte 78 micrones

2ª.- 1000-3100 17 ½ E. Inversa

(1.25-1.45)


(1) Limpialodos





3ª.- 3100-3800 14 ¾ E. Inversa

(1.80)


(1) Limpialodos





4ª.- 3800-5777 12 ¼ E. Inversa

(2.00)


(1) Limpialodos





5ª.- 5777-5948 8 ½ E. Inversa

(1.00)






14.2.1.- Recomendaciones

En el sistema de control de sólidos, se recomienda revisar que las mallas instaladas sean las

recomendadas, en caso de no cumplir con el parámetro del porcentaje de sólidos recomendado para la densidad de trabajo, es necesario cerrar las mallas. Para abrir las mallas deberá de ser aprobado por el Supervisor operativo de fluidos, Ing. de pozo, y técnico o coordinador del pozo.


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

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

La concentración de cloruro de potasio (KCl), deberá ser monitoreada continuamente mediante el coeficiente de intercambio catiónico (CEC), para evitar la inestabilidad del agujero del Terciario. Es importante que la compañía de servicio de fluidos realice los análisis abajo indicados a las muestras de recortes, en intervalos de 50 m para toda la perforación, e interactuar con las jefaturas de Sección Química y a la Superintendencia Divisional de Fluidos, para soportar los futuros diseños con sistemas base agua.

Campo Roca Interacción Roca Fluido Fluido

Pozo Profundidad Litología

Capacidad

de

Intercambio

Catiónico

Higrometría

(humedad

relativa)

Tiempo de

succión

capilar

Dispersión

Hinchamiento

lineal

Tensión

superficial Lubricidad

15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA

15.1.- Programa de Barrenas

Etapa Bna. No.

Diam. (pg.)

Tipo ATF (pg2)

Intervalo (m.)

Metros ROP (m/hr)

PSB (ton.)

RPM P. Bba.

(psi) Gasto (gpm)

1 1 26 XR+CPS

115 1.167 50 1000 950 22 6-12 100-120 2503 1000

2

2 17 ½ MXL-1X

115 1.167 1000 1500 500 17 6-12 100-120 2996 800

3 17 ½ MXL-1X

115 1.167 1500 2000 500 17 6-12 100-120 3110 800

4 17 ½ HC 606 M323

1.107 2000 3100 1100 10 4-8 120-150 3506 800

3 5

Piloto 8 ½ 66DG RWD M223

1.037 Amp. 22%

3100 3800 700 6 4-8 120-150 3440 600

12 ¼ x 14 ¾

4 6y7 Piloto 8 ½ 66DG

RWD M223

1.083 Amp. 30%

3800 5777 1977 6 4-8 120-150 3883 510 10 ⅝ x 12 ¼

5 8 8 ½ 65DG M433

0.967 5777 5948 171 3 4-8 100-140 1847 400


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15.1.1- Observaciones y Recomendaciones - Las barrenas sugeridas en este programa, se basan en el análisis colocado en el Anexo

C y el desempeño de las mejores barrenas del Campo Puerto Ceiba. - Se recomienda para perforar la fase definida por el primer intervalo de la formación Paraje

Solo, litológicamente compuesta por Lutitas y Arenas bien clasificadas, intercaladas con capas de Areniscas, gris claro y de grano medio se recomienda utilizar la barrena Tricónica de Dientes de código IADC 115, que deberá poseer recubrimiento de material duro (hardface) en los dientes y calibre reforzado con resistencia a formaciones altamente abrasivas. En esta barrena, se utilizará una tobera central. La barrena tricónica de dientes 26” XR+CPS IADC 115 tuvo un excelente desempeño en el pozo Puerto Ceiba 153 al cortar 951 m con ROP de 20.19 m/hr.

- Se recomienda para perforar esta fase, en la sección definida por el intervalo de la formación

Filisola litológicamente compuesta por Lutitas y Arenas bien clasificadas, intercaladas con capas de Areniscas, gris claro y de grano medio con componentes de pirita y cuarzo entre 1200 y 1400 m, se recomienda utilizar la barrena Tricónica de Dientes de código IADC 115, que deberá poseer recubrimiento de material duro (hardface) en los dientes y calibre reforzado con resistencia a formaciones altamente abrasivas. La barrena tricónica de dientes 17 ½” MXL-X1 IADC 115 tuvo un excelente desempeño en el pozo Puerto Ceiba 153 al cortar 831 m con ROP de 16.51 m/hr, por lo que se espera lograr perforar esta sección en una pieza, programando una segunda en caso de ser necesario, que puede ser una barrena tricónica con código IADC 135. Para la sección definida por el intervalo de la formación Concepción Superior, litológicamente compuesta mayormente por Lutitas bien clasificadas, intercaladas con capas de Areniscas, se recomienda una barrena PDC 17 ½” de código IADC M323, con cortadores de 16” diseñados para la abrasión y el impacto, con el objeto de poder garantizar la perforación del resto del intervalo con una sola pieza. La barrena PDC 17 ½” HC606 en el pozo Puerto Ceiba 157 perforó 1021 metros con ROP de 8.48 m/hr, completando un buen desempeño. Se debe mantener una hidráulica adecuada para garantizar el enfriamiento y lubricación de la barrena, y adicionalmente, se recomienda mantener altas RPM para evitar embolamiento y vibración.

- Se recomienda para perforar la fase definida por el intervalo de las formaciones Concepción

Inferior, Encanto, Depósito, Oligoceno, Eoceno y Paleoceno, compuestas generalmente por Lutitas Bentoníticas, calcáreas gris verdoso, dura, con capas de arenisca gris clara, lentes de bentonita gris verdoso Greinstone gris verdoso, con intercalaciones de finas capas de bentonita verde claro, utilizar la barrena piloto PDC 8 ½” de código IADC M223 con cortadores de 16” en combinación con un RWD con similares características para ampliar. La barrena PDC 8 ½” 66DG tiene excelente desempeño en el Puerto Ceiba 108 y Puerto Ceiba 106, mientras que los ampliadores excéntrico RWD de la Cía. Baker tienen el mejor desempeño en toda la Región Sur cortando las lutitas de la Zona de Presión Anormal. Se debe mantener una hidráulica adecuada para garantizar el enfriamiento y lubricación de la barrena.

- Se recomienda para perforar la fase definida por el intervalo de las formaciones del Cretácico

Superior Méndez (Margas y Mudstone con trazas de bentonita) y Cretácico Medio (Wackestone y Packestone, Mudstone blanco cremoso compacta) utilizar la barrena piloto PDC 8 ½” de código IADC M433 con cortadores de 13” con un número de aletas de 6 y doble estructura de corte. La barrena PDC 5 ⅞” 65DG mostró buen rendimiento en esta formación en la perforación de los pozos Puerto Ceiba 108 y Puerto Ceiba 106, por lo que se espera un


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rendimiento similar en diámetro de 8 ½”. Se debe mantener una hidráulica adecuada para garantizar el enfriamiento y lubricación de la barrena

- Las profundidades de cambio de barrenas, será ajustado acorde con la perforabilidad,

horas de rotación y recomendaciones de la Compañía suplidora del servicio. - Mantener las propiedades físico-químicas del fluido durante la perforación, a objeto de obtener

mejores tasas de penetración y minimizar problemas del agujero (Drill Off Test)

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

15.2.- Programa Hidráulico

Programa hidráulico

Bna. No.

Dens. (gr/cc)

Vp (cp)

Yp lb/100p

2

ATF (pg²)

DPbna (psi)

% Bna

HP @ Bna.

HSI (Hp/pg

2)

V. Anul. (m/min)

Eficiencia Transporte

DEC (gr/cc)

HP (sup)

Camisas (pg.)

1 1.25 16 21 1.167 704 28.1 411 0.77 10 83 1.35 1460 6 ½

2,3 1.38 20 21 1.167 669 21.5 384 1.76 15 95 1.42 1621 6

4 1.45 23 19 1.107 582 16.6 272 1.13 18 93 1.48 1677 6

5 1.80 33 17 1.037 227 6.5 56 0.63 19 81 1.84 1204 6

6,7 2.00 43 18 1.083 241 6.2 60 0.68 29 78 2.04 1415 6

8 1.00 9 14 0.967 131 7.1 31 0.54 58 96 1.08 431 6

15.2.1.- Recomendaciones

- Mantener las propiedades físico-químicas del fluido durante la perforación, a objeto de obtener

mejores tasas de penetración y minimizar problemas del agujero. - Mantener las bombas del fluido de perforación en buenas condiciones, como la carga de la

cámara de pulsaciones, fugas en las válvulas o problemas eléctricos con las mismas, ya que todos estas fallas ocasionan tiempos de espera del equipo de perforación.

- Validar la hidráulica definitiva a condiciones de perforación, por el Ingeniero de POZO del pozo.

Se efectuarán ajustes en los parámetros, en caso de ser necesario.


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15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica

15.3.1.- Etapa de 26”

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


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15.3.2.- Etapa de 17 ½”

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


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15.3.3.- Etapa ampliada a 14 3/4”

Nota: Debido a la alta concentración de recortes en el fondo del agujero, se recomienda optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración. Es importante verificar la configuración y caídas de presión en las herramientas direccionales para perforar con el máximo gasto permisible y optimizar la limpieza del agujero.


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15.3.4.- Etapa Ampliada a 12 ¼”

Nota: Debido a la alta concentración de recortes en el fondo del agujero, se recomienda optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración. Es importante verificar la configuración y caídas de presión en las herramientas direccionales para perforar con el máximo gasto permisible y optimizar la limpieza del agujero.


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15.3.5.- Etapa de 8 ½”

Nota: Debido a la concentración de recortes en el fondo del agujero, se recomienda optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a través del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibración. Es importante verificar la configuración y caídas de presión en las herramientas direccionales para perforar con el máximo gasto permisible y optimizar la limpieza del agujero.


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16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS

16.1.- Diseño de sartas - Primera Etapa (50 - 1000 m)

16.1.1.- Diagrama de la sarta


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16.2.- Diseño de la sarta - Segunda Etapa (1000 - 3100 m)



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16.3.- Diseño de sartas - Tercera Etapa (3100 - 3800 m)



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16.3.2.- Torque y Fuerzas Laterales

16.3.3.- Observaciones del análisis de torque y fuerzas laterales Factores de Fricción: 17% en la TR y 22 % en el agujero abierto Torque en superficie perforando: 6593 Ft-lbs Peso Operativo sobre barrena: 8 Ton Máximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 25 Ton.


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16.3.4.- Arrastre de la sarta

16.3.5.- Observaciones del análisis de arrastre de la sarta Peso Operativo sobre barrena: 8 Ton Mínimo factor de seguridad: 3.15 Arrastre: 4 ton. Resistencias: 6 ton.


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16.4.- Diseño de sartas - Cuarta Etapa (3800 - 5777 m)



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16.4.2.- Torque y fuerzas laterales

16.4.3.- Observaciones del análisis de torque y fuerzas laterales Factores de Fricción: 17% en la TR y 22 % en el agujero abierto Torque en superficie perforando: 11052 Ft-Lbs Peso Operativo sobre barrena: 10 Ton Máximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 30 Ton.


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16.4.5.- Observaciones del análisis de arrastre de la sarta Peso Operativo sobre barrena: 10 Ton Mínimo factor de seguridad: 2.39 Arrastre: 14 ton. Resistencias: 11 ton. Nota: Se incluirá el LWD a la sarta de perforación para detectar punto de asentamiento.


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16.5.- Diseño de sartas - Quinta Etapa (5777 - 5948 m)



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16.5.2.- Torque y Fuerzas Laterales

16.5.3.- Observaciones del análisis del torque y fuerzas laterales Factores de Fricción: 17% en la TR y 22 % en el agujero abierto Torque en superficie perforando: 8274 Ft-Lbs Peso Operativo sobre barrena: 8 Ton Máximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 27 Ton.


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16.5.5.- Observaciones del análisis de arrastre de la sarta Peso Operativo sobre barrena: 8 Ton Mínimo factor de seguridad: 2.74 Arrastre: 14 ton. Resistencias: 12 ton.


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17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA

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

Etapa Diam.

Agujero (pg)

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

Registros Básicos de a

1 20 50 1000 Inducción alta resolución con Rayos Gamma Desviación –Calibración.

2 17 ½ 1000 3100 Inducción alta resolución con Rayos Gamma Desviación –Calibración. Sonico Dipolar Litodensidad

3 Ampliado a

14 ¾ 3100 3800 Inducción alta resolución con Rayos Gamma Desviación –Calibración. Sonico Dipolar Litodensidad

4 Ampliado a

12 ¼ 3800 5777

Inducción alta resolución con Rayos Gamma Desviación – Calibración Sónico Dipolar con Rayos Gamma; Litodensidad-neutron compensado con Rayos Gamma Espectroscopia de Rayos Gamma Sónico de cementación.

5 8 ½ 5777 5948

Inducción enfocado con Espectroscopia de Rayos Gamma; Desviación – Calibración Sónico Dipolar con Rayos Gamma; Litodensidad-neutron compensado con Rayos Gamma Echados e Imágenes micro resistivas; Sónico de cementación

NOTA: Se deberá entregar una copia en papel y los archivos electrónicos en formato *.LAS, *.DLIS, *.LIS, *.NTI, dependiendo de la compañia, conteniendo la información de todos los registros.

17.2.- Registros Parciales

Se tomarán registros parciales obteniendo las curvas RG y Resistividad convenientes para afinar la cima de la formación Cretácico Superior Méndez, San Felipe y Agua Nueva, con el propósito de afinar los contactos geológicos, asentamientos de las TR´s y la profundidad total del pozo.

17.3.- Registros Giroscópicos (Norte Verdadero)

REGISTRO INTERVALO (m.d.b.m.r.) OBSERVACIONES

Giroscópico 0-5948 Control direccional


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18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

18.1.- Criterios de diseño

TR 20”

Superficial TR 13 ⅜”

Intermedia

TR 11 ⅞” Corta

Intermedia

TR 9 ⅞” Complemento

Producción

TR 9 ⅞” Corta

Producción

TR 7” Stub

Producción

TR 7” Corta

Producción

Criterios Presión Interna

Flujo de Gas, Prueba de Presión,

Cementación


Cementación


Cementación

Estimulación, Flujo de Gas,

Prueba de Inyección,

Terminación, Producción, Fuga en AP

Estimulación, Flujo de Gas,

Prueba de Inyección,


Estimulación, Prueba de Inyección,


Estimulación, Prueba de Inyección,


Criterios Colapso

Cementación, Pérdida de Circulación

(abatimiento de nivel),

Perforación

Cementación, Pérdida de Circulación

(abatimiento de nivel),

Perforación

Cementación, Pérdida de Circulación (abatimiento

de nivel), Perforación

Cementación, Vacío Total, Perforación

Cementación, Vacío Total, Perforación

Cementación, Vacío Total

Cementación, Vacío Total

Criterios de tensión

Viajando en agujero,

Sobrejalón, Cementación





Cementación







20 129.33 lbs/ft

X-52 Antares

13 3/8” 72 lbs/ft P-110

DINOVAM

11 ¾ ” 65 lbs/ft TAC-110 HD 521

9 7/8” 62.8 lbs/ft TRC-95 VSLIJ-II

9 7/8” 62.8 lbs/ft TAC-110 VSLIJ-II

9 7/8” 62.8 lbs/ft TAC-140 VSLIJ-II

7” 35 lbs/ft TAC-140 HD 513

7” 35 lbs/ft TAC-140 HD 513

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

0-1000 0-3100 2900-3800 0-2000 2000-3600 3600-5777 4200-5600 5600-5948

Criterios Presión Interna 1.10 1.10 1.10 1.125 1.125 1.125 1.125 1.125

Mínimo FS Presión Interna

1.87 1.42 1.41 1.16 1.31 1.39 1.56 2.17 Criterios Colapso 1.0 1.0 1.0 1.125 1.125 1.125 1.125 1.125

Mínimo FS al colapso 1.03 1.06 1.31 1.86 1.21 0.88 1.59 1.50 Criterios

de tensión 1.40 1.40 1.40 1.50 1.50 1.50 1.50 1.50 Mínimo FS a la

tensión 2.85 2.93 5.23 2.13 2.05 1.68 3.38 3.71 Criterios Triaxial

1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 1.25 Mínimo FS

Triaxial 2.24 1.56 1.55 1.44 1.32 0.98 1.63 1.56


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18.2.- Distribución

Diám. Ext. (pg)

Grado Peso lb/pie

Conexión Diám.

Int. (pg)

Drift (pg)

Resist. Presión Interna

(psi)

Resist. Colapso

(psi)

Resistencia Tensión (1000 lbs)

Distribución (m.d.b.m.r.)

Cuerpo Junta de a

20 X-52 129.33 ANTARES 18.750 18.543 2840 1340 1980 2100 Sup. 1000

13 ⅜ P-110 72.0 DINOVAM 12.347 12.250* 7400 2880 2284 2284 Sup. 3100

11 ¾ TAC-110 65.0 HD 521 10.682 10.625* 8750 6450 2070 1650 2900 3800

9 ⅞ (C) TRC-95 62.8 VAM SLIJ-II 8.625 8.500 10520 9320 1725 1102 Sup. 2000

9 ⅞ (C) TAC-110 62.8 VAM SLIJ-II 8.625 8.500 12180 10280 1998 1275 2000 3600

9 ⅞ (L) TAC-140 62.8 VAM SLIJ-II 8.625 8.500 15510 14390 2543 1974 3600 5777

7 (S) TAC-140 35.0 HD 513 6.004 5.879 17430 17380 1424 1055 4200 5600

7 (L) TAC-140 35.0 HD 513 6.004 5.879 17430 17380 1424 1055 5600 5948

* Drift Alterno

18.3.- Observaciones y recomendaciones

- En el diseño de la TR 20” se consideró como condición de Evacuación Parcial un nivel de fluidos de 730 m, que representa el nivel máximo de fluido para este caso de carga. Esta misma TR cumple con el criterio de Estallido, asumiendo un caso de brote de 50 bls como máximo, para el gradiente de fractura pronosticado por el modelo de geomecánica. Esta tolerancia a brotes debe ajustarse con valores reales de gradiente de fractura que se obtienen de una prueba densidad equivalente.

- La TR de 13 ⅜” y 11 ¾” serán utilizadas con el Drift Alterno. - En el diseño de la TR 13 ⅜” se consideró como condición de Evacuación Parcial un nivel de

fluidos de 1550 m, que representa el nivel máximo de fluido para este caso de carga. Esta misma TR cumple con el criterio de Estallido, asumiendo un caso de brote de 50 bls como máximo, para el gradiente de fractura pronosticado por el modelo de geomecánica.

- Se utilizarán Colgadores Rotatorios de 11 ¾” x 13 ⅜”, 9 ⅞” x 11 ¾” y 7” x 9 ⅞” con su respectiva Zapata Rimadora para asegurar la bajada de las respectivas TR a sus puntos de asentamiento.

- En el diseño de las TR’s de Producción se consideró como condición de Estimulación una presión máxima de respaldo de 8600 psi en superficie.

- Para determinar el punto de asentamiento de la TR de 9 ⅞” se requiere la presencia de un geólogo-paleontologo en el equipo de perforación, realizar un seguimiento estricto de los parámetros de perforación (utilizando Registro Continuo de Hidrocarburos) y controlar los parámetros de perforación (ROP), debido a los delgados espesores esperados de Paleoceno y las margas de Cretácico Superior Méndez. La profundidad de asentamiento de la TR de 9 ⅞” será en la Cima de KS Méndez,

estimada a ±5777 mdbmr. - Las TR de producción están diseñadas considerando efecto de degradación por temperatura y

pandeo. - Se recomienda el LWD para detectar la profundidad de asentamiento de las TR’s de 9 ⅞”

(cima de KS). - Dependiendo de los resultados obtenidos durante la perforación y de los registros

geofísicos, está planteado el escenario que la TR 7” no sea cementada y complementada


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con Empacadores Hinchables, por lo que puede bajarse TR Corta + Stub en un solo viaje.

- Usar grasa API en los tubulares a dejar en el pozo. - Usar protectores de goma, al momento de subir la tubería de revestimiento. - Las tuberías de revestimiento deben ser medidas y calibradas con suficiente anticipación. - Registrar el volumen desplazado por la TR para observar el comportamiento del pozo durante

la bajada de las tuberías de revestimiento y TR’s cortas.

19.- CEMENTACIONES

19.1.- Resumen

Diámetro TR

(pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas (gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Observaciones

20 1000 1.60 Sup. 800 Lechada de relleno

1.95 800 1000 Lechada de amarre

13 ⅜ 3100 1.65 Sup. 2900 Lechada de relleno

1.95 2900 3100 Lechada de amarre

11 ¾ 3800 1.95 2850* 3800 Lechada única / TR Corta

9 ⅞ 3600 1.90 Sup. 3600 Lechada única / Complemento

5777 2.10 3550* 5777 Lechada única / TR Corta

7 5600 1.90 4150 5600 Lechada única / TR Stub

5948 1.20 5550* 5948 Lechada única / TR Corta

* 50 metros arriba de la BL

19.2.- Primera Etapa - TR 20”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad

equivalente de

circulación máxima

(gr/cc)

20 1000 1.95 / 1.60 Sup. 1000 6 - 2 1.64

ACCESORIOS: Zapata Guía 20” - 129.29 lb/ft, X52, Antares Cople Flotador 20” - 129.29 lb/ft, X52, Antares Tapón de Desplazamiento (Diafragma) para TR 20” Tapón de Desplazamiento (Rígido) para TR 20” Centradores de fleje de 20” x 26”


DE: 58

PAG: 164

1

DATOS PARA EL DISEÑO

Profundidad: 1000 m Densidad del lodo: 1.25 gr/cc

Diámetro agujero: 26 pg. Tipo de lodo Base Agua

Exceso: 30 % Temp. de fondo: 60 °C

Cima de cemento: Sup. m Temp. circulante: 38 °C

LECHADA DE LLENADO

Cantidad de cemento: 142.4 Ton Agua de mezcla 37.4 lt/saco

Volumen de lechada 147.5 m3 Rendimiento 51.8 lt/saco

Vol. fluido de mezcla 106.8 m3 Densidad lechada 1.60 gr/cc

Tirante a cubrir 800 m Tiempo bombeable - Hrs

LECHADA DE AMARRE

Cantidad de cemento 59.6 Ton Agua de mezcla 18.1 lt/saco


Fluido de mezcla 21.6 m3 Densidad lechada 1.95 gr/cc


BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES

1 1.08 60 Remover lodo alta movilidad

2 1.50 60 Separar interfase lodo cemento

19.3.- Segunda Etapa - TR 13 ⅜”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad

equivalente de


(gr/cc)

13 ⅜ 3100 1.95 / 1.60 Sup. 3100 10 - 8 1.65

ACCESORIOS: Zapata Guía 13 ⅜” - 72 lb/ft, P-110, DINO VAM Cople Flotador 13 ⅜” - 72 lb/ft, P-110, DINO VAM Tapón de Desplazamiento (Diafragma) para 13 ⅜” Tapón de Desplazamiento (Rígido) para 13 ⅜” Centradores de Fleje 13 ⅜” x 17 ½”



Diámetro agujero: 17 ½ pg. Tipo de lodo E.I.



LECHADA DE LLENADO






DE: 59

PAG: 164

1

LECHADA DE AMARRE

Cantidad de cemento 24.3 Ton Agua de mezcla 18.10 lt/saco


Fluido de mezcla 8.8 m3 Densidad lechada 1.95 gr/cc

Tirante a cubrir 200 m Tiempo bombeable Hrs

BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES

1 1.08 60 Remover lodo alta movilidad


19.4.- Tercera Etapa - TR Corta 11 ¾”

Diámetro

TR (pg) Profundidad (m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

despl.

(bpm)

Densidad equivalente

de circulación máxima

(gr/cc)

11 ¾ 3800 1.80 2850 3800 6 1.92

ACCESORIOS : Zapata Rimadora 11 ¾” - 65 lb/ft, TAC-110, HD 521 Cople Diferencial 11 ¾” - 65 lb/ft, TAC-110, HD 521 Cople de Retención 11 ¾” - 65 lb/ft, TAC-110, HD 521 Tapón Dardo limpiador para T.P. Tapón limpiador para TR 11 ¾” Centradores de fleje 11 ¾” x 14 ¾” Conjunto Colgador Rotatorio 11 ¾” x 13 ⅜”



Diámetro agujero: 14 ¾ pg. Tipo de lodo E.I.


Cima de cemento: 2850 m Temp. circulante: 94 °C

LECHADA ÚNICA





BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES

Espaciador 1.90 50 Separar interfase lodo cemento

Nota: Según el Modelo Geomecánico, el valor del Gradiente de Pérdida Parcial a nivel de la

zapata de 13 ⅜” es de 1.87 gr/cc, lo que indica que durante la cementación de esta TR


DE: 60

PAG: 164

1

Corta de 11 ¾” se presentarán perdidas parciales, ya que la DEC será mayor a ese valor debido a las fricciones generadas por la poca luz que hay entre las dos TR. Para mitigar este evento se debe cumplir los siguientes puntos:

Efectuar Prueba de Goteo a 3105 m (5m debajo de la zapata de 13 ⅜”) para calibrar modelo geomecánico.

Con el modelo geomecánico calibrado y la nueva curva de Gradiente de Pérdida, simular la Celda de bombeo de Cemento y desplazamiento para que la DEC esté por debajo del Gradiente de Pérdida, para diseñar la lechada de cemento adecuada.

En caso de presentarse pérdidas parciales de circulación durante el proceso de bombeo y desplazamiento del cemento, no empacar boca de la TR Corta y efectuar las pruebas correspondientes. En caso necesario remediar con cemento la boca de la TR Corta.

19.5.- Cuarta Etapa - TR Corta 9 ⅞”

Diámetro TR

(pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

despl.

(bpm)

DEC máxima

(gr/cc)

9 ⅞ 5777 2.10 3550 5777 6-8 2.22

ACCESORIOS: Zapata Rimadora 9 ⅞” - 62.8 lb/ft, TAC-140, VAMSLIJ-II Cople Flotador 9 ⅞” - 62.8 lb/ft, TAC-140, VAMSLIJ-II Cople de Retención 9 ⅞” - 62.8 lb/ft, TAC-140, VAMSLIJ-II Tapón Dardo limpiador para T.P. Tapón limpiador para TR 9 ⅞” Centradores de Fleje 9 ⅞” x 12 ¼” Conjunto Colgador Rotatorio 9 ⅞” x 11 ¾” con C-2



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



LECHADA UNICA





BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES


Nota: Según el Modelo Geomecánico, el valor del Gradiente de Pérdida Parcial a nivel de la

zapata de 11 ¾” es de 2.19 gr/cc, lo que indica que durante la cementación de esta TR Corta de 9 ⅞” se presentarán perdidas parciales, ya que la DEC será mayor a ese valor debido a las fricciones generadas por la poca luz que hay entre las dos TR. Para mitigar este evento se debe cumplir los siguientes puntos:


DE: 61

PAG: 164

1

Efectuar Prueba de Goteo a 3805 m (5m debajo de la zapata de 11 ¾”) para calibrar modelo geomecánico.

Con el modelo geomecánico calibrado y la nueva curva de Gradiente de Pérdida, simular la Celda de bombeo de Cemento y desplazamiento para que la DEC esté por debajo del Gradiente de Pérdida, para diseñar la lechada de cemento adecuada.

En caso de presentarse pérdidas parciales de circulación durante el proceso de bombeo y desplazamiento del cemento, no empacar boca de la TR Corta y efectuar las pruebas correspondientes. En caso necesario remediar con cemento la boca de la TR Corta.

19.6.- Cuarta Etapa - TR Complemento 9 ⅞”

Diámetro TR

(pg)

Profundidad

(m)

Densidad

de

lechadas

(gr/cm3)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto

desplaza-

miento

(bpm)

Densidad

equivalente de


(gr/cc)

9 ⅞ 3600 1.90 Sup. 3600 6-8 1.99

ACCESORIOS : Tie Back 9 ⅞” - 62.8 lb/ft, TAC-110, VAM SLIJ-II Cople Orificio 9 ⅞” - 62.8 lb/ft, TAC-110, VAM SLIJ-II Tapón de Desplazamiento (Diafragma) para 9 ⅞” Tapón de Desplazamiento (Rígido) para 9 ⅞” Centradores de Fleje 9 ⅞” x 12 ¼”



Diámetro TR: 12.25 pg. Tipo de lodo E.I.



LECHADA UNICA





BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES


19.7.- Quinta Etapa - TR Corta 7”

Diámetro

TR (pg)

Profundidad

(m)

Densidad de

lechadas

(gr/cc)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto desplaza-

miento

(bpm)

Densidad equivalente

de circulación máxima

(gr/cc)

7 5948 1.20 5550 5948 4 - 3 1.35


DE: 62

PAG: 164

1

ACCESORIOS: Zapata Rimadora 7” - 35 lb/ft, TAC-140, HD 513 Cople Flotador 7” - 35 lb/ft, TAC-140, HD 513 Cople de Retención 7” - 35 lb/ft, TAC-140, HD 513 Centradores Sólidos de 7” x 8 ½” Tapón Dardo limpiador para T.P. Tapón limpiador para T.R 7” Conjunto Colgador Rotatorio 7” x 9 ⅞” con C-2



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



LECHADA UNICA





BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES


19.8.- Quinta Etapa - TR Stub 7”

Diámetro TR (pg)

Profundidad (m)

Densidad de lechadas

(gr/cc)

Cima

Cemento

(m)

Base

Cemento

(m)

Gasto desplaza-

miento

(bpm)

Densidad equivalente de circulación máxima

(gr/cc)

7 5600 1.90 4150 5600 4 1.97

ACCESORIOS: Tie Back 7” - 35 lb/ft, TAC-140, HD 513 Cople Orificio 7” - 35 lb/ft, TAC-140, HD 513 Tapón de Desplazamiento (Diafragma) para 7” Tapón de Desplazamiento (Rígido) para 7” Centradores de Fleje 7” x 8 ½” Conjunto Colgador 7” x 9 ⅞”



Diámetro TR: 8.625 pg. Tipo de lodo E. I.


Cima de cemento: 4150 m Temp. Circulante: 110 °C

LECHADA UNICA





DE: 63

PAG: 164

1


BACHES PROGRAMADOS

TIPO DENSIDAD

(gr/cc) VOLUMEN

(bls) OBSERVACIONES


Nota: La composición definitiva de las lechadas será determinada en base a los requerimientos de cada etapa, una vez analizados los registros geofísicos y de Calibración. Los aditivos comprenden control de filtrado a altas temperaturas, Retardador, prevención de Retrogresión, control de agua libre y de gas cuando sea requerido y serán determinados en base a las pruebas pilotos corridas con las condiciones reales del pozo (temperatura, profundidad, condiciones operacionales, etc).

19.9.- Centralización

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

Etapa Intervalo (mdbmr)

Tipo de Centrador

Especificación Espaciamiento Cantidad Stand off Min. Req.

1 50-1000 De flejes 26” x 20” 1 Centrador c/5 tramos 13 70

2 500 - 1000 1000 - 2700 2700 - 3100

De flejes 17 ½” x 13 ⅜” 1 Centrador c/10 tramos 1 Centrador c/4 tramos 1 Centrador c/3 tramos

3 29 9

70

3 3100 - 3400 3400 - 3800

De flejes* 14 ¾” x 11 ¾” 1 Centrador c/5 tramos 1 Centrador c/3 tramos

4 9

70

4 3800 - 4800 4800 - 5777

De flejes* 12 ¼” x 9 ⅞” 1 Centrador c/5 tramos 1 Centrador c/2 tramos

13 33

70

5 5600 - 5800 5800 - 5948

De flejes Sólidos

8 ½” x 7” 1 Centrador c/5 tramos 1 Centrador c/3 tramos

3 4

70

* En caso que pueda utilizarse.

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

Realizar prueba de admisión y de alijo en las Bocas de las TR Cortas de 9 ⅞” y 7”. En caso de no existir hermeticidad, se debe corregir.

19.11.- Pruebas de Densidad Equivalente

Esta programado llevar a cabo Pruebas de Goteo al menos en la TR Superficial (20” @ 1000 m) y las TR Intermedias (13 ⅜” @ 3100 m y 11 ¾” @ 3800 m) para ajustar y validar el modelo geomecánico.


DE: 64

PAG: 164

1

20.- CONEXIONES SUPERFICIALES

DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL

PRODUCCION 20 ¾” 3M x 13 ⅝” 5M x 11” 10M x 3 ½” 10M x 2 ⅟₁₆ 10M

20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol

Notas:

La selección de cabezales y medio árbol es de acuerdo a especificación API 6A última versión (Anexo C).

Cabezal y medio árbol estará en función del inventario de la UNP.

Componente Marca Tamaño nominal y presión de trabajo

(psi)

Especificaciones del material

Observaciones

Cabezal Conexión rápida

- 20 ¾” 3M U/AA/PSL-1/PR-1 Acondicionado para recibir TR de 20”

Cabezal - 20 ¾” 3M x 13 ⅝" 5M 13 ⅝" 5M x 11” 10M

U/BB/PSL-2/PR-1 X/DD/PSL-3/PR-2

TR de 13 ⅜” TR de 9 ⅞ ”

Medio árbol -

11” 10M x 3 ⅟₁₆” 10M x

2 ⅟₁₆” 10M

X/DD/PSL-2/PR-2

PSL-3/PR-2 partes primarias y PR-2 en

segunda válvula maestra.


DE: 65

PAG: 164

1

20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas


DE: 66

PAG: 164

1

20.3.- Arreglo de Preventores

20.3.1.- Conexiones superficiales de control Etapa de 17 ½”


DE: 67

PAG: 164

1

20.3.2.- Conexiones superficiales de control Etapas de ampliación a 14 ½” y 12 ¼”

Preventor esf é rico 13 5/8 “ 5m

Preventor doble 13 5/8 ” 10M Ariete superior 5 ”

Ariete inferior ciego

Carrete de control 13 5/8 ” 10m con salidas lat.

2 1/16 ” 10m, 3 val. Mec . 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16 ”

1 val. Hca . 2 1/16 ” 10m Con bridas de 2 1/16 ”

Cabezal Soldable 20 ¾ ” 3m

Tr de 20 “

Brida Adapter 11” x 13 5/8” 10m Cabezal 13 5/8 ” x 11” 10m

Serie inf. 20 ¾ ” x sup. 13 5/8 ” 10m

Preventor sencillo 13 5/8 ” 10m

Ariete 5 ”

Tr de 13 3/8 “

Brida doble sello Medida 13 3/8 “ Serie 20 ¾” 3m

Preventores 13 5/8” 5m

M ú ltiple de estrangulación


DE: 68

PAG: 164

1

20.3.3.- Conexiones superficiales de control Etapa de 8 ½”

Preventor esférico

11“ 10m

Preventor doble 11 ” 10m

Ariete superior variables

Ariete inferior ciego/corte

Carrete de control

11” 10m, con salidas lat.

3 1/16” 10 m y

3 val. Mec. 2 1/16 ” 10m

Con bridas de 2 1/16”

1 val.. Hca. 2 1/16 ” 10m

Con bridas de 2 1/16”

Tr de 20 “

Preventor sencillo

11” 10 m

Ariete 5” o 4 ½”

Tr de 13 3/8 “

Brida doble sello

9 5/8” serie 13 5/8” 5m

Cabezal de 20 3/4” 3m x 13 5/8” 5m

Brida doble sello

13 3/8” serie 20 3/4” 5m

Tr de 9 5/8 “

Preventores

11 ” 10 m

Múltiple de

estrangulación

CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL PARA PERFORAR

CUARTA ETAPA AGUJERO DE 8 1/2 ” A 5705 m

Cabezal de 13 5/8” 5m x 11” 10m

Cabezal Soldable Serie 20 ¾ ” 3m

Medida 20” x 13 5/8”

Cabeza rotatoria 7 1/16” 3M

Brida adapter 11” 10m x 7 1/16” 3m

Válvula hidráulica 7 1/16” 3m

Preventor

11 5M

5M


DE: 69

PAG: 164

1

20.4.- Presiones de Prueba

Etapa TR (pg)

Resistencia Presión Interna

(psi)

Resistencia Al

Colapso (psi)

Prueba de cabezal (orificio)

(psi)

Prueba de preventores (probador de

copas) (psi)

Prueba de TR (psi)

Superficial 20 2840 1340 3000 3000 1000

Intermedia 13 ⅜ 7400 2880 3000 5000 1000

Intermedia 11 ¾ 8750 6450 --- 5000 1000

Explotación 9 ⅞ 10520 9340 5000 5000 2000

Explotación 7 17430 17380 5000 8000 2000

Nota: Para probar las conexiones superficiales de control, se tomará en cuenta el 80 % de su presión de prueba, sin olvidar la resistencia a la presión interna de la última T.R. cementada. De tal manera, que se toma el valor de menor rango para llevar a cabo dichas pruebas. Estas deberán efectuarse cada 15 días, ajustándose a las condiciones de operación, de acuerdo con el procedimiento operativo 223-21100-PO-411-092 “PROCEDIMIENTO PARA PROBAR CABEZAL, CONJUNTO DE PREVENTORES Y ENSAMBLE DE ESTRANGULACIÓN”. Se deberá proporcionar el diagrama y certificado de pruebas, de las conexiones superficiales de control actualizado. Presiones acorde con el software STRESSCHECK

21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES

Revisar página 24 de este documento.

22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL

Perforación con Flujo Controlado: Se utilizará cabeza rotatoria para control de flujo durante la perforación del Mesozoico. Se utilizará una densidad para el fluido de control de 1.00 gr/cc con la finalidad de disminuir el daño a la zona de interés. Se mantendrá disponible el equipo de Flujo Controlado (MPD) en caso de requerirse su uso durante la perforación esa etapa.

Perforación y Equipos de Terminación HT/HP (> 150 °C): Se empleará fluido de alta presión, alta temperatura.

23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO

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


DE: 70

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1

24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS

24.1.- Distribución por actividades

Cons. Descripción de la Actividad Prof. (m)

Programados

Hrs. Hrs. Días

Act. Acum. Acum.

Movilización de Equipo 360 360 15.00

1 Hincar Conductor 30"

2 Agujero de 26”

2.01 Armar barrena 26" y aparejo de fondo. Checar resistencia 9 9 0.38

2.02 Lavar conductor 30" 4 13 0.54

2.03 Perforar hasta 1000 md (incluye conexiones y repasos) 1000 133 146 6.08

2.04 Viaje corto (incluye circulación) 16 162 6.75

2.05 Circular y acondicionar lodo. Colocar bache pesado 4 166 6.92

2.06 Tomar registro de desviación 2 168 7.00

2.07 Sacar barrena a superficie 6 174 7.25

2.08 Pruebas de C.S.C / BOP´S 10 184 7.67

2.09 Pláticas de seguridad y simulacros 8 192 8.00

TOTAL ETAPA 192 8.00

3 Cementar TR 20”

3.01 Tomar registros geofísicos 14 206 8.58

3.02 Bajar barrena en viaje de reconocimiento 5 211 8.79

3.03 Circular y acondicionar lodo para meter TR 3 214 8.92

3.04 Sacar barrena a superficie. 6 220 9.17

3.05 Preparativos para meter TR 20" 4 224 9.33

3.06 Meter TR 20" hasta 1000 m. Checar equipo de flotación 12 236 9.83

3.07 Instalar cabeza de cementar, instalar UA 4 240 10.00

3.08 Cementar TR 20" 6 246 10.25

3.09 Esperar fraguado (anillo de cemento como contingencia) 24 270 11.25

3.10 Cortar y recuperar tubo ancla de 20". Afinar corte TR 20". 12 282 11.75

3.11 Soldar cabezal. Probar hidráulicamente soldadura 16 298 12.42

3.12 Instalar BOP's y L.S.C. Efectuar pruebas. 24 322 13.42

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

20 342 14.25

3.14 Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena de 26" y estabilizadores de 9 1/2" x 26".

13 355 14.79

3.15 Armar barrena 17 1/2" con aparejo de fondo. Checar resistencia

12 367 15.29

3.16 Circular tiempo de atraso y probar TR 4 371 15.46

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

16 387 16.13

3.18 Desplazar fluido base agua por lodo de emulsión inversa 8 395 16.46

3.19 Rebajar cemento y zapata 4 399 16.63


DE: 71

PAG: 164

1



4 Agujero Ampliado de 17 1/2”

4.01 Perforar 5 m debajo de la zapata. Circular 5 413 17.21

4.02 Efectuar prueba de goteo 4 417 17.38

4.03 Perforar intervalo 1005 m – 3100 m (incluye conexiones y repasos)

3100 377 794 33.08

4.04 Circular y realizar viajes cortos 30 824 34.33



4.07 Deslizamiento y corte de cable 18 855 35.63

4.08 Pruebas de CSC / BOP'S 24 879 36.63



5 Cementar TR 13 3/8”

5.01 Tomar registros geofísicos. 32 932 38.83

5.02 Meter barrena a fondo perforado 12 944 39.33

5.03 Circular y acondicionar lodo para meter TR 13 3/8". Bombear baches viscosos

5 949 39.54

5.04 Sacar barrena a superficie. Desconectar barrena 13 962 40.08

5.05 Recuperar buje de desgaste y cambiar rams superior. Probar

5 967 40.29

5.06 Preparativos para meter TR 13 3/8" 4 971 40.46

5.07 Meter TR 13 3/8" hasta 3100 m 30 1001 41.71

5.08 Instalar cabeza de cementación. Circular 6 1007 41.96

5.09 Cementar TR 13 3/8" 10 1017 42.38

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

24 1041 43.38

5.11 Levantar BOP´s. Instalar cuñas centradoras. Cortar 13 ⅜" preliminar. Eliminar tubo ancla. Biselar corte.

18 1059 44.13

5.12 Eliminar BOP's y C.S.C 12 1071 44.63

5.13 Instalar brida doble sello y cabezal. Probar empaques secundarios y anillos

16 1087 45.29

5.14 Instalar BOP's de 13 5/8". Instalar LSC. Probar 24 1111 46.29

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

14 1125 46.88

5.16 Desconectar barrena ampliadora. Instalar buje de desgaste

12 1137 47.38

5.17 Quebrar herramientas de 9 1/2" 12 1149 47.88

5.18 Armar barrena piloto 8 1/2", Sistema Rotatorio, MWD y ampliadora de 12 1/4" x 14 3/4" con aparejo de fondo y checar cople de retención

21 1170 48.75

5.19 Acondicionar densidad de lodo 20 1190 49.58

5.20 Circular tiempo de atraso y probar TR 4 1194 49.75


DE: 72

PAG: 164

1

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

12 1206 50.25

5.22 Pláticas de seguridad y simulacros. 12 1218 50.75


6 Agujero Ampliado a 14 3/4"



6.03 Perforar y Ampliar construyendo angulo en el intervalo 3105 m – 3800 m (incluye conexiones y repasos)

3800 112 1339 55.79




6.07 Deslizamiento y corte de cable 18 1412 58.83

6.08 Pruebas de CSC / BOP'S 24 1436 59.83



7 Cementar TR corta 11 3/4”

7.01 Tomar registros geofísicos 36 1482 61.75


7.03 Circular y acondicionar lodo para meter TR de 11 3/4" 6 1505 62.71


7.05 Recuperar buje de desgaste. Cambiar rams superior 7 1529 63.71

7.06 Preparativos para meter TR corta de 11 3/4" 5 1534 63.92

7.07 Meter TR de 11 3/4" hasta 3800 m 36 1570 65.42

7.08 Instalar cabeza de cementación. Circular 6 1576 65.67

7.09 Anclar colgador @ 2900 m, verificar anclaje 3 1579 65.79

7.10 Preparativos para cementar TR corta 11 3/4" 4 1583 65.96

7.11 Cementar TR corta de 11 3/4" 16 1599 66.63

7.12 Esperar Fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico. 24 1623 67.63

7.13 Meter barrena 12 1/4" a 2900 m, BL 16 1639 68.29

7.14 Circular y probar 3 1642 68.42

7.15 Sacar barrena de 12 1/4" a superficie 16 1658 69.08

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

16 1674 69.75

7.17 Armar barrena piloto 8 1/2", Sistema Rotatorio, MWD y ampliadora 10 5/8" x 12 1/4" con aparejo de fondo y checar cople de retención

24 1698 70.75

7.18 Circular Tiempo de Atraso 4 1702 70.92

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

8 1710 71.25

7.20 Acondicionar densidad de lodo 12 1722 71.75



8 Agujero Ampliado a 12 1/4"


DE: 73

PAG: 164

1



8.03 Perforar y ampliar direccional intervalo 3806- 5777 m (incluye conexiones, repasos y viaje para incluir LWD)

5777 1017 2760 115.00




8.07 Pruebas de CSC / BOP´S 24 2838 118.25



9 Cementar TR de 9 7/8”

9.01 Tomar registros geofísicos. 50 2936 122.33


9.03 Circular y acondicionar lodo para meter TR de 9 7/8" 7 2961 123.38


9.05 Recuperar buje de desgaste y cambiar Rams superior. Probar.

5 2984 124.33

9.06 Efectuar preparativos para meter TR corta de 9 7/8". 4 2988 124.50

9.07 Meter TR corta de 9 7/8" hasta 5777 m. Probar equipo flotador

35 3023 125.96

9.08 Instalar Cabeza de cementación. Circular. 6 3029 126.21


9.10 Preparativos para cementar TR corta 9 7/8" 4 3036 126.50

9.11 Cementar TR corta de 9 7/8". 10 3046 126.92

9.12 Esperar Fraguado / Sacar TP con soltador hidraulico. 24 3070 127.92

9.13 Meter barrena 10 5/8" a 3600 m, BL 16 3086 128.58

9.14 Circular y probar (Prueba de Admisión a BL) 3 3089 128.71

9.15 Sacar barrena de 10 5/8" a superficie 16 3105 129.38

9.16 Meter barrena 8 ½" a 3650 m (50 m dentro BL de 9 7/8") 16 3121 130.04


9.18 Sacar barrena de 8 ½" a superficie 16 3140 130.83

9.19 Meter Rima para TR de 9 7/8" 16 3156 131.50

9.20 Rimar C-2 y circular 4 3160 131.67

9.21 Bajar densidad de E.I. a 1.80 gr/cc 8 3168 132.00

9.22 Sacar rima a superficie 16 3184 132.67

9.23 Preparativos para introducir Complemento TR 9 7/8" 4 3188 132.83

9.24 Introducir Complemento de 9 7/8", probar equipo flotador 26 3214 133.92


9.26 Preparativos para cementar Complemento 9 7/8" 4 3224 134.33

9.27 Cementar Complemento 9 7/8" 10 3234 134.75

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

18 3252 135.50

9.29 Levantar BOP´s. Instalar cuñas centradoras. Cortar TR 9 7/8" preliminar. Eliminar tubo ancla

10 3262 135.92


DE: 74

PAG: 164

1

9.30 Eliminar BOP's y C.S.C 14 3276 136.50

9.31 Afinar corte. Instalar brida doble sello y cabezal. Probar empaques secundarios y anillos

10 3286 136.92

9.32 Instalar BOP's (Probar sellos secundarios con probador de copas). Instalar C.S.C

24 3310 137.92

9.33 Instalar Cabeza Rotatoria y probar (el equipo MPD como contingencia)

36 3346 139.42

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

15 3361 140.04

9.35 Quebrar herramientas de 8", armar herramientas de 6 1/2" 59 3420 142.50

9.36 Armar barrena de 8 1/2", herramientas de 6 1/2" y bajar hasta checar resistencia

18 3438 143.25

9.37 Circular tiempo de atraso y probar TR. 6 3444 143.50

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

5 3449 143.71

9.39 Bajar densidad de E.I. a 1.00 gr/cc 15 3464 144.33

9.40 Rebajar cemento y zapata. 3 3467 144.46



10 Agujero de 8 1/2"

10.01 Perforar intervalo 5777 - 5948 m (incluye conexiones y repasos)

5948 160 3652 152.17

10.02 Circular y realizar viaje corto a 5777 m y meter a fondo 7 3659 152.46

10.03 Circular y acondicionar lodo para registros 10 3669 152.88


10.05 Pruebas de CSC / BOP´S 15 3705 154.38



11 Cementar TR Corta 7"

11.01 Tomar Registros Geofísicos 60 3774 157.25

11.02 Con barrena 8 1/2" meter a fondo perforado 20 3794 158.08

11.03 Circular para TR 8 3802 158.42

11.04 Sacar barrena a la superficie 20 3822 159.25

11.05 Preparativos para introducir TR Corta 7" 4 3826 159.42

11.06 Introducir TR 7" + Conjunto colgador a 5948 m 36 3862 160.92



11.09 Preparativos para cementar TR de 7" 4 3875 161.46

11.10 Efectuar cementación 10 3885 161.88

11.11 Esperar Fraguado. Sacar soltador a superficie 18 3903 162.63

11.12 Meter barrena 8 1/2" a 5577 m - BL de 7" 18 3921 163.38


11.14 Sacar barrena de 8 1/2” 18 3945 164.38

11.15 Realizar Prueba de Alijo 60 4005 166.88

11.16 Meter Rima para TR de 7" 20 4025 167.71


DE: 75

PAG: 164

1

11.17 Rimar C-2 y circular 4 4029 167.88

11.18 Sacar rima a superficie 20 4049 168.71

11.19 Preparativos para introducir Stub TR 7" 4 4053 168.88

11.20 Introducir Stub de 7", probar equipo flotador 26 4079 169.96


11.22 Preparativos para cementar Stub 7" 4 4089 170.38

11.23 Cementar Stub 7" 10 4099 170.79

11.24 Esperar Fraguado (realizar actividades paralelas) 18 4117 171.54

11.25 Meter barrena 8 1/2" a 4200 m - BL de 7" 18 4135 172.29


11.27 Sacar barrena de 8 1/2” 18 4159 173.29

11.28 Quebrar herramientas de 6 1/2", armar herramientas de 4 3/4" y TP 3 1/2"

48 4207 175.29

11.29 Armar barrena de 5 7/8", herramientas de 4 3/4" y bajar hasta checar PI

28 4235 176.46

11.30 Circular tiempo de atraso y probar TR. 6 4241 176.71

11.31 Sacar molino a superficie 20 4261 177.54

11.32 Desmantelar Cabeza Rotatoria y probar 36 4297 179.04



24.2.- Resumen de tiempos por etapa y grafica de profundidad vs días

P-Perforando, CE- Cambio Etapa


DE: 76

PAG: 164

1

25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS

25.1.- Herramientas requeridas para iniciar las Actividades de Perforación

CANT. DESCRIPCIÓN EXISTE FECHA DE

SOLICITUD SECCIÓN O DEPTO

RESPONSABLE SI NO

1 TOP DRIVE HTAS. ESPECIALES

1 SWIVEL HTAS. ESPECIALES

1 UNIFLEX COMPLETO EXTRA HTAS. ESPECIALES

1 KELLY SPINER HTAS. ESPECIALES

1 MACHO KELLY INSP. TUBULAR

1 KELLY HEXAGONAL 5 1/4" INSP. TUBULAR

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

1 MANGUERA 55' MATERIALES

1 MANGUERA 55' (EXTRA) MATERIALES

1 BUJE MAESTRO SECCIONADO HTAS. ESPECIALES

2 SUSTITUTO PARA KELLY 4 1/2" IF INSP. TUBULAR

2 VALVULAS DE PIE 4 1/2" ó 4 IF INSP. TUBULAR

1 JUEGOS DE GAFAS (500 TONS) HTAS. ESPECIALES

1 ELEVADOR 5"-4 1/2" 18° HTAS. ESPECIALES

1 CUÑAS P/TP 5"-4 1/2" HTAS. ESPECIALES

2 CUÑAS P/HERRAMIENTAS 9 1/2" Y 8" HTAS. ESPECIALES

2 COLLARIN PARA HERRAMIENTAS 9 1/2" Y 8" HTAS. ESPECIALES

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

1 LLAVE DE FUERZA DB HTAS. ESPECIALES

1 TORQUIMETRO DE APRIETE HTAS. ESPECIALES

1 INDICADOR DE PESO INSTRUMENTOS

1 MANOMETRO STAND PIPE INSTRUMENTOS

1 LLAVE VARCO TW-60 HTAS. ESPECIALES

1 LLAVE VARCO SW-30 HTAS. ESPECIALES

2 JUEGOS DE CABLES SALVAVIDAS MATERIALES

2 JUEGOS DE CABLE DE ACERO 9/16" P/ CABRESTANTE MATERIALES

1 CADENA DE ROLAR MATERIALES

1 CAJA DE DADOS P/LLAVES MATERIALES

4 GRAPAS P/CABLE 9/16" MATERIALES

4 GRAPAS P/CABLE 5/8" MATERIALES

1 CHAQUETA PARA TP 5"-4 1/2" MATERIALES

2 HULES LIMPIADORES P/TP 5"-4 1/2" MATERIALES

2 MALACATE NEUMÁTICO "RONCO" INSTRUMENTOS

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

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

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

1 CABLE SALVAVIDA P/CHANGO MATERIALES

1 IZADOR P/CHANGO (COMPLETO) MATERIALES


DE: 77

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO

1 CINTURÓN Y COLA DE ACERO DEL SALVAVIDA DEL CHANGO MATERIALES

5 LIBRETAS DE FLORETE (PISO ROTARIA) MATERIALES

1 PINTARRON MATERIALES

1 VITRINA P/INFORMACIÓN TÉCNICA MATERIALES

6000 MTS CABLE DE SONDEO 9/16" MATERIALES

1 INCLINÓMETRO ING. DE POZO

1 RADIO TRUNNKY OPERACIÓN

1 SIFÓN OPERACIÓN

1 LÍNEA P/CEMENTACIÓN OPERACIÓN

1 LÍNEA P/ABASTECIMIENTO AGUA Y LODO OPERACIÓN

1 LÍNEA DE FLOTE OPERACIÓN

1 HTA DE MANO COMPLETA ** MATERIALES

1 BARRENA 12" ACONDICIONADA PARA PERFORAR AGUJEROS AUXILIARES

OPERACIÓN

MASTIL NIVELADO

BOMBAS DE LODO CON HIDRAULICA ADECUADA

EXISTENCIA SUFICIENTE DE CABLE DE ACERO

MANIFOLD DE BOMBAS Y STAND PIPE

SUPERCARGADORAS DE BOMBAS DE LODO

REVISION DE CONTRAPOZO

25.2.- Primera Etapa Perforación con Barrena 26" TR 20"



RESPONSABLE SI NO

1 BARRENA DE 26" TIPO 115 ING. DE POZO

1 PORTABARRENA LISO 9 1/2" x 7 5/8" REG INSP. TUBULAR

5 DCN 9 1/2" INSP. TUBULAR

1 DCC 9 ½” INSP. TUBULAR

6 DCN 8" INSP. TUBULAR

3 ESTABILIZADORES 9 1/2" X 26" INSP. TUBULAR

1 ESTABILIZADORES 8" X 26" INSP. TUBULAR

15 TRAMOS HW 5" INSP. TUBULAR

90 TRAMOS TP 5", 19.5 lpp, ° E INSP. TUBULAR

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

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

2 COMBINACION P-7 5/8" X C-6 5/8" REG INSP. TUBULAR

2 COMBINACION P-6 5/8" X C-4 IF O 4 1/2" IF INSP. TUBULAR

1000 MTS. TR 20", X-52, 129.29 LB/PIE, ANTARES ING. DE POZO

1 ZAPATA GUIA 20", X-52, 129.29 LB/PIE, ANTARES ING. DE POZO

1 COPLE FLOTADOR 20", X-52, 129.29 LB/PIE, ANTARES ING. DE POZO


DE: 78

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO

1 CENTRADORES DE FLEJE 26” x 20” ING. DE POZO

1 LLAVE HIDRAULICA 20" HTAS. ESPECIALES

1 UNIDAD DE POTENCIA (COMPLETA) HTAS. ESPECIALES

1 CUÑA SPIDER CON INSERTOS P/20" HTAS. ESPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/TR 20" HTAS. ESPECIALES

1 COLLARIN DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR HTAS. ESPECIALES

1 CABEZA DE CIRCULAR DE 20" A 2" 8H OPERACIÓN

1 CABEZA DE CEMENTAR OPERACIÓN

1 Mc CLASH DE 4" A 2" MATERIALES

1 GRUA PARA INTRODUCCION DE TR OPERACIÓN

1 CHANGUERO PARA ALINEAR TR OPERACIÓN

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

60 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.95 gr/cc) ING. DE POZO

1 UNIDAD COMPLETA ING. DE POZO

1 CABEZAL DE TR (SOLDABLE) 20 3/4” 3 M PARA TR 20”, SELLOS SECUNDARIOS

ING. DE POZO

1 PRECALENTADOR PARA CABEZAL 20” OPERACIÓN

2 VALVULAS DE COMPUERTA 2 1/16”X 3M OPERACIÓN

1 BRIDA DOBLE SELLO 20 3/4” 3M X 20 3/4” 5M CON ORIFICIO DE ½” NPT

OPERACIÓN

1 COLGADOR DE CUÑAS DE 20 3/4” 3M” X 13-3/8” CON SELLOS ELASTOMERICO

OPERACIÓN

2 VALVULAS DE COMPUERTA 2 1/16”X 3M OPERACIÓN

2 BRIDAS COMPAÑERAS DE 2 1/16” X 3M X 2 L. P. OPERACIÓN

1 PREVENTOR SENCILLO 20 3/4” TIPO “U” 5M ” CON RAMS 5” OPERACIÓN

1 PREVENTOR DOBLE 20 3/4” TIPO “U” 5 M PSI CON RAMS CIEGO 5” OPERACIÓN

1 PREVENTOR ESFERICO 20 ¾” 3M OPERACIÓN

1 CARRETE DE CONTROL 20 ¾” 3M C/3 VALV. MEC Y 1 VALV. HID. HTAS. ESPECIALES

24 ESPÁRRAGOS 2” X 34 7/8" C/TUERCAS HTAS. ESPECIALES

2 ANILLOS BX .- 165 HTAS. ESPECIALES

2 VÁLVULAS LATERALES 2 1/16" 3M HTAS. ESPECIALES

16 BIRLOS 7/8” 6 1-2" C/TUERCAS HTAS. ESPECIALES

16 ESPÁRRAGOS 2” X 34 7/8" C/TUERCAS HTAS. ESPECIALES

25.3.- Segunda Etapa Perforación con Barrena 17 ½” TR 13 ⅜"



RESPONSABLE SI NO

1 BARRENA DE 17 1/2" 115 ING. DE POZO

1 BARRENA DE 17 1/2" 135 ING. DE POZO

1 BARRENA DE 17 1/2" PDC ING. DE POZO

1 CUADRO DE APRIETE 17 1/2" ING. DE POZO

1 PORTABARRENA LISO 7 5/8" x 6 5/8" REG INSP. TUBULAR


DE: 79

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO


5 DCN 9 1/2" INSP. TUBULAR

1 DCC 9 1/2” INSP. TUBULAR

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

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

2 COMBINACION P-7 5/8" X C-6 5/8" REG INSP. TUBULAR

2 COMBINACION P-6 5/8" X C-4 IF O 4 1/2" IF INSP. TUBULAR


111 TRAMOS TP 5", 19.5 lpp, °E-75 INSP. TUBULAR

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

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

3 ESTABILIZADOR 9 1/2" X 17 1/2" INSP. TUBULAR

3100 MTS TR 13 3/8", P-110, 72 Lb/pie, DINOVAM ING. DE POZO

1 BATERIA DE PRESAS (3) OPERACIÓN

1 ZAPATA GUIA 13 3/8" P-110 72 Lb/pie DINOVAM ING. DE POZO

1 COPLE FLOTADOR 13 3/8" P-110 72 Lb/pie DINOVAM ING. DE POZO

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

1 TAPÓN DE DIAFRAGMA 13 3/8" ING. DE POZO

1 TAPÓN SÓLIDO 13 3/8" ING. DE POZO

1 LLAVE HIDRAULICA 13 3/8" HTAS. ESPECIALES


2 ARAÑA NEUMATICA DE BASE 500 TONS C/INSERTO 13 3/8" HTAS. ESPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMATICA CON GUIA HTAS. ESPECIALES

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

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

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

1 CABEZA DE CEMENTAR 13 3/8" DINOVAM OPERACIÓN


1 IZADORA PARA TR HTAS. ESPECIALES

1 GRÚA PARA INTRODUCCIÓN DE TR OPERACIÓN


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

25 TONS DE CEMENTO (ALTA DENSIDAD 1.95 gr/cc) ING. DE POZO

1 PRECALENTADOR PARA CABEZAL 13 5/8" OPERACIÓN

1 BRIDA SUJETADORA DE BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

1 CARRETE ESPACIADOR (1.20 M) HTAS. ESPECIALES

1 CABEZAL 20 3/4” X 5M x 13 3/8" x 5 M CON CUÑAS SUJETADORAS Y SELLOS SECUNDARIOS

ING. DE POZO

1 COLGADOR DE CUÑAS DE 13-3/8” X 9-5/8” C/SELLOS ELASTOMERICO ING. DE POZO

1 PREVENTOR SENCILLO TIPO "U" 13 5/8" 10M RAMS DE 5"- 4 1/2" HTAS. ESPECIALES

1 CARRETE DE CONTROL 13 5/8" -10M C/3 VALV. MEC Y 1 VALV. HID. HTAS. ESPECIALES

1 PREVENTOR ESFÉRICO HTAS. ESPECIALES


DE: 80

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO

1 CAMPANA 16" HTAS. ESPECIALES

6 ANILLOS BX-160 HTAS. ESPECIALES


8 ANILLO RX-24 HTAS. ESPECIALES

64 BIRLOS 7/8" X 6" HTAS. ESPECIALES

2 PORTAESTRANGULADORES 2 1/16" 5M HTAS. ESPECIALES


8 ANILLOS R-35 HTAS. ESPECIALES

68 ESPÁRRAGOS 1 5/8" X 12 1/2" C/TUERCAS HTAS. ESPECIALES

16 ESPÁRRAGOS 1 5/8" X 16 1/2" C/TUERCAS HTAS. ESPECIALES

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

1 BOMBA KOOMEY INSTRUMENTOS

1 BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

1 PESCANTE PARA BUJE DE DESGASTE ING. DE POZO

25.4.- Tercera Etapa Perforación con Barrena ampliadora a 14 ¾” TR 11 ¾"



RESPONSABLE SI NO

1 BARRENA PILOTO 8-1/2” PDC ING. DE POZO

1 RWD 12 ¼” X 14 ½” ING. DE POZO

1 RSS 6 1/2” ING. DE POZO

1 EQ. MWD 8” ING. DE POZO

1 PORTABARRENA LISO 8" x 6 5/8" REG INSP. TUBULAR


1 DCA 6 1/2" INSP. TUBULAR

1 DCC 6 1/2" INSP. TUBULAR

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

2 COMB. P/6 5/8" X C-4 ó 4 1/2" IF INSP. TUBULAR





189 TRAMOS TP 5", 19.5 lpp, °S-135 INSP. TUBULAR


1 ESTABILIZADOR 8" X 12 1/4" INSP. TUBULAR

1 MARTILLO 8" ING. DE POZO

900 MTS TR 11 3/4", TAC-110, 65 LB/PIE, HD-521 ING. DE POZO

1 ZAPATA RIMADORA 11 3/4", TAC-110, 65 LB/PIE, HD-521 ING. DE POZO

1 COPLE DIFERENCIAL 11 3/4", TAC-110, 65 LB/PIE, HD-521 ING. DE POZO

1 COPLE DE RETENCION 11 3/4", TAC-110, 65 LB/PIE, HD-521 ING. DE POZO

1 TAPÓN DE DESPLAZAMIENTO 11 3/4” ING. DE POZO


DE: 81

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO

1 TAPÓN DARDO PARA TP 5” ING. DE POZO

13 CENTRADORES 11 3/4" X 14 1/2" ING. DE POZO

1 COLGADOR ROTATORIO 11 3/4” x 13 3/8” ING. DE POZO

1 CABEZAL 13-3/8” 5M x 11" 10 M ING. DE POZO

1 COMBINACIÓN SÓLIDA 11 3/4" HD 521 A (C) 4 ó 4 1/2" IF INSP. TUBULAR

1 RAMS DE 11 7/8" PREV. 13 5/8" 10M HTAS. ESPECIALES

1 LLAVE HIDRÁULICA 11 3/4" HTAS. ESPECIALES


2 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TONS CON INSERTOS DE 11 3/4" HTAS. ESPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICAS CON GUÍA PARA 11 3/4" HTAS. ESPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/ 11 3/4" HTAS. ESPECIALES

2 COLLARINES DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR HTAS. ESPECIALES

1 CABEZA DE CEMENTAR TP 5" OPERACIÓN





56 TON DE CEMENTO 1.90 gr/cc ING. DE POZO

1 BRIDA ADAPTADORA 13 5/8" 10M X 11" 10M HTAS. ESPECIALES


1 PREVENTOR SENCILLO TIPO "U" 13 5/8" 10M RAMS DE 5"- 4 1/2" HTAS. ESPECIALES

1 CARRETE DE CONTROL 13 5/8" - 10M C/3 VALV. MEC Y 1 VALV. HID. HTAS. ESPECIALES






64 BIRLOS 1" X 6 3/4" HTAS. ESPECIALES




80 ESPÁRRAGOS 1 3/4" X 15" C/TUERCAS HTAS. ESPECIALES


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



1 CHAROLA RECOLECTORA DE LODO OPERACIÓN


DE: 82

PAG: 164

1

25.5.- Cuarta Etapa Perforación con Barrena ampliadora a 12 ¼” TR 9 ⅞"



RESPONSABLE SI NO

1 BARRENA PILOTO 8-1/2” PDC ING. DE POZO

1 RWD 10 5/8” x 12 ¼” ING. DE POZO

1 RSS 6 1/2” ING. DE POZO

1 EQ. MWD/LWD 8” ING. DE POZO

1 PORTABARRENA LISO 8" x 6 5/8" REG INSP. TUBULAR


1 DCA 6 1/2" INSP. TUBULAR

1 DCC 6 1/2" INSP. TUBULAR

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

3 MADRINAS 4 IF (DC 6 3/4") INSP. TUBULAR

2 COMB. P/6 5/8" X C-4 ó 4 1/2" IF INSP. TUBULAR






150 TRAMOS TP 5" ° S-135, 25.5 lbs/pie INSP. TUBULAR


2 ESTABILIZADOR 8" X 10 5/8" INSP. TUBULAR

1 MARTILLO 8" ING. DE POZO

2000 MTS TR 9 7/8", TRC-95, 62.8 LB/PIE, VSLIJII ING. DE POZO

1600 MTS TR 9 7/8", TAC-110, 62.8 LB/PIE, VSLIJII ING. DE POZO

2177 MTS TR 9 7/8", TAC-140, 62.8 LB/PIE, VSLIJII ING. DE POZO

1 ZAPATA RIMADORA 9-7/8” TAC-140, 62.8 LB/PIE, VSLIJII ING. DE POZO

1 COPLE DIFERENCIAL 9-7/8” TAC-140, 62.8 LB/PIE, VSLIJII ING. DE POZO

1 COPLE DE RETENCION 9-7/8” TAC-140, 62.8 LB/PIE, VSLIJII ING. DE POZO

1 TAPÓN DIAFRAGMA 9 7/8” ING. DE POZO

1 TAPÓN SOLIDOS 9 7/8” ING. DE POZO

1 TAPÓN DE DESPLAZAMIENTO 9 7/8” ING. DE POZO

1 TAPÓN DARDO PARA TP 5” ING. DE POZO

46 CENTRADORES DE FLEJES 9 7/8" X 12-1/4" ING. DE POZO

1 COLGADOR ROTATORIO 9 7/8” x 11 3/4” CON C-2 ING. DE POZO

1 CABEZAL 13-3/8” X 5M x 11" x 10 M ING. DE POZO

1 COMBINACIÓN SÓLIDA 9 7/8" VSLIJII A (C) 4 1/2" IF INSP. TUBULAR

1 RAMS DE 9 7/8" PREV. 13 5/8" 10M HTAS. ESPECIALES

1 LLAVE HIDRÁULICA 9 7/8" HTAS. ESPECIALES


2 ARAÑA NEUMÁTICA DE BASE 500 TONS CON INSERTOS DE 9 7/8" HTAS. ESPECIALES

2 ELEVADORES DE CUÑAS NEUMÁTICAS CON GUÍA PARA 9 7/8" HTAS. ESPECIALES

1 ELEVADOR DE TOPE P/ 9 7/8" HTAS. ESPECIALES


DE: 83

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO

2 COLLARINES DE ARRASTRE CON CABLE DE IZAJE Y DESTORCEDOR HTAS. ESPECIALES

1 CABEZA DE CIRCULAR DE 9 7/8" VSLIJII A 2" 8HRR OPERACIÓN

1 CABEZA DE CEMENTAR 9 7/8" VSLIJII OPERACIÓN

1 TIE BACK 9 7/8” ING. DE POZO

1 COPLE ORIFICIO DE CEMENTACIÖN 9 7/8” ING. DE POZO







1 BRIDA ADAPTADORA 13 5/8" 10M X 11" 10M HTAS. ESPECIALES


1 PREVENTOR SENCILLO TIPO "U" 13 5/8" 10M RAMS 5" - 4 1/2" HTAS. ESPECIALES

1 CARRETE DE CONTROL 13 578" -10M HTAS. ESPECIALES

1 PREVENTOR SENCILLO TIPO "U" 13 5/8" 10M RAMS DE 5" - 4 1/2" C/3 VALV. MEC Y 1 VALH. HID. 3 1/16" 10M

HTAS. ESPECIALES

1 PREV. DOBLE TIPO "U" 11" 10M C/RAMS CORTE Y 7" HTAS. ESPECIALES






64 BIRLOS 1" X 6 3/4" HTAS. ESPECIALES






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

1 BOMBA KOOMEY INSTRUMENTOS



1 CHAROLA RECOLECTORA DE LODO OPERACIÓN

25.6.- Quinta Etapa Perforación con Barrena 8 ½” TR 7"



RESPONSABLE SI NO

1 BARRENA 8 ½” PDC ING. DE POZO

1 CUADRO DE APRIETE ING. DE POZO

1 MOTOR DE FONDO 6-3/4” (CONTINGENCIA) ING. DE POZO


DE: 84

PAG: 164

1



RESPONSABLE SI NO

1 EQ. MWD 6-3/4” ING. DE POZO

1 PORTABARRENA LISO 6 1/2" x 4 1/2" REG X 4 IF INSP. TUBULAR

1 PORTABARRENA ESTAB (INS) 6 1/2" x 8 1/2" -4 1/2" REG X 4 IF INSP. TUBULAR

7 DCN 6 3/4" 4 IF INSP. TUBULAR

1 DCA 6 3/4" 4 IF INSP. TUBULAR

1 DCC 6 3/4" 4 IF INSP. TUBULAR

4 MADRINAS 4 IF (DC 6 3/4") INSP. TUBULAR

2 COMBINACION P-4 IF X C-4 1/2" IF INSP. TUBULAR

2 COMBINACION C-4 IF X P-4 1/2" IF INSP. TUBULAR





150 TRAMOS TP 5" ° S-135, 25.5 lbs/pie INSP. TUBULAR

3 ESTABILIZADORES 6 1/2" X 8 1/2" INSP. TUBULAR

2 CANASTAS COLECTORAS 6 1/2" INSP. TUBULAR

1 BUMPER 6 3/4" OPERACIÓN

1 MARTILLO 6 3/4" OPERACIÓN

1 ESCARIADOR PARA TR 9 7/8" OPERACIÓN

1 ESCARIADOR PARA TR 7" OPERACIÓN

1 VCP 4 1/2" IF OPERACIÓN

1748 MTS TR 7", TAC-140, 35 LB/PIE, HD 513 ING. DE POZO

1 ZAPATA RIMADORA 7", TAC-140, 35 LB/PIE, HD 513 ING. DE POZO

1 COPLE DIFERENCIAL 7" TAC-140, 35 LB/PIE, HD 513 ING. DE POZO

1 COPLE DE RETENCIÓN 7" TAC-140, 35 LB/PIE, HD 513 ING. DE POZO

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

1 TAPÓN DE DESPLAZAMIENTO TR 7" ING. DE POZO

1 TAPÓN DARDO LIMPIADOR TP 5”" ING. DE POZO

1 TAPÓN DIAFRAGMA TR 7" ING. DE POZO

1 TAPÓN SOLIDO TR 7”" ING. DE POZO

1 CONJUNTO COLGADOR ROTATORIO 7" X 9 7/8" CON C-2 ING. DE POZO

1 CONJUNTO COLGADOR 7" X 9 7/8" ING. DE POZO

1 TIE BACK 7” ING. DE POZO

1 COPLE ORIFICIO DE CEMENTACIÖN 7” ING. DE POZO

25 TON CEMENTO DENS. 1.2 GR/CC ING. DE POZO

1 CARRETE DE CONTROL 11" -10M HTAS. ESPECIALES

1 PREVENTOR SENCILLO TIPO "U" 11" 10M RAMS DE 3 1/2" C/3 VALV. MEC Y 1 VALH. HID. 3 1/16" 10M

HTAS. ESPECIALES

1 PREV. DOBLE TIPO "U" 11" 10M C/RAMS CORTE Y 5" HTAS. ESPECIALES

1 PREVENTOR ESFÉRICO 11” 10M HTAS. ESPECIALES

1 PREVENTOR. ROTATORIO 11” HTAS. ESPECIALES

1 EQUIPO PARA PERFORAR CON FLUJO CONTROLADO – MPD (CONTINGENCIA)

HTAS. ESPECIALES


DE: 85

PAG: 164

1

26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN

26.1.- Costos directos por etapa

26.2.- Costo integral de la perforación

CONCEPTO MONTO (M.N.)

A.- COSTO INSUMOS PERFORACIÓN 184,722,047

B.- COSTO TARIFAS (RENTA DEL EQUIPO) 108,623,297

C.- TOTAL DIRECTOS (A + B) 293,354,344

Nota: el costo ha sido estimado mediante el sistema MICOP


DE: 86

PAG: 164

1

27.- INFORMACION DE POZOS DE CORRELACIÓN

27.1.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días

27.1.1.- Puerto Ceiba 139


DE: 87

PAG: 164

1



DE: 88

PAG: 164

1



DE: 89

PAG: 164

1

28.- CARACTERISTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN

28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo IPC 523


DE: 90

PAG: 164

1

29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA

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

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

III. REQUERIMIENTOS ESPECIFICOS

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

INCLUIDA EN EL CONTRATO

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

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

III.1.12.3.6 Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras terrestres

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

III.1.13. Trabajos con riego

III.1.13.1 Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial






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

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

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

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

III.1.14.4. Cuando se utilicen equipos productores de flama

III.1.14.5. Cuando se utilicen equipos rotatorios

III.1.15 Señalización e identificación de productos y equipos


III.1.15.2 Cuando se construyan obras terrestres

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

III.1.16 Respuesta a emergencias

III.1.16.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato


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

III.1.16.4 Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras marinas

III.1.17 MANUALES

III.1.17.1 Cuando se suministren equipos a PEP

III.2.SALUD OCUPACIONAL

III.2.1 Cuando se especifiquen en los anexos del contrato

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

III.2.3 Ruido en el ambiente laboral

III.2.3.1 Cuando se utilice maquinaria o equipos

III.2.4 Atlas de riesgo

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

III.2.5 Iluminación

III.2.5.1 Cuando se instalen dispositivos de iluminación


DE: 91

PAG: 164

1

III.2.6 Alimentación, hospedaje y control de plagas

III.2.6.1 Cuando se manejen alimentos en instalaciones petroleras

III.2.6.2 Cuando se le arrienden plataformas habitacionales a PEP

III.2.6.3 Cuando se le suministren alimentos a PEP

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

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

III.2.7 Servicio Médico

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

III.3 PROTECCION AMBIENTAL

III.3.1 Estudios de riesgo ambiental


III.3.2 Reporte de cumplimiento ambiental

III.3.2.1

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

III.3.3 Agua

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

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

III.3.3.3 Cuando se efectúen vertimientos o descargas

III.3.3.4 Cuando se usen o aprovechen aguas nacionales

III.3.3.5 Cuando se generen residuos sólidos

III.3.4 Atmósfera

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

III.3.5 Residuos

III.3.5.1 Cuando se generen Residuos

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

III.3.5.3 Cuando se generen residuos peligrosos

III.3.5.4 Cuando se generen residuos en instalaciones petroleras marinas

III.3.5.5 Cuando se generen o manejen residuos

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

III.3.5.7 Cuando se generen o se manejen residuos

III.3.5.8 Cuando se arrojen residuos alimenticios al mar

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

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

III.3.6 Ruido

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

III.3.7 Seguros contra daños ambientales

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

III.3.8 Planes de contingencia ambiental


III.3.9 Auditorias ambiéntales

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

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

29.2.- Relación de procedimientos básicos y críticos

Numero de Procedimiento

Descripción

223-21100-PO-411-073 Procedimiento para seleccionar barrenas triconicas

223-21100-PO-411-074 Procedimiento para seleccionar barrenas de cortadores fijos PDC

223-21100-PO-411-076 Procedimiento para determinar la optimizacion de la hidráulica.

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


DE: 92

PAG: 164

1

223-21100-PO-411-019 Procedimiento para la introducción de aparejo de producción

223-21100-PO-411-091 Procedimiento para la intalacion de CSC

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


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

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

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

223-2110-PO-411-111 Procedimiento para perforar bajo balance

223-21100-PO-411-114 Procedimiento para lavado del pozo

223-21100-PO-411-150 Procedimiento para meter y sacar tubería

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

223-21100-PO-411-154 Procedimiento para meter tubería de revestimiento

223-21100-PO-411-200 Procedimiento para cementaciones de tubería de revestimiento corrida

223-21100-PO-411-201 Procedimiento para cementaciones de tubería de revestimiento superficiales con niple de sellos

223-21100-PO-411-202 Procedimiento para cementaciones de tubería de revestimiento complementos

223-21100-PO-411-203 Procedimiento para cementaciones de tubería de revestimiento cortas

223-21100-PO-411-244 Procedimiento para eectuar disparos de producción

223-21100-PO-411-247 Procedimiento para la toma de registro cbl-vdl-gr-ccl en agujero entubado.

223-21100-PO-411-248 Procedimiento para la toma de registro de coples en agujero entubado en pozos con equipo.

223-21100-PO-411-249 Procedimiento para la toma de registro desviación-calibracion(dr-cal) en pozos con agujero descubierto

223-21100-PO-411-251 Procedimiento para la toma de registro litodensidad-neutron con rayos gamma en agujero descubierto.

223-21100-PO-411-252 Procedimiento para la toma de registro nuetron-compensado-rayos gamma en agujero descubierto.

223-21100-PO-411-249 Procedimiento para la toma de registro desviación-calibracion(dr-cal) en pozos con agujero descubierto

223-21100-PO-411-251 Procedimiento para la toma de registro litodensidad-neutron con rayos gamma en agujero descubierto.

223-21100-PO-411-252 Procedimiento para la toma de registro nuetron-compensado-rayos gamma en agujero descubierto.

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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



DE: 93

PAG: 164

1

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


DE: 94

PAG: 164

1

30.- PROGRAMA DE TERMINACION

30.1.- Objetivo

Objetivo de la terminación

Obtener producción comercial de hidrocarburos de las calizas fracturadas de la Formación Cretácico Superior, a través de un pozo direccional con ángulo máximo 36.44° (direccional tipo “J”) hasta 5948 mdbmr (5447 mvbnm), con aparejo de producción 3 ½” y equipado con Sensor de Presión y Temperatura + Válvula de Tormenta

30.2.- Características de la Formación

Formación Litología Arcilla

(%)

(%)

Sw (%)

Perm. (md)

KS Areniscas y lutitas intercaladas <75 10 - 28 99 0.04 - 50

*Valores referenciales promedio tomados de análisis petrofísico del grupo VCD

30.3.- Información Estimada del Yacimiento

Pozo Intervalo Formación Litología

(%) Hidrocarburo

Producción (bpd/mmpcd)

Temp. (°C)

Presión (psi)

% Mol

H2S CO2

PC-133 6040-6515 KI ----- Gas/

Condensado 2,069-2.42 ---- 6,541 (⅜”) 3.0 0.2

PC-108 5475-5491 5565-5572 5560-5578

KS Dolomias y

Calizas fracturadas

Gas/ Condensado

1,510-1.02 ---- 1,500 (⅜) ---- ----

PC-105A Agujero

descubierto 5930-6188

JSK-JST Dolomias Gas/

Condensado 14,234-5.0 155

15,357 P. estática

1.52 2.39

PC-115 5901-5998 KI ---- Gas/

Condensado 10,030-7.0 155

15,642 P. estática

0.0 0.86

Nota: Información de pozos de correlación, producción inicial.

30.4.- Fluidos Esperados

Gastos RGA Temp Presión yac. % Mol

Aceite (bpd) Gas

(mmpcd) Agua (bpd)

m3/ m3 (°C) (psi) H2S CO2

1500 0.98 0 70 - 90 155 9,527.4 psi @ 5188 mvbnm

1.87 1.71

Nota: Valores referenciales fueron tomados de Análisis de productividad, B. U. y pozos de correlación


DE: 95

PAG: 164

1

30.4.1.- Fluidos aportados pozo de correlación

30.4.2.- Comportamiento de presión campo Puerto Ceiba


DE: 96

PAG: 164

1

30.5.- Sistema de Explotación

El mecanismo de explotación de acuerdo a las presiones esperadas será fluyente natural.

30.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Producción

Las tuberías de explotación serán de 9 ⅝”, 7” y Liner de 5”, el aparejo de producción recomendado de

acuerdo al análisis de productividad será de 3 ½” y equipado con sensores de presión y temperatura. Existe evidencia en los campos análogos y por correlación de la presencia de gases amargos, Por lo cual se considera en el diseño, los factores de temperatura y profundidad, para definir la distribución de tubería, que requieren que sean de material resistente la corrosión.

30.7.- Fluidos de Terminación

Tipo Descripción Dens.(gr/cm) aditivos Observaciones

Terminación Agua filtrada 1.0 libre de sólidos Menor de 25 NTU o contenido de sólidos

menor al 0.2% en el fluido de retorno.

Inducción Nitrógeno 0.81 g/mt ---- Inducción de pozo.


DE: 97

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1

30.8.- Perfil de Presión y Temperatura Estimada

30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación

PROFUNDIDAD (mv)

POZO TEMPERATURA

(°C) PRESION DE

FONDO (kg/cm2) DATO

5,200 Puerto Ceiba 153 ---- 1.59 RPFC 09/10/06

5,580 Puerto ceiba 115 141.66 673.72 RPFC 19/08/11

5,500 Puerto ceiba 108 137 109.30 RPFC 04/02/12

3,200 Puerto ceiba 107 137.88 267.47 RPFF 31/05/08

5,600 Puerto ceiba 105A ---- 688.27 RPFF 04/11/05

30.8.2.- Registros de Presión de Fondo (pozos de correlación)


DE: 98

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1

30.8.3.- Análisis de Productividad (Análisis Nodal)


DE: 99

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1

30.8.4.- Resumen de Análisis de productividad estimada para pozo

Nota: El análisis nodal muestra con las condiciones actuales del yacimiento, con un corte de agua (Fw) de 4%, RGA de 70 – 100 m3/m3 en condiciones fluyentes. Aparejo de producción de 3 ½” de diámetro y estrangulador de ¼”; Se estima un gasto de Aceite bruto inicial de 1400 BPD y un gasto de gas de 0.528 MMPCD

30.9.- Registros

REGISTRO INTERVALO

(m) OBSERVACIONES

Giroscópico 5,948 - 0 Definir trayectoria del pozo, se tomara en caso de no haberse corrido durante la perforación.

CBL-VDL-CCL 5777-5948 Registro de cementación.

30.10.- Limpieza de Pozo

Se lavará el pozo con agua filtrada libre de sólidos, menor de 25 NTU de turbidez o contenido de sólidos menor al 0.2% en el fluido de retorno.


DE: 100

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1

30.11.- Diseño del Aparejo de producción

Resis Resis

P.I. Colap

(pg) (pg) (pg) (pg) lb/pie psi psi tubo conex (m) De A

Niple integral 7 1/16" x 3 ½", 10M Vamtop 2.707 2.625 0.3 0 0.3

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 148.0 0.3 148.3

Válvula de tormenta 3.5 5.708 2.562 12.7 S13CR 1.74 148.3 150.0

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 1350.0 150.0 1500.0

Comb 3 ½”, TRC-95,12.7 lb/p (C) x P-110, 9.2 lb/p (P) Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7-9.2 TRC-95 17810 18180 350 350 0.3 1500.0 1500.3

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 TRC-95 12065 12080 246 246 1000.0 1500.3 2500.3

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 P-110 13970 13530 285 285 2900.0 2500.3 5400.3

Comb 3 ½”, P-110, 9.2 lb/p (C) x 12.7 lb/p (P) Vamtop 3.5 3.5 2.992 2.867 9.2-12.7 P-110 13970 13530 285 285 0.3 5400.3 5400.6

N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 33.0 5400.6 5433.6

Mandril porta sensor de Presión y Temperatura 3.5 5.115 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 2.0 5433.6 5435.6

N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5435.6 5454.2

Junta de Expansion (50% abierta), Vamtop (*) 3.5 5.03 2.73 2.625 12.7 P-110 4.6 5454.2 5458.8

2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.75 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5458.8 5477.4

Camisa deslizable 3 ½", tipo CMD Vamtop 3.5 4.52 2.562 2.562 12.7 9Cr 1.3 5477.4 5478.7

2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5478.7 5497.3

Ancla de sellos Ratch-Latch 3 1/2" 3.5 4.59 2.75 2.625 12.7 P-110 0.4 5497.3 5497.7

Empacador hidraulico HPH Recup. para TR 7" 35 lb/pie 7 5.73 2.75 2.625 35-38 A4140 3.0 5497.7 5500.7

N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5500.7 5519.3

Zapata Guia con asiento de canica expulsable, Vamtop 3.5 3.937 2.75 2.625 12.7 P-110 13970 13530 285 285 0.6 5519.3 5519.9

Peso

10,000 psi

DESCRIPCIONdiam OD DI drift

Grado

Tension (lb x

1000)Long

Intervalo

(md)

10,000 psi

Máxima presión diferencial: 10,000

psi

Máxima presión diferencial:

10,000psi

----


10,000psi, temp> 177°C (aflas)

Nota: Se deberá tomar en cuenta que el aparejo de producción es recubierto al igual que los accesorios del mismo. 30.11.1.- Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3 ½”

CONDICIONES DE CARGA FACTOR DE

DISEÑO (PEP)* FS WellCat

PRESION INTERNA 1.125

COLAPSO 1.125

TENSION JUNTA 1.8

TENSION CUERPO 1.5


DE: 101

PAG: 164

1

30.11.2.- Apriete Óptimo

Diám. (Pg)

Grado Peso

(lb/pie) Rosca

D.I. (Pg)

Drift (Pg)

Apriete Opt. (lbs-p)

3 ½” TRC95 12.7 Vamtop 2.750 2.625 5,890

3 ½” TRC95 9.2 Vamtop 2.992 2.867 3,020

3 ½” P110 9.2 Vamtop 2.992 2.867 3,170

3 ½” P110 12.7 Vamtop 2.750 2.625 6,120

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

Resis Resis

P.I. Colap










Peso

10,000 psi


Grado

Tension (lb x

1000)Long

Intervalo

(md)

10,000 psi


psi


10,000psi

----



30.13.- Presiones Críticas durante los Tratamientos

Descripción

Presión en el aparejo de producción (psi) Observaciones

superficie fondo

Inducción 0 0 Considerando aparejo vacío.

Prueba admisión * 8,500 Ps+ Ph Fluido de admisión agua + Bache KCl2. (respaldar la T.R.)

Estimulación * 9,500 Ps+ Ph Fluido de estimulación HCL al 15% + N2 (respaldar la T.R.)

Producción ~5,000 Pwf -------

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


DE: 102

PAG: 164

1

30.14.- Diseño de Disparos

OPCIÓN TIPO Y

DIÁMETRO E PISTOLAS

DENSIDAD (c/m)

FASE (grados)

PENETRACIÓN (pg)

DIÁMETRO ORIFICIO

(pg) SKIN

TIPO EXPLOSIVO

TEMP TRABAJO (°C)

TÉCNICA DE DISPARO OBSERVACIONES

1 PJO 2” 20 60° 7.57” 0.15” 6 HMX 185 Bajo balance En seno de fluido limpio 2 PJ 2” 20 60° 6.06” 0.28” 6 HMX 185 Bajo balance

30.15.- Diseño De Estimulaciones

El diseño de la estimulación estará sujeto a las condiciones reales observadas de los fluidos de la formación aportados y recuperados durante el trabajo de inducir el pozo. El tipo y volumen de fluido requerido para la estimulación del pozo debe ser definido en forma conjunta con la UNP

30.16.- Conexiones Superficiales de control

30.16.1.- Descripción General del Árbol de Producción

DESCRIPCIÓN GENERAL ARBOL PROD´N

20 ¾” 3M x 13 ⅝” 10M x 11” 10 M x 11” 10M x 3 1/16” 10M x 2 1/16” 10M, Medio Árbol


DE: 103

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1

30.17.- Resumen de terminación de Pozo de Correlación

Puerto Ceiba 108


DE: 104

PAG: 164

1

Puerto Ceiba 105A


DE: 105

PAG: 164

1

Puerto Ceiba 133


DE: 106

PAG: 164

1

Puerto Ceiba 155


DE: 107

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1

30.18.- Programa de Intervención

No. Actividad Global Actividad Especifica-Descripción de la operación Tiempo estim (hrs.)

Tiempo (dias)

Tiempo acum. (días)

ACTIVIDADES PREVIAS A LA TERMINACIÓN

1 RECONOCER

P.I.

Reconocer BL 5” y Profundidad interior (P.I.)

Con bna. Triconica 5 ⅞” reconocer BL 5” a ± 4200 md (18 lbs/pie, ID=4.276”, Drift =

4.151”), circulara a taza controlada y sacar a superficie.

Con molino 5⅞”, para T.R. de 7” (35 lbs/pie, ID= 6.004”, Drift= 5.879”) reconocer P.I. a ±5,920 m. Con preventor cerrado probar integridad y hermeticidad de T.R. de

9⅞” y Liner 7”, con fluido de control E.I. =1.00 gr/cc y 105 kg/cm². Sacar molino a

superficie con circulación a taza controlada.

Resistencia a la P. Int. TR 7”, 35#/p, TRC- 95 = 11,830 psi (80%= 9,464 psi)

24 1.0 1.0

INICIO DE LA TERMINACION

2 ESCARIAR

T.R´s

Con Niple de aguja 3½” y sarta equipada con cepillos y escariadores en cascada, para T.R. de 7”:

Reconocer y Escariar:

a) En T.R. 7” (35 lbs/p, Id= 6.004”, Drift= 5.879”) hasta la profundidad de ±5,920md (P.I.) y sacar a superficie.

3 LAVAR POZO

a) Con Niple de Aguja y sarta equipada escariadores en cascada para T.R´s 7” y 5” reconocer a +/- 5,920md (P.I.) y efectuar desplazamiento del fluido de control E.I. 1.00 gr/cc por agua filtrada libre de sólidos, lavar pozo, circulando con gasto máximo permisible hasta obtener 25 NTU, recuperar baches lavadores a superficie, colocar bache de ± 3 m3 KCl frente a intervalo de interés.

b) Observar pozo y sacar N.A. y herramientas de limpieza, a superficie.

c) Sacar tubería de trabajo TxT.

72 3.0 4.0

4 REGISTROS

Registro de cementación y coples. a) Con Unidad de Registros, tomar registro sónico de cementación (CBL-VDL-GR-

CCL) desde 5,777 a 5,948md (Escala 1/500 y el de Coples 1/200). b) Tomar registro Giroscópico, en caso de no haber tomado durante la perforación.

(5948 a 0md).

Nota: Dependiendo de la evaluación de la calidad del cemento se definirá cualquier trabajo de corrección de cementación primaria.

48 2.0 6.0


DE: 108

PAG: 164

1

5 INTRODUCIR APAREJO DE PRODUCCIÓN

Asegurar hermeticidad y control del pozo, verificar las dimensiones (I.D’s, O.D’s, longitudes) y compatibilidad de conexiones de todas las herramientas y accesorios a introducir el aparejo de producción de 3½” con empacador Integral hidráulico tipo HPH para T.R. de 7”, 35lb/pie a +/- 5500md + Sensor de P y T + Válvula de Tormenta, con llave hidráulica y apriete computarizado, midiendo y calibrando los accesorios y tramos de T.P., siguiendo las consideraciones abajo señaladas y de acuerdo a la siguiente distribución:

Resis Resis

P.I. Colap



N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 148.0 0.3 148.3


N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 1350.0 150.0 1500.0


N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 TRC-95 12065 12080 246 246 1000.0 1500.3 2500.3

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 P-110 13970 13530 285 285 2900.0 2500.3 5400.3


N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 33.0 5400.6 5433.6


N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5435.6 5454.2


2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.75 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5458.8 5477.4


2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5478.7 5497.3



N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5500.7 5519.3


Peso

10,000 psi


Grado

Tension (lb x

1000)Long

Intervalo

(md)

10,000 psi


psi


10,000psi

----



(*) Longitud cerrada 5.57m, longitud abierta 10.17m, longitud de carrera 4.56m (15 pies).

Consideraciones durante la Introducción:

a. Velocidad máxima recomendada para bajar el empacador y T.P. ± 9.2 m/min.

b. Verificar el número de pernos para expulsar el asiento de canica. (8 pernos @ 4,750 lbf= ± 5,500psi).

c. Evitar girar la tubería.

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

e. Introducir junta de expansión 50% abierta.

f. Tomar las medidas correspondientes de introducción del Sensor de Presión y Temperatura (ver en anexo del procedimiento) a igual que para la introducción de

60 2.5 8.5


DE: 109

PAG: 164

1

la Válvula de tormenta.

g. Aplicar apriete a las conexiones con el óptimo recomendado.

h. Calibrar aparejo de T.P. 3½” de 12.7 lbs/p con 2½” hasta el extremo del aparejo.

Efectuar ajuste y anclaje del empacador:

i. Ajustar profundidad de anclaje a ± 5,075md.

j. Instalar colgador integral en T.P. 3½” (11” 10M x 2 1/16” 10M, 2 1/16” 10M psi., 12.7 lbs/p TRC-95, Vamtop) verificar apriete con dinamómetro.

k. Bajar colgador integral para verificar elevación mesa rotaria y que la bola colgadora llegue a su nido (sin cargar peso del aparejo).

l. Con U.L.A., calibrar aparejo de producción con herramienta de 2½” hasta el extremo.

m. Levantar 15 pies, (50% de la carrera de las juntas de expansión), romper circulación a bajo gasto (± 10 bls.) Para limpiar la zona de anclaje del empacador.

n. Arrojar canica 1½” y esperar a que por gravedad llegue y se aloje en el asiento expulsable.

Nota: NO se debe bombear fluidos para acelerar el viaje de la canica ya que podría dar como resultado anclaje deficiente del empacador.

o. Efectuar anclaje del empacador aplicando ±4,500psi y expulsar el asiento de canica con 5,500psi.

p. Aplicar 2,000 psi por E.A. (por etapas de 500psi) para probar efectividad del sello del empacador y para comprimir el sistema de empaques.

q. Antes de empezar a represionar para anclar el empacador, se debe verificar el nivel del pozo y en caso de ser necesario completar con fluido de empaque.

r. Mantener represionando E.A. con 2,000psi y observar TP por 10min. Para asegurar la hermeticidad del empacador.

s. Sentar bola colgadora en nido del cabezal de producción 11”, 10M y apretar yugos.

Nota- Verificar presiones en T.P. y espacio anular, depresionar T.P. y espacio anular a cero. Verificar hermeticidad del empacador y del sistema represionado por directo con 5,000psi por 10min. y observando el anular depresionar por etapas T.P.

6 CALIBRAR

Con ULA calibrar aparejo de producción 3 ½” (drift mínimo del aparejo 2.562”, en camisa de circulación), utilizando barra calibradora 2 ½” para verificar paso libre de herramientas, simulando la longitud de la pistola (long. máxima recomendada 6m por corrida), para la formación K.S.

12 0.5 9.0


DE: 110

PAG: 164

1

7

INSTALAR CSC

ELIMINAR BOPS E INSTALAR MÉDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS Y CSC: a) Eliminar campana, línea de flote, charola ecológica, cabeza rotatoria y conjunto de

preventores. b) Instalar medio árbol de válvulas (11” x 3 1/16” 10M x 2 1/16” 10M) y líneas

superficiales de control. c) Recuperar válvula “H”.

Efectuar las pruebas de C.S.C. con 8,000 psi.

48 2.0 11.0

8 DISPARAR

Con U.L.A., calibrar aparejo de producción 3½” (Drift TP= 2.992” - 2.625”), utilizando barra calibradora 2¼” para verificar paso libre de herramientas (realizar viaje preliminar simulando diámetro de pistola 2⅛” ya disparada y con longitud de la pistola de ~6mts por bajada) para formación KS.

a) Disparar intervalo prospectivo en formación KS (seleccionados de acuerdo a interpretación de registro), utilizando pistolas entubadas 2” High Shot Density, Power Jet Omega, F- 60°, 20 c/m.

b) Represionar T.P. en caso de ser necesario.

c) Observar el comportamiento del pozo.

Notas:

Con pozo lleno de agua y datos de yacimiento, la presión esperada al disparo:

Yacimiento

objetivo

Presión Yac.

Estimada

(psi)

Profundidad

(mv)

Presión Hid.

(psi)Fluido term.

Diferencial

Presión (psi)

MIOCENO 9,527 5,188 7,377 Agua 2,150

NOTA: Se deberá en caso necesario, considerar aligerar la columna hidrostática al momento del disparo, para ayudar al yacimiento teniendo un diferencial de presión a favor de la formación al momento del disparo, considerando que tenemos una K: 0.04-50md

Diferencial de presión ideal a favor de la formación.

Tabla de guia de diseño (disparos de producción)

De acuerdo a Temperatura real del pozo, se deberá ajustar el explosivo a HMX.

Intervalo a definir con los registros eléctricos tomados durante la perforación

48 2.0 13.0


DE: 111

PAG: 164

1

9 EVALUA

INTERVALO

APERTURA DEL POZO Y DEFINICIÓN DEL INTERVALO FORMACION KS.

Consideraciones: (de manifestar presión en superficie).

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

En caso de aportar aceite y gas:

Evaluar comportamiento del pozo.

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

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

En caso de Inducir pozo:

Bajar tubería flexible 1½” por etapas de 500m desplazando el agua por nitrógeno hasta la profundidad de inducción del pozo (extremo del aparejo 5520md), monitoreando los fluidos producidos.

Al momento de observar ganancia del fluido, sacar la tubería flexible.

A pozo cerrado recuperar tubería flexible a superficie.

Abrir pozo y pasar a la presa de quema, desalojando productos y agua.

Al aportar aceite y gas, observar y definir.

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

Si el pozo no produce con el potencial esperado, recuperar gradientes y muestras de fondo.

Nota: De acuerdo a los resultados de los registros y análisis de las muestras tomados, se definirán las acciones a seguir, tales como: Disparar o redisparar, realizar tratamientos de: limpieza, estimulación ó fracturamiento hidráulico, entre otros.

En caso de no observar aportación del pozo:

Con U.A.P., Efectuar prueba de admisión, si la prueba de admisión al intervalo disparado, es mayor a 8500 psi, colocar con UTF 3m³ de HCL 7.5% y repetir prueba, observar y definir.

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

Sacar tubería flexible a superficie.

De ser necesario efectuar estimulación de limpia.

Recuperar gradientes y muestras de fondo: (con U.L.A.).

Realizar prueba de Presión – Producción al intervalo.

En caso de aportar agua salada:

Abandonar el intervalo disparado en la formación KS y probar siguiente intervalo, que se definirá de acuerdo la interpretación de los registros geofísicos a tomar

60 2.5 15.5


DE: 112

PAG: 164

1

durante la perforación del pozo e indicaciones del Activo.

Analizar resultados con graficas de análisis Stiff.

10 EVALUA

INTERVALO

TRATAMIENTO DE LIMPIEZA:

Efectuar tratamiento de limpieza a la formación, previa prueba de admisión, considerando un volumen equivalente a tener penetración de 3 pies en forma radial.

Consideración previa al tratamiento:

a) Efectuar pruebas de laboratorio de compatibilidad y cinética de reacción fluido producido-sistema acido.

b) Efectuar limpieza del aparejo de producción para eliminar incrustaciones de fierro y capas de óxido en la superficie de la tubería.

c) Bombear 5m³ de HCl al 7.5% con inhibidor de corrosión a un gasto de 1 bpm, hasta el extremo del aparejo.

d) Recuperar el bache en superficie con energía propia del yacimiento; de ser necesario utilizar tubería flexible.

Observaciones:

Fluir pozo hasta su limpieza, utilizando inicialmente estranguladores pequeños, posteriormente fluir de acuerdo a la presión observada en T.P.

Evaluar tratamiento.

En caso de no fluir abandonar intervalo conforme a procedimiento.

24 1.0 16.5

11

EVALUA INTERVALO

LAVADO E INDUCCIÓN DEL POZO

Meter tubería flexible 1½” a ± 5,020md, extremo del aparejo, lavando pozo con agua de pH-11.

Levantar flexible a ± 1,000 m y bajar desplazando fluidos del pozo con agua nitrogenada a la profundidad de inducción del pozo (extremo de aparejo 5520md), monitoreando los fluidos producidos.

Sacar tubería flexible a superficie.

24 1.0 17.5

12 EVALUA

INTERVALO

TRATAMIENTO DE LIMPIEZA (ESTIMULACION MATRICIAL) Efectuar tratamiento de limpieza a la formación en agujero descubierto, previa prueba de compatibilidad y cinética de reacción con los fluidos producidos y el sistema acido, considerando un volumen equivalente a tener penetración de 3 pies en forma radial.

24 1.0 18.5

13

EVALUA INTERVALO

TOMA DE REGISTROS

Efectuar pruebas de presión - producción (curva de incremento - decremento), con la finalidad de determinar el daño, la permeabilidad, la capacidad productiva y el potencial de flujo del pozo, realizando mediciones por diferentes estranguladores, registrando presión y temperatura de fondo. (Pendiente por el activo definir prueba).

Entregar pozo.

36 1.5 20.0

TIEMPO UN INTERVALO EN FORMACION KS = 20 DIAS Nota: Este programa está sujeto a cambios durante su desarrollo RECUBRIMIENTO DE APAREJO: Se deberá utilizar un recubrimiento especial en las herramientas introducidas al aparejo de producción evitando el daño al mismo.


DE: 113

PAG: 164

1

30.19.- Estado Mecánico Propuesto

Resis Resis

P.I. Colap



N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 148.0 0.3 148.3


N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 1350.0 150.0 1500.0


N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 TRC-95 12065 12080 246 246 1000.0 1500.3 2500.3

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 P-110 13970 13530 285 285 2900.0 2500.3 5400.3


N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 33.0 5400.6 5433.6


N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5435.6 5454.2


2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.75 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5458.8 5477.4


2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5478.7 5497.3



N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5500.7 5519.3


Peso

10,000 psi


Grado

Tension (lb x

1000)Long

Intervalo

(md)

10,000 psi


psi


10,000psi

----



(*) Longitud cerrada 5.57m, longitud abierta 10.17m, longitud de carrera 4.56m (15 pies).


DE: 114

PAG: 164

1

30.20.- Requerimiento de Equipos, Materiales y Servicios

30.20.1.- Equipos

Descripción Observaciones

EQUIPO IPC-523 Sacar y Meter Aparejos de trabajo y definitivo

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

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

UNIDAD DE REGISTROS Registro de cementación, giroscópico, Disparar intervalos

U. DE PRUEBAS HIDRAULICAS

Probar CSC, Cabezal, Preventor y Árboles

UNIDAD DE NITROGENO Desplazar fluidos

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

EQUIPO DE MEDICION Aforo y medición

30.20.2.- Materiales y Servicios

CANT U.M. DESCRIPCIÓN RESPON-

SABLE

1500 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” TRC95, 12.7 LBS/FT, VAMTOP UNP

1000 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” TRC95, 9.2 LBS/FT, VAMTOP UNP

2900 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” P110, 9.2 LBS/FT, VAMTOP UNP

120 M ADQUISIÓN DE TP 3 ½” P110, 12.7 LBS/FT, VAMTOP UNP

1 PZA ADQUISICIÓN DE ½ ARBOL DE VALVULAS UNP

1 SERV PRUEBAS HIDRAULICAS UNP

1 SERV RENTA DE GEOMEMBRANA UNP

20 DIAS RENTA DE TRAILER HABITACION UNP

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

UNP

1 SERV AGUA Y HIELO UNP

1 SERV ASESORIA DE SEGURIDAD UNP

2 SERV TRANSPORTE DE FLUIDOS ACTIVO

2 SERV BOMBEO DE N2 UNP

1 SERV TOMA DE REGISTRO UNP

1 PZA ZAPATA GUÍA CON ASIENTO DE CANICA EXPULSABLE UNP

1 PZA EMPACADOR INTEGRAL HPH RECUPERABLE 35-38 lb/ft TR 7” UNP

1 PZA ANCLA DE SELLOS RATCH LACH 3½" UNP

1 PZA JUNTA EXPANSIÓN CONEXIÓN 3½” 12.7 LBS/FT UNP

1 PZA MANDRIL CON SENSORES DE PRESION Y TEMP.DE 3½” p/TR 7”, 35 LBS/FT ACTIVO

1 PZA VALVULA DE TORMENTA 3½”, 10M ACTIVO

1 PZA NIPLE INTEGRAL, PARA COLGAR TP 3½” UNP

1 SERV INSPECCION DE ARBOL DE VALVULAS UNP


DE: 115

PAG: 164

1

30.21.- Costos Estimados de la Terminación


DE: 116

PAG: 164

1

30.21.1.- Costo Integral de la Intervención

30.21.2.- Tiempo de Terminación


DE: 117

PAG: 164

1

30.22.- Procedimientos Operativos

Número de Procedimiento

Descripción

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


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

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

223-21100-PO-411-107 Procedimiento para reconocer la boca de Liner (B.L.) Con tapón de cemento y/o retenedor.

223-21100-PO-411-109 Procedimiento para escariar T.R.

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

223-21100-PO-411-112 Procedimiento para reconocer boca de TR corta (Liner) y profundidad interior (P.I.)

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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

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


DE: 118

PAG: 164

1

31.- ANEXOS

ANEXO A: Geopresiones

Prof. Prof. Grad. Poro

Grad. Colapso

Inicio Perdida

Fractura Total


Grad. Colapso

Inicio Perdida

Fractura Total

MD TVD gr/cc gr/cc gr/cc gr/cc MD TVD gr/cc gr/cc gr/cc gr/cc

80 80 1.03 0.00 1.46 1.57 1190 1190 1.03 1.18 1.72 2.30

110 110 1.03 0.09 1.50 1.65 1220 1220 1.03 1.14 1.73 2.31

140 140 1.03 0.39 1.53 1.82 1250 1250 1.03 1.06 1.73 2.35

170 170 1.03 0.63 1.55 1.89 1280 1280 1.03 1.11 1.73 2.33

200 200 1.03 0.76 1.57 1.92 1310 1310 1.03 1.15 1.73 2.34

230 230 1.03 0.82 1.59 1.93 1340 1340 1.03 1.20 1.73 2.34

260 260 1.03 0.93 1.60 1.96 1370 1370 1.03 1.11 1.74 2.36

290 290 1.03 0.92 1.61 1.98 1400 1400 1.03 1.18 1.74 2.36

320 320 1.03 0.96 1.62 2.00 1430 1430 1.03 1.16 1.74 2.38

350 350 1.03 1.01 1.63 2.02 1460 1460 1.03 1.09 1.74 2.38

380 380 1.03 1.10 1.63 2.01 1490 1490 1.03 1.07 1.74 2.38

410 410 1.03 1.06 1.64 2.04 1520 1520 1.03 1.17 1.74 2.38

440 440 1.03 1.06 1.64 2.05 1550 1550 1.03 1.08 1.75 2.42

470 470 1.03 1.13 1.65 2.06 1580 1580 1.03 1.10 1.75 2.41

500 500 1.03 1.20 1.66 2.06 1610 1610 1.03 1.04 1.75 2.44

530 530 1.03 1.18 1.66 2.08 1640 1640 1.03 1.06 1.75 2.45

560 560 1.03 1.16 1.66 2.09 1670 1670 1.03 1.07 1.75 2.45

590 590 1.03 1.22 1.67 2.09 1700 1700 1.03 1.04 1.75 2.46

620 620 1.03 1.11 1.67 2.12 1730 1730 1.03 1.07 1.75 2.47

650 650 1.03 0.54 1.68 2.11 1760 1760 1.03 1.07 1.76 2.48

680 680 1.03 0.72 1.68 2.21 1790 1790 1.03 1.14 1.76 2.46

710 710 1.03 1.20 1.68 2.15 1820 1820 1.03 1.12 1.76 2.48

740 740 1.03 1.20 1.69 2.16 1850 1850 1.03 0.99 1.76 2.52

770 770 1.03 1.18 1.69 2.17 1880 1880 1.03 0.92 1.76 2.54

800 800 1.03 1.16 1.69 2.19 1910 1910 1.03 1.00 1.76 2.53

830 830 1.03 1.14 1.69 2.20 1940 1940 1.03 1.12 1.77 2.51

860 860 1.03 1.12 1.70 2.22 1970 1970 1.03 1.02 1.77 2.51

890 890 1.03 1.09 1.70 2.23 2000 2000 1.14 1.16 1.81 2.44

920 920 1.03 1.17 1.70 2.23 2030 2030 1.04 1.04 1.77 2.50

950 950 1.03 1.14 1.71 2.24 2060 2060 1.03 1.04 1.77 2.51

980 980 1.03 1.16 1.71 2.25 2090 2090 1.03 1.05 1.77 2.52

1010 1010 1.03 1.01 1.71 2.24 2120 2120 1.03 1.04 1.77 2.54

1040 1040 1.03 1.02 1.71 2.26 2150 2150 1.03 1.03 1.77 2.52

1070 1070 1.03 1.16 1.72 2.28 2180 2180 1.03 1.02 1.77 2.55

1100 1100 1.03 1.13 1.72 2.29 2210 2210 1.03 1.02 1.78 2.56

1130 1130 1.03 1.14 1.72 2.29 2240 2240 1.03 1.04 1.78 2.56

1160 1160 1.03 1.18 1.72 2.30 2270 2270 1.03 1.07 1.78 2.57


DE: 119

PAG: 164

1


Grad. Colapso

Inicio Perdida

Fractura Total


Grad. Colapso

Inicio Perdida

Fractura Total


2300 2300 1.03 1.11 1.78 2.58 3560 3538 1.61 1.64 2.05 2.59

2330 2330 1.03 1.05 1.78 2.57 3590 3564 1.61 1.64 2.05 2.59

2360 2360 1.03 1.06 1.78 2.57 3620 3590 1.59 1.63 2.04 2.58

2390 2390 1.05 1.11 1.79 2.57 3650 3616 1.62 1.66 2.06 2.58

2420 2420 1.03 1.09 1.78 2.58 3680 3641 1.63 1.66 2.06 2.57

2450 2450 1.06 1.08 1.80 2.57 3710 3665 1.64 1.66 2.07 2.56

2480 2480 1.22 1.27 1.85 2.49 3740 3690 1.63 1.65 2.06 2.56

2510 2510 1.23 1.26 1.86 2.49 3770 3714 1.64 1.66 2.06 2.56

2540 2540 1.25 1.27 1.86 2.49 3800 3738 1.68 1.69 2.08 2.56

2570 2570 1.03 1.07 1.77 2.55 3830 3762 1.70 1.74 2.09 2.56

2600 2600 1.03 1.04 1.75 2.50 3860 3786 1.70 1.68 2.10 2.62

2630 2630 1.07 1.08 1.78 2.52 3890 3810 1.78 1.80 2.21 2.72

2660 2660 1.11 1.20 1.80 2.52 3920 3834 1.72 1.73 2.17 2.70

2690 2690 1.11 1.22 1.80 2.51 3950 3859 1.65 1.67 2.15 2.71

2720 2720 1.09 1.20 1.79 2.51 3980 3883 1.72 1.75 2.17 2.69

2750 2750 1.04 1.16 1.75 2.49 4010 3907 1.70 1.74 2.17 2.69

2810 2810 1.19 1.28 1.84 2.50 4040 3931 1.63 1.65 2.14 2.71

2840 2840 1.15 1.29 1.81 2.49 4070 3955 1.67 1.69 2.15 2.70

2870 2870 1.14 1.18 1.80 2.49 4250 4100 1.66 1.69 2.16 2.75

2900 2900 1.15 1.21 1.81 2.49 4280 4124 1.69 1.72 2.17 2.74

2930 2930 1.12 1.17 1.79 2.48 4310 4148 1.77 1.82 2.20 2.69

2960 2960 1.09 1.13 1.76 2.46 4340 4172 1.91 1.94 2.24 2.62

2990 2990 1.17 1.20 1.81 2.48 4370 4196 1.73 1.75 2.18 2.72

3020 3020 1.25 1.36 1.86 2.49 4400 4221 1.76 1.78 2.19 2.72

3050 3050 1.34 1.40 1.91 2.50 4430 4245 1.71 1.73 2.18 2.75

3080 3080 1.34 1.38 1.91 2.49 4460 4269 1.74 1.76 2.19 2.72

3110 3110 1.35 1.42 1.91 2.50 4490 4293 1.73 1.75 2.18 2.73

3140 3140 1.35 1.41 1.91 2.51 4520 4317 1.73 1.79 2.18 2.71

3170 3169 1.35 1.42 1.94 2.55 4550 4341 1.74 1.82 2.18 2.69

3200 3199 1.40 1.49 1.96 2.56 4580 4365 1.77 1.81 2.20 2.71

3230 3228 1.42 1.50 1.97 2.56 4610 4390 1.74 1.77 2.19 2.73

3260 3258 1.40 1.49 1.96 2.56 4640 4414 1.78 1.86 2.19 2.69

3290 3287 1.47 1.50 1.99 2.55 4670 4438 1.74 1.80 2.18 2.70

3320 3316 1.46 1.49 1.98 2.56 4700 4462 1.70 1.73 2.17 2.73

3350 3345 1.46 1.49 1.99 2.57 4730 4486 1.69 1.75 2.16 2.74

3380 3373 1.51 1.54 2.01 2.57 4760 4510 1.78 1.83 2.20 2.70

3410 3401 1.52 1.55 2.01 2.58 4790 4534 1.81 1.86 2.21 2.69

3440 3429 1.55 1.58 2.03 2.58 4820 4558 1.58 1.63 2.11 2.73

3470 3457 1.57 1.62 2.04 2.59 4850 4583 1.82 1.86 2.21 2.69

3500 3484 1.57 1.59 2.04 2.60 4880 4607 1.69 1.72 2.16 2.72

3530 3511 1.58 1.60 2.04 2.60 4910 4631 1.60 1.63 2.12 2.74


DE: 120

PAG: 164

1


Grad. Colapso

Inicio Perdida

Fractura Total


Grad. Colapso

Inicio Perdida

Fractura Total


4940 4655 1.76 1.78 2.19 2.71 5450 5065 1.77 1.85 2.19 2.69

4970 4679 1.75 1.76 2.18 2.72 5480 5089 1.76 1.78 2.19 2.73

5000 4703 1.77 1.79 2.19 2.70 5510 5114 1.86 1.92 2.23 2.67

5030 4727 1.79 1.80 2.20 2.71 5540 5138 1.81 1.87 2.21 2.70

5060 4752 1.71 1.74 2.17 2.72 5570 5162 1.65 1.75 2.13 2.70

5090 4776 1.68 1.73 2.16 2.72 5600 5186 1.69 1.78 2.15 2.70

5120 4800 1.57 1.62 2.10 2.73 5630 5210 1.76 1.82 2.19 2.71

5150 4824 1.93 1.37 2.28 2.84 5660 5234 1.75 1.82 2.18 2.71

5180 4848 1.93 1.39 2.28 2.83 5690 5258 1.59 1.69 2.10 2.71

5210 4872 1.93 1.42 2.28 2.83 5720 5283 1.49 1.51 2.05 2.73

5240 4896 1.93 1.49 2.28 2.83 5750 5307 1.34 1.46 2.05 2.85

5270 4921 1.66 1.33 2.18 2.92 5780 5331 1.00 0.85 2.10 3.50

5300 4945 1.62 1.72 2.12 2.71 5810 5355 1.00 0.85 2.12 3.52

5330 4969 1.65 1.70 2.13 2.69 5840 5379 1.00 1.10 1.94 2.97

5360 4993 1.70 1.78 2.15 2.70 5870 5403 1.00 0.83 2.04 3.40

5390 5017 1.61 1.61 2.13 2.77 5900 5427 1.00 0.83 2.07 3.46

5420 5041 1.76 1.84 2.18 2.69 5930 5451 1.00 0.74 1.61 2.87


DE: 121

PAG: 164

1

ANEXO B: Diseño de Tubería de Revestimiento

B.1. - Resumen

B.2.- TR 20”


DE: 122

PAG: 164

1

B.3.- TR 13 ⅜”


DE: 123

PAG: 164

1

B.4.- TR 11 ¾”


DE: 124

PAG: 164

1

B.5.- TR 9 ⅞” Complemento


DE: 125

PAG: 164

1


DE: 126

PAG: 164

1

B.6.- TR Corta 9 ⅞”


DE: 127

PAG: 164

1

B.7.- TR Corta 7”


DE: 128

PAG: 164

1

B.8.- TR Stub 7”


DE: 129

PAG: 164

1

ANEXO C: Fichas Técnicas de Barrenas

C.1.- Barrena 26”


DE: 130

PAG: 164

1

C.2.- Barrena 17 ½”


DE: 131

PAG: 164

1


DE: 132

PAG: 164

1

C.3.- Barrena Ampliadora 12 ¼” x 14 ¾” con Barrena Piloto 8 ½”


DE: 133

PAG: 164

1

C.4.- Barrena Ampliadora 10 ⅝” x 12 ¼” con Barrena Piloto 8 ½”


DE: 134

PAG: 164

1


DE: 135

PAG: 164

1

C.5.- Barrena 8 ½”


DE: 136

PAG: 164

1

ANEXO D: Selección de Cabezal y Medio Arbol - API 6A (16º Edición)

Diagrama 1

RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 100 ppm = ( (1.589) (Fracción Mol de H2S) (Q) )

0.6258

RADIO DE EXPOSICIÓN (RDE) @ 500 ppm = ( (0.4546) (Fracción Mol de H2S) (Q) ) 0.6258

Q : Volumen máximo determinado como disponible para descarga, en pies cúbicos por día. Fracción Mol de H2S : Fracción molar de ácido sulfhídrico (%) en la mezcla gaseosa disponible para descarga. RDE: pies. ALTA CONCENTRACIÓN DE H2S: Utilice “si” cuando el valor de RDE @ 100 ppm sea mayor de 50 pies. Si un pozo está localizado en un área donde no hay suficientes datos para calcular el radio de exposición, pero se espera la presencia de H2S, se debe considerar un radio de exposición de 100 ppm de H2S igual a 3000 pies.


DE: 137

PAG: 164

1

1.- Si el radio de exposición de 100 ppm de H2S es mayor de 50 pies a partir de la cabeza del pozo e incluye cualquier parte de un área pública exceptuando un camino público. 2.- Si el radio de exposición de 500 ppm de H2S es mayor de 50 pies a partir de la cabeza del pozo e incluye cualquier parte de un área pública exceptuando un camino público. 3.- Cuando el pozo está ubicado en cualquier área ambientalmente sensible tal como parques, reservas de la vida salvaje, límites de la ciudad, etc. (aplica a equipos terrestres). 4.- Si el pozo está ubicado a menos de 150 pies de una flama abierta. 5.- Si el pozo se localiza a menos de 50 pies de un camino público (se excluye el camino de la localización). 6.- Si el pozo está localizado en aguas estatales o federales. 7.- Si el pozo está localizado dentro o cerca de aguas navegables tierra adentro. 8.- Si el pozo está ubicado cerca de abastecimientos de aguas domésticas superficiales. 9.- Si el pozo está ubicado a menos de 350 pies de cualquier área habitada.

Tabla 1. Clasificación de materiales de cabezales y árbol de válvulas de acuerdo a

sus condiciones de trabajo.

Rangos de temperatura.

Clasificación Mínimo °F Máximo °F

K - 75 180

L - 50 180

P - 20 180

R 40 120

S 0 150

T 0 180

U 0 250

X 0 350

Y 0 650


DE: 138

PAG: 164

1

Tabla 2. Requerimientos generales de materiales (API 6A, 16ª Edición).

Clase de

Material

Árbol de válvulas, Cuerpo,

Bonete y Brida

Partes que controlan presión,

vástagos y colgador de TP

Características del fluido

Presión parcial CO2

(psia)

Presión parcial

H2S (psia)

Fase de gas de prueba

AA Acero al carbono

o de baja aleación

Acero al carbono o de baja aleación

No corrosivo < 7 < 0.05 CH4

BB Acero al carbono

o de baja aleación

Acero inoxidable

Ligeramente corrosivo

7 a 30 < 0.05 5% CO2 y 95%

CH4

CC Acero inoxidable Acero

inoxidable

Moderado a altamente corrosivo

> 30 < 0.05 80% CO2 y 20%

CH4

DD* Acero al carbono

o de baja aleación **

Acero al carbono o de baja aleación

**

Ataque por H2S < 7 > 0.05 10% H2S y 90%

CH4

EE* Acero al carbono

o de baja aleación **

Acero inoxidable **

Lig. corrosivo / Ataque H2S

7 a 30 > 0.05 10% H2S, 5%

CO2 y 85% CH4

FF* Acero inoxidable Acero

inoxidable **

Mode. - altamente corr. /

Ataque H2S > 30 > 0.05

HH* CRA’S ** CRA’S ** Muy corrosivo y

Ataque H2S > 30 > 0.05

10% H2S, 80% CO2 y 10% CH4

* Definido por NACE ** En combinación con NACE

D.1.- Diseño del cabezal de producción y medio árbol

DATOS

Presión Máxima en Superficie (psi): 5688

Temperatura Máxima en Superficie (°C / °F): 41

Contenido CO2 (%Mol): 1.87

Contenido H2S (%Mol): 1.71

Producción aceite (m3/d): 1500

R.G.A. (m3/m3): 380

Producción gas (ft3/d): 0.98

DETERMINACIÓN DE ESPECIFICACIONES

Presión Parcial CO2: %Mol * Presión sistema / 100 106.4

Presión Parcial H2S: %Mol * Presión sistema / 100 97.3

Alta concentración de H2S (Si / No) Si

Cercanía Crítica (Si / No) Si

Nivel de Especificación (PSL): (Del diagrama de flujo 1) PSL-3

Clasificación: (Tabla 1) U


DE: 139

PAG: 164

1

Requerimientos del Material (Tabla 2) FF

ANEXO E: Diseño del Aparejo de Producción, WellCat

E.1.- Selección de acero

E.2.- Aparejo de producción TP 3 ½”, TRC-95/ P-110, 12.7-9.2#/P, Vamtop


DE: 140

PAG: 164

1

E.3.- Factores de seguridad y esfuerzos a los que se somete el aparejo de producción

E.4.- Envolvente de esfuerzos a los que se somete el aparejo de producción

Seccion 1: 3 ½” TRC-95, 12.7lbs/p,



DE: 141

PAG: 164

1


Seccion 1: 3 ½” TRC-95, 12.7lbs/p

E.5.- Diferenciales de Presión y Temperatura en TP Diferencial de presión


DE: 142

PAG: 164

1

Diferencial de temperatura

E.6.- Movimiento del aparejo


DE: 143

PAG: 164

1

ANEXO F: Diseño Nodal (WEM)


DE: 144

PAG: 164

1

ANEXO G: Accesorios del Aparejo de Producción


DE: 145

PAG: 164

1

EMPACADOR INTEGRAL RECUPERABLE “HPH”, TR 7” 35 lbs/pie

Diseño único debido a sus características específicas de sus cuñas, hules y método de desanclaje y recuperación.

Posee cuñas para alta presión de una sola pieza, diseño patentado por Halliburton que distribuye los esfuerzos sobre la tubería de revestimiento reduciendo el riesgo de daños a la misma.

El diseño del sistema de elementos de hule del empacador permite que se obtenga un sello confiable y hermético en ambientes de altas temperaturas y presiones.

Aplicaciones:

Pozos de altas temperaturas, ambientes corrosivos, pozos desviados.

Terminaciones en donde moler un empacador involucra riesgo.

Pozos en donde la tubería de revestimiento no puede sostener deformaciones.

Terminaciones integrales de un solo viaje para disminuir los tiempos de operación.

Beneficios:

No se requiere moler el empacador para su recuperación.

Altos rangos de presión diferencial y temperatura.

No daña la tubería de revestimiento debido al diseño de sus cuñas.

Máximo sello a altas temperaturas y presiones debido a los hules reforzados y soportes de metal.

Diseñado para disminuir los tiempos de una terminación y reparación ya que puede ser anclado en un solo viaje y recuperado sin necesidad de moler.

PROCEDIMIENTO OPERATIVO PARA LA RECUPERACION DEL APAREJO DE PRODUCCION CON EMPACADOR INTEGRAL RECUPERABLE MOD. “HPH” 7⅝” RECUPERACION DE APAREJO DE PRODUCCIÓN

Calcular el peso de la sarta en base al fluido de control en el pozo.

Levantar la sarta observando la apertura de la junta de expansión y tensionar 2 tons. sobre su peso.

Girar la sarta 20 vueltas a la derecha para desconectar el ancla de sellos (Ratch - Latch) del empacador.

Sacar aparejo de producción a superficie revisando todos los accesorios que lo integran. DESANCLAJE Y RECUPERACION DEL EMPACADOR Bajar con pescante (Retrieving Tool) conexión caja 2 7/8” 8 hrr Part. No. 12OO1487 y tubería de trabajo equipada con un martillo

hidráulico calibrado a 25,000# y que sus golpes sean solo hacia arriba. 1. Bajar y verificar pesos de sarta lo más exacto posible 20 mts. arriba de la profundidad del empacador. 2. Bajar lentamente y conectar en el empacador, cargando de 1 a 2 tons. S.S.P. 3. Tensionar la sarta con 1 a 2 tons. S.S.P. para verificar el agarre del Ratch-Latch. 4. Bajar y cargar +/- 5 tons. observando rompimiento de pernos en el pescante. 5. Tensionar lentamente con 5 tons. observando rompimiento de pernos de liberación del empacador. 6. Continuar tensionando hasta +/- 11 tons. observando rompimiento de los pernos inferiores del pescante. 7. Levantar la sarta lentamente (+/- 5 mts.) verificando el desanclaje del empacador. 8. Bajar 2 mts. para liberar la tensión a nivel del empacador y esperar por lo menos 60 min. para dar tiempo a que los elementos de empaque

(elastómeros) regresen lo mayormente posible a su forma y tamaño originales. Notas:

Si no libera el empacador cargue 5 tons. y espere 5 min. Posteriormente tensione nuevamente y observe si la sarta está libre.

Si las condiciones del pozo lo permiten, bajar y repasar por abajo de la zona donde estuvo anclado el empacador para confirmar su desanclaje.


DE: 146

PAG: 164

1

Sensor de Presión y Temperatura


DE: 147

PAG: 164

1

Procedimiento de Instalacion Sensor de Presión y Temperatura


DE: 148

PAG: 164

1


DE: 149

PAG: 164

1

ANEXO H: Procedimiento de introducción de Tubería Recubierta


DE: 150

PAG: 164

1


DE: 151

PAG: 164

1


DE: 152

PAG: 164

1


DE: 153

PAG: 164

1


DE: 154

PAG: 164

1

ANEXO I: Perforación con Flujo Controlado - MPD (Contingencia)

El objetivo de la técnica MPD en su variante de CBHP, es mantener esta presión de fondo en todo momento durante la perforación. Cuando se detienen las bombas (para realizar conexiones o por otro motivo), se crea un desequilibrio en la presión de fondo el cual puede generar que esta presión se salga del rango determinado por la ventana operativa, generando que se entre en un ciclo de posibles pérdidas, influjos o colapsos. Para eliminar esta posibilidad, la técnica se basa en un principio muy sencillo de manera que cuando se detiene la circulación, el componente dinámico de la densidad equivalente de circulación (ECD), mejor expresado como pérdidas por fricción, se compensa mediante la imposición de una contrapresión en el estrangulador que permite balancear el pozo. El análisis de controlabilidad nos indica los valores de presión en cabeza (WHP) necesarios a aplicar para que la presión de fondo (BHP) se encuentre dentro de la ventana operativa determinada o para realizar algún ajuste necesario en los parámetros correspondientes para cumplir con ciertos criterios establecidos.


DE: 155

PAG: 164

1

Durante la perforación de la etapa de 8 ½” en el Puerto Ceiba 153-A se recomienda utilizar un lodo de perforación de emulsión inversa con densidad en el rango de 0.95-1.0 g/cm3 manteniendo la presión de fondo constante (CBHP). Se recomienda iniciar con lodo 1.0 gr/cm3 y de acuerdo a la grafica Densidad Equivalente de Circulación (ECD) vs Presión en Cabeza (WHP) a Diferentes Gastos de Lodo podemos trabajar con un gasto de bomba en el rango de 360 gpm hasta 425 gpm con el estrangulador franco para mantener una presión de fondo en el orden de 1.02 gr/cm3 a 1.04 gr/cm3 Y en caso de presentarse pérdida de lodo se recomienda bajar densidad punto a punto hasta el rango de 0.95 gr/cc dependiendo de las condiciones del pozo y en caso de que el pozo nos manifieste en presión y/o influjo éste será controlado a través del equipo MPD, logrando trabajar como un bajo balance.


DE: 156

PAG: 164

1

Si de acuerdo al desarrollo de la perforación de este pozo se anticipa pérdida de fluido con una densidad de 1.0 gr/cc, se puede iniciar esta etapa con un lodo de perforación de emulsión inversa con densidad de 0.95 gr/cc con el cual podemos trabajar con un gasto de bomba en el rango de 360 gpm hasta 425 gpm con el estrangulador franco para mantener una presión de fondo en el orden de 0.97gr/cm3 a 0.99 gr/cm3 y en caso de que se requiera una mayor densidad lodo esta puede ser compensada con una contrapresión en superficie a través del estrangulador del equipo MPD, hasta el orden de un gasto de 425 gpm con una contrapresión en de 500 psi para obtener una presión en fondo de 1.05 gr/cc, de acuerdo a los datos de la siguiente tabla. En caso de que el pozo nos manifieste en presión y/o influjo éste será controlado a través del equipo MPD, logrando trabajar como un bajo balance. Para lograr la condición de CBHP se aplicaría una contrapresión (WHP) para compensar las pérdidas por fricción, mantener el ECD estable por efectos de altas temperaturas en fondo y en caso de que se encuentren presiones no esperadas en la formación. En este caso de cambios o inestabilidad del agujero durante el proceso de perforación que requiera la modificación de la presión de fondo (BHP) se utilizará el equipo de estrangulación en superficie para acondicionamiento del sistema y continuar con la perforación, siempre y cuando no se exceda el límite de 1250 psi en cabeza (WHP). En caso de requerir una presión en fondo (BHP) superior a la presión máxima de perforación del estrangulador, se deberá incrementar la densidad del lodo de perforación. Adicionalmente es recomendable la utilización de la herramienta PWD para monitorear la presión de fondo (BHP) de manera constante durante la operación, para así poder detectar con anticipación cualquier variación de este parámetro y nos permita calibrar el modelamiento del flujo y modificar los parámetros pertinentes.


DE: 157

PAG: 164

1

ANEXO J: Acuerdos Taller Perforación en Papel

PRIMERA ETAPA: TR de 20”

ACUERDOS

Se recomienda cada 50 m realizar análisis de CEC y de hinchamiento lineal

Terminar la etapa con una salinidad de 40,000 ppm

Durante la cementación desplazar con fluido base agua

Se recomienda llevar la cima de cemento hasta la superficie, o considerar anillos de cemento

Perforar con una sarta tipo péndulo a 60 ft y una BNA tipo 115 (XR-C, de la cia Smith)

SEGUNDA ETAPA: TR de 13 3/8”

ACUERDOS

Se recomienda un subiendo la densidad cada 200 m hasta llegar a la máxima que será de 1.45 gr/cc

Se recomienda cada 50 m realizar análisis de CEC y de hinchamiento lineal

Se podría usar una barrena tipo 135 para tratar de pasar la zona de arenas abrasivas

Bombear baches de limpieza

Se tomara registro de hidrocarburos desde los 100 m, y adicionar la toma del registro Sonico Dipolar y Litodensidad

Perforar con sarta péndulo a 60 ft

Se recomienda usa barrena MLX -1X de la cia Baker

TERCERA ETAPA: TR de 11 3/4”

ACUERDOS

Correr baches de limpieza

Se tomaran los registros Sonico Dipolar y Litodensidad

Utilización de ampliadores excéntricos, y sistema rotatorio


DE: 158

PAG: 164

1

CUARTA ETAPA: TR de 9 7/8”

ACUERDOS

Revisar las propiedades físico químicas del fluido antes de perforar la sal, tener una RAA de 90/10 y ajustar la salinidad a 320,000 ppm

Bombear baches de obturantes de grano medio y grueso

Bombear baches de fibra sintética y evitar que se contamine el fluido de control con los baches viscosos ya que se tendría que bajar la reología

Incluir el LWD para detectar el punto de asentamiento a la entrada al KS

Utilización de ampliadores excéntricos

QUINTA ETAPA: TR de 7”

ACUERDOS

Se tomara como referencia la información del sensor de presión y temperatura del Puerto Ceiba 116 para definir la densidad con la que se perforara esta etapa.

Se perforara con una sarta empacada

TERMINACIÓN

ACUERDOS

Lavar el pozo con salmuera


DE: 159

PAG: 164

1

ANEXO K: Minuta EDT

M I N U T A

TIPO DE JUNTA: DICTAMEN TECNICO VCD POZOS (EDT)

FECHA: Noviembre 9, 2012

LUGAR: SALA TOMA DE DECISIONES #2 DEL CENTRO REGIONAL DE ESTUDIOS, EDIFICIO CRE.

HORARIO: 11:30 HRS.

Participantes

VER LISTA DE PARTICIPANTES ANEXA

ASUNTOS TRATADOS

Presentar al Equipo de Dictamen Técnico (EDT) la fase de definición de la localización Puerto Ceiba

153A, con la finalidad de obtener la aprobación de la misma para la elaboración y entrega del programa

de perforación y terminación del pozo, tal como lo establece la metodología VCDSE. Este proyecto fue

realizado y presentado por el equipo multidisciplinario VCDSE de la Región Sur.

ACUERDOS Y COMPROMISOS

El equipo de Dictamen Técnico aprobó la fase de definición del Proyecto Pozo, incluyendo las

recomendaciones realizadas en esta junta. Los detalles a considerar en el diseño para el pozo Puerto

Ceiba 153A se resumen a continuación:

1. El pozo será perforado como direccional tipo “J” con KOP 1 a 3125 m, alcanzando un ángulo

máximo de 36º. El desplazamiento total es de aproximadamente 1579 m a una profundidad final

de 5948 mdbmr (5447 mvbmr). La producción estimada es de 1500 B/D de aceite con 0.98

MMPC/D de gas.

2. El resumen del esquema de diseño seleccionado se muestra en la siguiente lámina.


DE: 160

PAG: 164

1

Proyecto pozo

Puerto Ceiba 153 AOpción seleccionada

1 2 543

3. Por recomendación del Activo, no se incluirá el probador de formaciones.

4. El Activo indicó que las presiones de estimulación en estos pozos alcanzan presiones cercanas a

los 10.000 psi. Mencionó el ejemplo del PC 116, donde la presión que se alcanzo para una

estimulación de limpia fue de 9.100 psi. En este sentido recomendó evaluar el cabio del árbol de

válvulas a uno de 15.000 psi. El Activo se comprometió en pasar los datos históricos de

estimulaciones del campo con sus presione, con la finalidad de evaluar esta alternativa y justificar

el cambio.

5. Igualmente el Activo mencionó la posibilidad de eliminar la válvula de tormenta, ya que esta

complica las operaciones posteriores en el pozo. Se mencionó que esta válvula se instala por

normativa en los pozos ubicados en macroperas.

6. La terminación convencional considera un empacador hidráulico recuperable HPH para TR 7”,

con aparejo de 3 ½”, sensor de presión y temperatura. El esquema de la terminación, diseño y

distribución del aparejo de producción, se resume en las siguientes láminas:


DE: 161

PAG: 164

1

Proyecto Pozo

Puerto Ceiba 153A

Resis Resis

P.I. Colap



N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 148.0 0.3 148.3


N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 TRC-95 17810 18180 350 350 1350.0 150.0 1500.0


N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 TRC-95 12065 12080 246 246 1000.0 1500.3 2500.3

N TTP 3 ½", Vamtop 3.5 3.907 2.959 2.867 9.2 P-110 13970 13530 285 285 2900.0 2500.3 5400.3


N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 33.0 5400.6 5433.6


N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5435.6 5454.2


2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 3.5 2.75 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5458.8 5477.4


2 TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5478.7 5497.3



N TTP 3 ½" Vamtop 3.5 4.043 2.707 2.625 12.7 P-110 20625 21050 405 405 18.6 5500.7 5519.3


Peso

10,000 psi


Grado

Tension (lb x

1000)Long

Intervalo

(md)

10,000 psi


10,000 psi


10,000psi

----



Diseño de Terminación

30"

20"

13 3/8"

11 3/4"

9 7/8"

7" +/-5948

+/-5777

3800

+/-3100

+/-1000

50

DISTRIBUCION DE APAREJO

Emp. Hid. Rec.

p /TR 7” ± 5500md

Camisa de

circulación 3 ½”

Junta de

expansión 3 ½”

(*) longitud cerrada 5.57m, longitud abierta 10.17m, longitud de carrera 4.56m (15 pies).

Aparejo de prod. 3 ½”,

12.7-9.2lbs/p, TRC-95 y P-110,

Con. Vamtop

Sensor de Presión y

Temperatura

7. Los costos clase II estimados para la perforación están en el orden de los 293.3 MM$ MN con un

tiempo de 180 días y para la terminación 57.1 MM$ MN con 20 días, resultando en un costo total

de 350.4 MM$.

Se anexa el Acta de aprobación y la lista de asistencia.


DE: 162

PAG: 164

1


DE: 163

PAG: 164

1

32.- FIRMAS DE AUTORIZACIÓN - PERFORACIÓN

Elaboró Revisó

Ing. Adriana Alvarez López Ing. Ignacio Ramírez Martínez

Ingeniero de Diseño

Grupo de Diseño e Intervenciones a Pozos

Autorizó Autorizó

Ing. Jesus Martín Valenzuela Cazares Ing. Luis Heriberto Cano Silva

Coordinación de Diseño e Intervenciones a Pozos Región Sur

Grupo de Diseño e Intervenciones a Pozos Bellota Jujo

De Acuerdo

Ing. Martín Salazar Bustamante

Coordinación de Proyectos de Explotación El Golpe-Puerto Ceiba


DE: 164

PAG: 164

1

33.- FIRMAS DE AUTORIZACIÓN – TERMINACIÓN

Elaboró Revisó

Ing. Javier Arturo Moya Pulido Ing. Merced Ramírez Alpízar

Ingeniero de Diseño

Grupo de Diseño e Intervenciones a Pozos

Autorizó Autorizó

Ing. Jesus Martín Valenzuela Cazares Ing. Luis Heriberto Cano Silva

Coordinación de Diseño e Intervenciones a Pozos Región Sur

Grupo de Diseño e Intervenciones a

Pozos Bellota Jujo

De Acuerdo

Ing. Martín Salazar Bustamante

Coordinación de Proyectos de Explotación El Golpe-Puerto Ceiba

puertoceiba153-a_pt_d_po_pc153aprogramadeperforaciÃ³nyterminaciÃ³n_211112

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