INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL · 2017. 8. 31. · instituto politÉcnico nacional escuela...

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMAN CIENCIAS DE LA TIERRA

SEMINARIO DE TITULACIÓN:

PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS

TITULO:

TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS: CASO DE

APLICACIÓN PARA UN EXPLORATORIO UBICADO LA

SONDA DE CAMPECHE.

TRABAJO FINAL PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO

PRESENTAN:

DÍAZ PÉREZ JONATHAN URIEL

HERNANDEZ PATIÑO ABRAHAM

MARTÍNEZ GARCÍA HENRRY JAMES

MEDINA HERNANDEZ RAFAEL AGUSTÍN

SALVADOR HERNANDEZ ARTURO

DIRECTORES:

ING. MANUEL TORRES HERNANDEZ.

ING. ALBERTO ENRRIQUE MORFIN FUARE

AGRADECIMIENTOS

Salvador Hernandez Arturo.

Mi gratitud y mis respetos es para mi madre que hace menos de un año se fue a descansar con dios todo lo que soy y lo que logre se lo debo a ella también a mi padre pero esto va dedicado a ella negra mía lo logramos este era tu sueño más que mío, los logros son por ti. También agradezco a mis amigos que me acompañaron toda la carrera saben que formamos una familia pues aunque no seamos de sangre, construimos algo más que eso juntos, pues al no tener familiares cerca aprendimos a cuidarnos entre nosotros. A mis profesores y maestros pues sin ellos no lograríamos ser los profesionistas que queremos ser, por esto y más muchas gracias.

Martínez García Henrry James

Gracias a mis padres y familia porque gracias a su apoyo y consejos, he llegado a realizar una de mis grandes metas lo cual constituye la herencia más valiosa que pudiera recibir. Con el más sincero cariño.

Medina Hernandez Rafael Agustín.

Agradezco profundamente a las personas que pusieron todo su empeño, paciencia y confianza en mí, que cada vez que me desviaba el objetivo estaban ahí para corregirme y ponerme nuevamente en la dirección correcta, estas personas son mis padres. Los amo mucho y no existen palabras para describir la gratitud que en estos momento estoy sintiendo por ustedes.

A mi esposa y a mi hijo que son mi principal motor para seguir avanzando, agradezco mucho a dios y ti por bendecirme y regalarme la dicha de ser padre.

A mis hermanos que siempre estuvieron allí para apoyarme en toda esta travesía y brindarme sus consejos.

Al Instituto Politécnico Nacional por otorgarme la preparación y conocimientos necesarios para desarrollarme profesionalmente.

Hernandez Patiño Abraham

Dedico de manera muy especial este trabajo a mi familia en especial, a un hombre que siempre me apoyo en las buenas y en las malas que nunca me dejo caer y me inspiro a seguir adelante día a día, a mi padre Juan Hernández Martínez que es muy importante como mi madre Beatriz Patiño Martínez quien con sus consejos han logrado mis éxitos.

A mis hermanos por soportarme y aguantarme cuando llegaba estresado y seguían a mi lado Juan Hernández Patiño y Selene Hernández Patiño, a mis abuelos que siempre estuvieron al pendiente de mi educación apoyando incondicionalmente Luis Patiño Mandujano y Adela Martínez Aguilar.

Y al INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ya que fue mi segunda casa durante 8 años siempre con tus colores Huelum.

Díaz Pérez Jonathan Uriel

Primeramente quisiera agradecer a dios ya que me ha permitido vivir y disfrutar de todo lo bello en esta vida, me ha llenado de buenos momentos y excelentes compañías. Sé que sin él no estaría hoy aquí, apunto de obtener un logro más de mi vida el cual es uno de los más importantes. Gracias dios.

A mis padres.

Que son las personas más importantes para mí que sin importar lo que haga siempre me apoyan y me llevan por el camino del bien; a ellos que les tengo un gran respeto y admiración porque nunca se dieron por vencidos y salieron delante de toda adversidad, mis padres que siempre me llenan de buenos consejos y me motivan a seguir adelante por todo eso y más les estaré eternamente agradecido.

Este logro no solo es mío es de nosotros juntos, los quiero mucho papás.

A mi asesor de tesina el ingeniero Manuel Torres ya que sin sus conocimientos y su apoyo en todo momento no hubiese sido posible este momento tan importante.

Este trabajo está dedicado a ustedes y los tantos que no nombre, muchas gracias por todo y Dios los bendiga.

INSITUTO POLITECNICO NACIONAL SEMINARIO DE PERFORACION, TERMINACION Y REPARACION DE POZOS PETROLEROS.

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Contenido:

A. Resumen ..................................................................................................................................... 5

B. Abstract ...................................................................................................................................... 6

C. Introducción ............................................................................................................................... 7

Capítulo I

1. Trascendencia de la perforación del pozo en su terminación. ........................................... 9

1.1. Determinación de la columna geológica y características de las formaciones

atravesadas. ....................................................................................................................... 9

1.2. Muestras de canal y corte de núcleos. ............................................................................ 11

1.2.1. Muestras de canal. .................................................................................................. 11

1.2.2. Cortes de núcleo .................................................................................................... 11

1.3. Perdidas de circulación y gasificaciones. ........................................................................ 11

1.3.1. Perdida de circulación ............................................................................................. 11

1.3.2. Gasificaciones. ........................................................................................................ 12

1.4. Pruebas de formación y producción. ............................................................................... 13

1.4.1. Pruebas de formación. ............................................................................................ 13

1.4.2. Pruebas de producción. .......................................................................................... 14

Capitulo II

2. Accesorios y herramientas para la terminación. ................................................................ 15

2.1. Tuberías de producción. .................................................................................................. 15

2.2. Accesorios. ....................................................................................................................... 16

2.2.1. Empacadores. ......................................................................................................... 16

2.2.1.1. Tipos de empacadores. ................................................................................ 19

2.2.2. Válvulas de circulación. ........................................................................................... 25

2.2.2.1. Tipo mandril de bolsillo. ................................................................................ 25

2.2.2.2. Tipo camisa deslizable. ................................................................................. 26

2.2.3. Válvula de seguridad (tormenta). ............................................................................ 27

2.2.4. Árbol de válvulas. .................................................................................................... 29

2.2.4.1. Tipos de Estranguladores……………………………………………………32

Capitulo III

3. Tipos de terminación para un pozo petrolero. ................................................................... 34

3.1. Terminación en agujero descubierto. ............................................................................... 34

3.2. Terminación en agujero entubado. .................................................................................. 37

3.3. Tipos de terminación de acuerdo a la configuración mecánica. ...................................... 38


3

3.3.1. Terminación sencilla simple. .................................................................................... 39

3.3.2. Terminación selectiva simple. .................................................................................. 40

3.3.3. Terminación múltiple simple. .................................................................................... 41

Capitulo IV

4. Programa de terminación del pozo exploratorio A-1 ......................................................... 42

4.1. Información básica del pozo. ........................................................................................... 42

4.1.1. Objetivo. .................................................................................................................. 42

4.1.2. Tipo de terminación. ................................................................................................ 42

4.1.3. Ubicación real. ......................................................................................................... 42

4.1.4. Plano de localización. ............................................................................................. 43

4.2. Información del pozo perforado. ...................................................................................... 43

4.2.1. Profundidad total. .................................................................................................... 43

4.2.2. Profundidad interior. ................................................................................................ 43

4.2.3. Estado mecánico real (gráfico). .............................................................................. 44

4.2.4. Distribución de tuberías de revestimiento. .............................................................. 45

4.2.5. Resumen de la perforación. .................................................................................... 47

4.2.6. Fluidos de perforación empleados. ......................................................................... 55

4.2.7. Registros tomados en zona de interés. .................................................................. 55

4.2.8. Temperaturas reales. .............................................................................................. 55

4.2.9. Cementación de tuberías de revestimiento. ........................................................... 56

4.2.10. Hermeticidad del sistema y espacios anulares……………………………………...59

4.2.11. Trayectoria direccional del pozo (gráfico)……………………………………………60

4.3. Características de los intervalos programados. ............................................................... 61

4.3.1. Características de los intervalos y fluidos esperados. ............................................ 61

4.4. Diseño del intervalo 4650 – 4686. ................................................................................... 63

4.4.1. Estado mecánico primer intervalo. .......................................................................... 63

4.4.2. Lavado de pozo. ...................................................................................................... 64

4.4.3. Distribución del aparejo para el intervalo 4650 – 4680. ......................................... 65

4.4.4. Distribución de tiempos de la terminación 1er intervalo. ........................................ 66

4.4.5. Características del empacador. .............................................................................. 72

4.4.6. Diseño de pistolas del primer intervalo. .................................................................. 72

4.5. Diseño del intervalo 4398 – 4462. ................................................................................... 73

4.5.1. Estado Mecánico segundo intervalo. ...................................................................... 73

4.5.2. Lavado de pozo. ...................................................................................................... 74

4.5.3. Distribución del aparejo para el intervalo 4398 – 4462 m. ...................................... 75

4.5.4. Distribución de tiempos de la terminación del 2do intervalo. .................................. 76


4


4.5.6. Diseño de pistolas del segundo intervalo. ............................................................... 81

4.6. Diseño del tercer intervalo. .............................................................................................. 82

4.6.1. Estado mecánico programado. ............................................................................... 82

4.6.2. Lavado de pozo. ...................................................................................................... 83

4.6.3. Distribución del aparejo para el intervalo. ............................................................... 84

4.6.4. Distribución de tiempos de la terminación 3er intervalo. ........................................ 85


4.6.6. Diseño de pistolas del tercer intervalo. ................................................................... 90

4.7. Taponamiento. ................................................................................................................. 91

4.7.1. Estado mecánico programado para el taponamiento. ............................................ 91

4.7.2. Secuencia operativa de taponamiento. ................................................................... 92

4.8. Diseño de estimulaciones. ............................................................................................... 93

4.9. Conexiones superficiales de control. ............................................................................... 93

4.9.1. Distribución de cabezales. ...................................................................................... 93

4.9.2. Presiones de prueba. .............................................................................................. 93

4.9.3. Conjunto de preventores. ........................................................................................ 94

4.10. Requerimiento de equipos, materiales y servicios. ........................................................ 95

4.10.1. Personal…………………………………………………………………………………95

4.10.2. Equipos………………………………………………………………………………….95

4.10.3. Materiales y servicios………………………………………………………………….95

4.11. Costo estimado de la terminación…………………………………………………………...98

4.11.1. Costo integral de la terminación…………………………………………………...…98

4.12. Características del equipo para la intervención……………………………………………99

4.12.1. Dimensiones y capacidad…………………………………………………………….99

4.12.2. Componentes principales………………………………………………………….....99

4.12.3. Grafico plataforma a/e Bill Jennings……………………………….....…………….100

4.13. Seguridad y ecología………………………………………………………………………...101

4.13.1. Medidas de seguridad y protección ambiental…………………………………….101

4.13.2. Anexo “S”………………………………………………………………………………107

4.13.3. Procedimientos operativos……………….………………………………………….109

5. Conclusión ............................................................................................................................. 111

6. Recomendaciones ................................................................................................................. 112

7. Referencias ............................................................................................................................ 113


5

RESUMEN

Al inicio del trabajo realizado debemos conocer el significado de la palabra terminación de un pozo, ya que de ello partiremos. Se mostraran algunos tipos de terminaciones (comunes) solo para que den una idea más clara de lo que se habla. Se mencionan algunos sistemas artificiales de producción ya que estos suelen ser muy importantes en la industria petrolera, solo se muestra una breve descripción del funcionamiento.

Es importante mencionar que en todo diseño de una terminación debemos de tener claramente los pasos para poder llevar acabo. También se muestran los factores importantes que pudieran afectar el yacimiento y el pozo. Que formulas se ocupan para poder realizar un óptimo diseño de un aparejo de producción.

Se explicará la función de una de las herramientas más importantes durante la terminación; los empacadores, cuya función es sellar la tubería de producción del espacio anular.

En toda terminación convencional para el control del flujo del yacimiento el arreglo del aparejo de producción debe tener equipos especiales. Estos equipos son instalados por seguridad en el yacimiento o en la superficie (medio ambiente). A continuación se les describirá los elementos que se utilizan para la terminación convencional. Aunque algunos componente son esenciales en cualquier tipo de terminación.

En todos los pozos es recomendable tener un sistema eficiente de producción los cuales como mínimo en su configuración son necesarios los niples, válvulas subsuperficiales y las camisas deslizables para hacer la operación de cambio de fluido de perforación a terminación.

Las operaciones de disparos en la terminación de pozos petroleros son de suma importancia, ya que el diseño, elección, ejecución y operación de estas técnicas influyen en gran manera en la producción de hidrocarburos y por consecuencia en la vida productiva del pozo. Al paso de los años la investigación de nuevas técnicas y operaciones de disparos y el continuo desarrollo de nuevas tecnologías han contribuido a optimizar las terminaciones de pozos petroleros, en gran manera los avances en las técnicas de disparos permiten mejorar la producción de pozos obteniendo como resultados favorables, mayor tiempo de producción de los pozos y menos intervenciones.


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ABSTRACT

At the beginning of the work we must know the meaning of completion of a well, as it will

leave. Some types of terminations (common) will be shown only to give a clearer picture of

what is spoken idea. Some artificial production systems as these are usually very important

in the oil industry are mentioned, only a brief description of the operation is displayed.

Is worth noting that all completion design must clearly take the steps to carry out. Important

factors that could affect the reservoir and the well are also shown. That deal formulas to

perform an optimal design of a production rig.

The function of one of the most important tools for the completion is explained; packers,

which function is to seal the tubing annulus.

In all conventional completion to control the flow reservoir under production rig must have

special equipment. These equipments are installed by security at the site or at the surface

(environment). Then they describe the elements used for conventional completion. Though

some components are essential in any type of termination.

In all wells is recommended to have an efficient system of production in which at least are

necessary configuration nipples, subsurface valves and sliding sleeves to make the change

operation drilling fluid to completion.

Perforating in oil well completion are important because the design, choice,

implementation and operation of these techniques greatly influence the production of

hydrocarbons and consequently the life of the well. Over the years the research of new

techniques and perforating and continued development of new technologies have

contributed to optimize oil well completions, greatly advances in perforating can improve

production wells obtaining as results favorable, longer production wells and fewer

interventions.


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INTRODUCCIÓN

Tempranamente en el desarrollo de la industria petrolera, la terminación de pozos

frecuentemente consistía simplemente en asegurar una tubería roscable de 7”, en

un inicio esta tubería también se utilizaba para perforar. Esto hacia que muchas

veces el pozo no fluyera de manera inmediata o tenía problemas para producir

grandes cantidades de aceite, lo que causaba que el pozo fuera abandonado o

alcanzara su límite económico muy temprano.

Más adelante en el tiempo, los procedimientos de terminación de pozos fueron

desarrollados con base a mayor conocimiento del subsuelo, nuevas tecnologías y

a una industria creciente en todo el mundo, estos nuevos métodos solucionaban

algunos de los problemas que tenían la terminación en agujero descubierto o una

tubería ranurada. Cada nuevo método usado correctamente bajo sus propias

premisas, disminuía los costos de desarrollo y de operación del pozo, afectando

positivamente en el potencial del pozo y su vida productiva.

Como resultado de la experiencia, la investigación, y el desarrollo, la terminación

de pozos se ha convertido en una refinada técnica que resulta en una mayor

cantidad de aceite y gas en una manera más eficiente.

Actualmente el costo de las tuberías representa un alto porcentaje de la inversión

total del pozo, se tienen estimaciones de que varía del 15% al 30% del costo total

del pozo. Por lo que se debe definir y optimizar el diámetro y grosor de las tuberías

que irán en el pozo. Deben ser lo suficientemente resistentes como para soportar

las cargas y esfuerzos a los que estarán sometidas, pero no ser tan robustas

como para que representen un gasto innecesario o se reduzca demasiado el

diámetro interno.


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Año Acontecimiento 1850 Primero métodos rudimentarios de perforación, se utilizaban máquinas

de vapor y la perforación por percusión. 1861 Registra primer desastre de un pozo petrolero registrado, ocurrió en

Pensilvania, E.U.

1863 Se utiliza por primera vez juntas de casing enroscadas.

1880 Se inicia la estandarización de tuberías enroscadas.

1882 Se crean las empacaduras de sellos.

1890 Primer programa intensivo de tubería de revestimiento.

1895 Henry Ford crea el primer automóvil comercial con motor de combustión interna.

1905 Primera cementación para tubería de revestimiento.

1910 Tubería de perforación se utiliza por primera vez.

1911 Primer producto para levantamiento por gas (gas-lift).

1922 Primera aplicación de herramienta de registro.

1925 API se preocupa por el control y la calidad de roscas.

1926 Se utiliza la primera bomba electro sumergible.

1930 Se alcanzan más de 10,000 ft. de profundidad en pozos.

1933 Primer trabajo con disparos.

1943 Primera terminación costa fuera (off-shore).

1958 Se desarrollan técnicas de reparaciones.

1958 Primera SSSV (Subsurface Safety Valve) de asentamiento de línea de acero Surface-Controlled.

1960 Se crean los registros de cementación.

1963 Primer trabajo con Tubería Flexible (TF).

1967 Desarrollo del primer monitoreo de data computarizado.

Tabla 1. Tabla de Tiempos


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CAPITULO I

1. TRASCENDENCIA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO EN SU

TERMINACIÓN.

Para realizar una terminación óptima de un pozo es necesario disponer de toda la

información disponible, recopilada durante su perforación.

La información almacenada durante la perforación comprende las características

de la columna geológica atravesada por la barrena, además de contenido,

características y la distribución de los fluidos.

1.1 DETERMINACIÓN DE LA COLUMNA GEOLÓGICA Y CARACTERÍSTICAS

DE LAS FORMACIONES ATRAVESADAS.

Para obtener este tipo de información existen métodos directos e indirectos.

Se obtienen de forma directa de mediante:

Muestras de canal.

Cortes de núcleo.

Pruebas de formación.

Datos sobre gasificaciones y pérdidas de circulación observadas

durante la perforación.

Entre los medios que proporcionan información indirecta son los registros

geofísicos.

Esta información permite realizar una buena terminación, lo cual reanudara en una

mayor producción y recuperación de hidrocarburos.

En pozos exploratorios es conveniente procurar obtener la mayor información, ya

que el área es desconocida. Para pozos de desarrollo no es necesario obtener

tanta información.


10

La información que proporcionan los métodos así como los indirectos es la

siguiente:

1. Características petrofísicas de las formaciones atravesadas por la barrena.

Composición mineralógica y contenido de fósiles.

Porosidad.

Permeabilidad.

Presión Capilar.

Edad Geológica.

2. Características de los fluidos contenidos en las formaciones.

Composición.

Saturaciones.

Viscosidades.

Densidades.

Condiciones de Yacimiento (Presión y Temperatura).

Contenido de H2S y CO2

Contenido de Asfáltenos.

Esta información permite prever el comportamiento del pozo durante su

explotación.


11

1.2 MUESTRAS DE CANAL Y CORTE DE NÚCLEOS.

1.2.1 Muestras De Canal

Son los fragmentos de roca cortados por la barrena, y son sacados a la superficie

por la circulación de un fluido. Este fluido es bombeado por el interior de la tubería

de perforación y sale por las toberas limpiando el fondo del pozo acarreando todos

estos fragmentos (detritos), retornando por el espacio anular hasta la superficie en

donde se toman las muestras más grandes para su análisis.

Estas muestras proporcionan poca información debido a que son muestras muy

pequeñas y además están contaminadas por el fluido de perforación, por lo que no

son representativas de las existentes en la formación.

1.2.2 Cortes De Núcleo

Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grandes que son cortados por

barrenas especiales.

Un núcleo proporcionara mayor información sobre la litología y el contenido de

fluidos, siempre y cuando no este contaminado; para evitar esta contaminación se

utilizan lodos especiales y, al recuperarlo en superficie, es necesario mantenerlo

en un manga protectora para preservarlo y llevarlo al laboratorio para su análisis.

1.3 PERDIDAS DE CIRCULACIÓN Y GASIFICACIONES.

1.3.1 Perdidas De Circulación.

Las pérdidas de circulación se definen como la pérdida total o parcial del fluido de

control hacia una formación muy permeable. Este problema es muy común en la

perforación de pozos y se manifiesta cuando por el espacio anular no retorna parte

o todo el lodo bombeado por la tubería de perforación. Esto se detecta observando

el nivel de las presas de lodo.


12

Las pérdidas de circulación aumentan el costo de perforación, pues al costo del

fluido y el de los obturantes empleados, debe añadirse el tiempo del equipo sin

perforar además de los problemas que acompaña la perdida de circulación como:

pegaduras de tuberías, reventones, desviaciones del agujero, daño a la formación

permeable o hasta el abandono del mismo pozo.

Las causas más comunes son:

Causas naturales: son aquellas que no tienen control humano, como

presencia de cavernas o fracturas en la formación.

Causas inducidas: son todas aquellas que fueron provocadas por la

intervención del hombre, como bajar la tubería de perforación o

revestimiento en forma muy rápida, lo cual se genera un

represionamiento, que puede fracturar la formación.

Existen distintos métodos para controlar la perdida de circulación. Como cada

problema de circulación es diferente, se requiere el análisis individual ya que no

existen soluciones genéricas.

Los métodos más comunes para controlas las pérdidas son:

1. Método de la perforación ciega.

2. Métodos de disminución de densidad.

3. Método de tiempo de espera.

4. Método de colocación de baches y tapones.

1.3.2 Gasificaciones

La gasificaciones consiste en la contaminación del lodo de perforación por un flujo

de gas (pocas veces con aceite), que sale de la formación hacia el pozo,

provocando una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión

de la formación es mayor a la presión hidrostática), Esta contaminación del lodo

por el gas provoca una disminución en la densidad del lodo y por lo tanto en la

presión hidrostática.


13

Una causa de las gasificaciones en los pozos durante la perforación es la

disminución de la densidad del lodo que origina una presión hidrostática incapaz

de contener la presión ejercida por los fluidos de la formación. Esta reducción de

la densidad puede ser causada por algún contaminante.

Otra causa muy común es el efecto de succión que se origina cuando se extrae la

tubería de forma muy rápida.

La forma de controlar el problema de gasificación es aumentando la presión

hidrostática, y para lograr esto se eleva la densidad del lodo o se llena el pozo de

lodo si es que el nivel está bajo.

Estos problemas de gasificación son muy comunes durante la perforación de pozos

petroleros, pero en especial en los pozos de tipo exploratorio, en donde no se tiene

información precisa sobre la columna geológica que se está perforando.

1.4 PRUEBAS DE FORMACIÓN Y PRODUCCIÓN.

1.4.1 Pruebas De Formación.

El análisis de núcleos en el laboratorio y la interpretación de registros geofísicos

proporcionan información sobre las características de las diferentes formaciones

atravesadas por la barrena y de los fluidos contenidos; pero no sobre el

comportamiento de estos fluidos. Para obtener esta información es necesario hacer

una prueba de formación. La prueba de formación consiste en hacer una

terminación temporal del pozo y de esta manera provocar que la formación se

manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de

la formación y para crear esta presión diferencial se necesita aislar la formación

que se va a probar, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación a

probar se utiliza un empacador o tapón especial quedando en comunicación la

formación con la superficie, por lo que actuara solo en ella la presión atmosférica,

la cual permite que lo fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y posteriormente

hacia la superficie. El objetivo de la pruebas de formación es crear las condiciones


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favorables para que fluya la formación productora y de esta manera obtener

información sobre el comportamiento de los fluidos.

Con esta información y con la anteriormente obtenida, se evalúa la capacidad de

producción de dicha formación para determinar si es comercialmente factible su

explotación.

1.4.2 Pruebas De Producción.

Las pruebas de producción se realizan en la terminación del pozo, tanto en agujero

descubierto como en agujero entubado, generalmente se realizan en agujeros

revestidos por lo tanto se efectúan disparos con pistolas especiales para perforar

dicha tubería de revestimiento y poner en comunicación al pozo con la formación

productora.

Algunas consideraciones para realizar la prueba de producción son:

1. Revisar el equipo probador y las conexiones superficiales de control.

2. Utilizar un colchón de agua como contrapresión.

3. Anclar el empacador en una formación firme.

4. Realizar la prueba durante el día.


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CAPITULO II

2. ACCESORIOS Y HERRAMIENTAS PARA LA TERMINACIÓN

2.1 Tubería de Producción.

En la actualidad y desde hace varias décadas, se descubrió que la utilización de

una tubería de un diámetro más pequeño y uniforme favorece en gran medida la

producción de un pozo.

Dentro del pozo su composición en básicamente la tubería de revestimiento

(Casing) y la tubería de producción (tubing).

La tubería de producción, es la tubería a través de la cual se conducen los fluidos

desde el yacimiento hacia las instalaciones superficiales. La tubería completa se

compone de secciones de tubo de aproximadamente 30 pies de longitud, unidos a

través de conexiones roscadas que pueden ser de distintos tipos:

Premium

Api

Esta tubería, deberá soportar condiciones corrosivas, de los fluidos provenientes

de la formación productora, así como las temperaturas y presiones de los fluidos a

los que se encuentre expuesta a lo largo de todo el pozo. Debido a estos factores

se debe diseñar una tubería lo suficientemente resistente para soportar las

inclemencias, pero no ser excesivamente costosa.

El diseño final de la tubería tendrá que considerar entre otras cosas estos

principales objetivos:

Diámetro necesario para la producción óptima.

Peso métrico adecuado, el grado de acero y las conexiones para

asegurar integridad en servicio.

Certeza sobre las máximas cargas esperadas y los valores máximos

admisibles de resistencia de la instalación.


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Una vez teniendo claro estos puntos se deben determinar el proceso para la

selección correcta de la tubería que formará la tubería de producción, pero bajo

ciertos conceptos de diseño como lo son:

Presión interna

Colapso

Esfuerzo Multi-axial

Axial

Tensión.

Correcta definición de las condiciones de carga.

Correcta especificación de la resistencia de los tubulares y las conexiones.

Predicción del posible deterioro con el tiempo y su influencia en la

resistencia de la tubería.

A continuación se presenta una serie de accesorios que junto con la tubería de

producción se instalan en diferentes partes del pozo, estos accesorios cumplen

diversas funciones que ayudan tanto a optimizar la producción como a brindar

medidas de cierre de seguridad en caso de emergencia.

2.2 Accesorios.

2.2.1 Empacadores.

Los empacadores a menudo son considerados como el equipo subsuperficial más

importante de la sarta de producción o de inyección. Los tipos de empacadores de

producción varían grandemente y son diseñados o configurados para cumplir con

condiciones específicas del pozo o del yacimiento, tales como configuraciones

simples o múltiples para terminaciones simples, duales o triples con una o más

sartas.

Entre sus funciones principales se encuentran el aislamiento del espacio anular,

anclaje de fondo, protección de la sarta de revestimiento, control de seguridad en

el fondo del pozo, separación de zonas, auxiliar en el levantamiento artificial,

estimulación y reparación. A continuación se describen un poco más en qué

manera el empacador ayuda en estas tareas.


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El aislamiento del espacio anular. La función principal del empacador es

la de proveer un aislamiento del espacio anular entre la sarta de producción

y el revestimiento o Liner instalado. Este sello será una barrera compatible

con los fluidos de la formación y del pozo. Una vez que se ha aislado la

sarta de producción; las condiciones hidráulicas del mejoraran el flujo de los

fluidos producidos por el pozo.

Por otro lado permite la instalación de otras barreras de seguridad tales

como válvulas o tapones recuperables. Permitir el uso del espacio anular

como un conducto independiente da lugar a la instalación de herramientas

que mejoraran tanto la producción como la seguridad del pozo, una gran

gama de herramientas se han diseñado para funcionar en el espacio anular

de un pozo, siempre que este lo permita debido a sus dimensiones.

Auxiliar en el levantamiento artificial. Los sistemas de levantamiento

artificial utilizan a menudo un conducto distinto para la inyección de gas,

por lo que es necesario tener un espacio anular aislado con un empacador

para trabajar.

Estimulación del yacimiento. Las propiedades del yacimiento que

favorecen la producción de fluidos se pueden mejorar con trabajos de

acidificación, fracturamiento hidráulico, inyección de vapor. Para ello se

requiere de la instalación de empacadores especiales en el subsuelo que

aíslen las zonas de interés de las restantes intervalos abiertos y permitan

efectuar tratamientos selectivos.

Trabajos de reparación y remedio. Los daños mecánicos o pérdidas de

integridad hidráulica del revestimiento se pueden reparar con la apropiada

instalación de empacadores en los extremos de una camisa o parche

superpuesta al intervalo dañado. Igualmente se pueden efectuar trabajos

de reparación a cementaciones primarias defectuosas con la instalación de

empacadores y retenedores para inyección forzada de cemento a través


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de perforaciones en el revestimiento. La sarta de producción se puede

retirar del agujero para revisión o reparación si se han instalado los equipos

y accesorios adecuados en combinación con los empacadores

permanentes asentados dentro del agujero revestido.

Anclaje de fondo. Esta función no es menos importante que la de formar

una barrera impermeable en el espacio anular, significa que el empacador

es la forma en la que se provee un anclaje inferior de la sarta de producción,

brindando de estabilidad a la tubería.

Protección de la sarta de revestimiento. En la mayoría de los pozos

las sartas de revestimiento o de Liner son componentes permanentes

de la terminación del pozo. Dado que los procedimientos de reemplazo o

de reparación del revestimiento son complejos y costosos, se han diseñado

sistemas (con el uso de empacadores) para proteger dichas sartas de

daños por diferenciales de presión o condición corrosiva de los fluidos que

las contactan. El conjunto de empacador y sarta de tubería interna (tubing)

es típicamente más fácil de reparar y/o de reemplazar que los revestimiento

o Liners.

Control de seguridad en el fondo del pozo. Los empacadores

proporcionan un medio seguro para aislar los fluidos que se encuentran a

alta presión en el yacimiento, tales presiones se pueden controlar por

medio de válvulas de seguridad en el subsuelo que se instalan en la sarta

de producción conectada al empacador. De esta manera se permite

también algún tipo de control de presiones en el cabezal del pozo. Si se

corre por dentro de la sarta un tapón temporal y se instala sobre el

empacador, se pueden llevar a cabo trabajos de reparación mecánica,

estimulación o remedio del yacimiento por encima del empacador con un

alto grado de seguridad.


19

Separación de zonas. En terminaciones múltiples se hace necesaria la

separación de las diferentes zonas de interés. Cada zona productiva debe

ser aislada y ello se logra con el uso de un empacador. Con frecuencia se

encuentran zonas de alta y baja presión que debe aislarse con empacadores

para evitar la ocurrencia de flujo cruzado de los fluidos del subsuelo.

Fig. 1 Localización del Empacador.

2.2.1.1 Tipos de Empacadores.

Existen varios tipos de empacadores, la selección de cuál será el empacador a

usar en cada pozo depende de varios aspectos, como pueden ser: tipo de fluido a

producir, geometría del pozo, costo, intervenciones futuras, riesgo del pozo,

presiones y temperaturas, solo por mencionar algunos.

El empacador en sí, es un conjunto de varios mecanismos que actúan

conjuntamente, para permitir que el empacador sea anclado o desanclado, así

como poseer una o más secciones de un elastómero que impida el flujo tanto en

las uniones del empacador con la tubería de revestimiento así como entre la

tubería de producción y el empacador, en general estos accesorios son:


20

Extensión pulida: Es una extensión pulida del área del cuerpo del

empacador que sirve para sellar en conjunto con los sellos multi-v e impedir

el flujo entre el empacador y el aparejo de producción.

Niple de asiento: Es un accesorio que permite alojar dispositivos de

control de flujo tales como: tapones, estranguladores de fondo, válvulas

de contrapresión, etc.

Juntas de expansión: Estas absorben las contracciones y elongaciones

de la tubería de producción causadas por inducciones, estimulaciones,

fracturamientos, pruebas de admisión, así como el efecto del flujo de los

fluidos producidos.

Sellos Multi-V: Forman un sello entre la tubería de producción y el

empacador aun cuando el aparejo se mueva debido a los efectos

contracción y elongación.

Zapata guía: Accesorio que facilita la entrada de los sellos multi-v en el

receptáculo pulido del empacador.

Tope localizador: Permite localizar al empacador durante la

introducción del aparejo de producción, además evita la entrada de la

tubería en el área pulida del empacador.

Conos y cuñas: Permiten el anclaje a la tubería de revestimiento por

medio de la expansión de las cuñas, los conos son los que fuerzan la

expansión de las cuñas introduciéndose por debajo de estas.


21

Fig. 2 Partes de un Empacador.

Empacadores Recuperables.

Este tipo de empacadores como su nombre lo indica se pueden recuperar,

es decir que se desanclan de la tubería de revestimiento y salen junto con la

tubería de producción, el proceso para desanclarlo es por lo general con línea

de acero o con manipulación de la tubería desde la superficie.

Los empacadores recuperables se prefieren por lo general bajo las siguientes

condiciones:

Cuando la vida de la terminación se espera que sea relativamente corta

bien sea por retiro y reemplazo del aparejo de producción o por el

abandono del pozo.

Para ejecutar operaciones de reparación, estimulación o remedio que

requieran el retiro de la sarta de producción.

Cuando se planea la instalación de una completación para terminación

en múltiples zonas

Si las condiciones del pozo y de los fluidos del yacimiento son

relativamente hostiles, tales como ambientes de alta presión, alta

temperatura, presencia de H2S, etc.


22

Empacador Recuperable de Asentamiento Mecánico.

Los empacadores mecánicos son asentados y liberados con movimientos de

la sarta de tubería a la que están conectados. Típicamente se necesita de

rotación y aplicación de peso o tensión para su afianzamiento en la tubería de

revestimiento. Se pueden liberar y volver a asentar en otro punto en el pozo

sin tener qué ser retirados del agujero para re-instalación.

Son los más utilizados en el campo petrolero y con frecuencia se aplican

cuando se tienen las siguientes condiciones generales:

Profundidades someras a mediana.

Presiones bajas a moderadas.

Pozos rectos o ligeramente desviados.

Se clasifican en tres tipos de empacadores mecánicos de acuerdo a su método

de asentamiento:

Asentamiento con Peso.

Asentamiento con Tensión.

Asentamiento Bi-direccional.

Para prevenir el asentamiento accidental o fallas del empacador (en la

conexión mecánica o en el sello hidráulico), es necesario colocar la cantidad

adecuada de tensión o de compresión sobre el mismo. Asimismo, se

deben anticipar los cambios futuros en las condiciones de temperatura y

presión en el subsuelo que puedan inducir esfuerzos que superen los límites

operacionales del empacador o de la tubería.

Empacadores de Asentamiento Hidráulico.

Los empacadores hidráulicos o de asentamiento hidrostático se anclan en

la posición deseada sin movimientos o manipulaciones de la sarta a la que

están conectados. Una vez posicionados en la profundidad programada,

se aplica presión al interior de la tubería desde la superficie para permitir la


23

activación del sistema de cuñas y de los elementos sellantes. Por lo general

se requiere de un tapón temporal o de una esfera que es lanzada desde la

superficie, se asienta en un receptáculo pre-instalado en el empacador. El

tapón temporal o la esfera sellan las formaciones debajo del empacador y

permiten que se acumule la suficiente presión inyectada desde la superficie

para el asentamiento del empacador contra la tubería de revestimiento.

El asentamiento se lleva a cabo cuando la presión impuesta al interior de la

sarta vence los seguros del sistema de cuñas y las empuja radialmente contra

la pared interior del revestimiento a la vez que se expanden los elementos

sellantes de material elastomérico envolventes del empacador.

El empacador se puede liberar una sola vez dando vueltas a la sarta desde la

superficie o simplemente levantando la misma, dependiendo del tipo y modelo

de empacador.

El taponamiento temporal de la sarta de tubería para efectuar el asentamiento

del empacador, se puede llevar a cabo de varias maneras:

Con un tapón positivo pre-instalado en un niple silla o lanzado desde

la superficie.

Con un tapón bombeado a través de la sarta.

Con una esfera lanzada o bombeada por el interior de la sarta hasta

que aterrice en una niple de asentamiento pre-instalado.

Con una válvula estacionaria o de retención (standing valve).

Aplicaciones de los empacadores hidráulicos. Los empacadores

hidráulicos son preferidos generalmente bajo las siguientes condiciones:

Para terminaciones simples de mediana a alta presión, con una sola

sarta.

Para terminaciones duales convencionales (dos sartas).

Para terminaciones simples selectivas (con zonas alternas).


24

Cuando no sea posible la rotación o movimiento de la sarta de tubería

de producción o inyección.

Para yacimientos en los que se anticipan trabajos pesados de

estimulación o reparación.

Empacadores Permanentes

Este tipo de empacadores una vez anclados no se pueden mover de lugar, este

tipo de empacadores por lo general soportan mayores presiones, pero el

inconveniente es que para que sea retirado, se tiene que efectuar una

operación de molienda de empacador; la cual implica bajar la barrena y

literalmente moler el empacador hasta el punto en el cual las cuñas que lo

sujetaban se sueltan, es entonces cuando se procede una operación de pesca

para remover los restos.

Los empacadores permanentes se llevan a la profundidad y se asientan en el

revestimiento con alguno de los siguientes procedimientos:

Aplicación de presión hidráulica inyectada desde la superficie a través

de la sarta de producción o de trabajo.

Asentamiento mecánico con movimientos de la sarta (rotación,

peso, tensión).

Asentamiento con cable: señal eléctrica enviada desde la superficie

a través de un cable monoconductor para accionar un pistón en

la herramienta asentadora conectada al empacador.

El mecanismo de asentamiento tendrá influencia sobre la selección de

otras herramientas y accesorios para la instalación del aparejo.

El asentamiento con cable eléctrico permite un posicionamiento preciso y mejor

correlación con el agujero o las formaciones del yacimiento.


25

2.2.2 Válvulas de circulación.

La principal función de las válvulas de circulación consiste en brindar un medio de

comunicación entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción.

Este accesorio cuenta con la posibilidad de cierre, y se ha vuelto de gran

importancia al grado de que la gran mayoría de los pozos posean esta

herramienta, la válvula de circulación facilita la operación de lavado y el control de

un pozo, así como operaciones de pesca.

Se coloca en la sarta de producción justo por encima del empacador, existen dos

tipos de válvulas de circulación y ambos tipos permiten el cierre o apertura de la

comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, mediante

operaciones con línea de acero.

Tabla. 2 Clasificación de Válvulas de Circulación.

2.2.2.1 Tipo Mandril De Bolsillo.

Su forma es ovoide, con conexiones en caja en ambos extremos y, en el cuerpo,

a un tercio de su parte inferior tiene unas ranuras que sirven como orificios de

circulación.

Por su interior cuenta con un bolsillo o receptáculo donde se aloja un obturador

que puede ser de varios tipos, operando con línea acerada para efectuar el cierre

del mandril.


26

En otro caso, en el bolsillo pueden alojarse válvulas de inyección de gas, utilizando

varios mandriles en el aparejo de producción.

Fig. 4 Válvula se Circulación Tipo Mandril.

2.2.2.2 Tipo Camisa Deslizable

Tiene una pieza móvil en su parte interior denominada “camisa”, cuya función es

abrir o cerrar los orificios de circulación. Este tipo de válvulas pueden

diseñarse con niple de asiento o sin él. Los orificios son en forma ranurada e

integrado a la camisa, tiene el conjunto de sellos vulcanizados. Para abrirla se

opera hacia arriba; para cerrarla hacia abajo; operando con equipo y línea de

acero. Debajo de la conexión superior tiene el perfil (asiento) para recibir algún

dispositivo de control.

Con Niple de asiento: Están maquinados para recibir accesorios con el

equipo de línea de acero tales como: válvula de retención, separador de

flujo y estrangulador lateral en caso de presentar dificultad para cerrar.


27

Es factible colocar en un aparejo varias camisas, seleccionando

adecuadamente los niples de asiento de cada una de ellas para evitar

obstrucciones en las operaciones del equipo de línea de acero.

Sin Niple de asiento: Tiene el mismo diámetro interior que la tubería de

producción por lo cual se puede colocar varias válvulas de este tipo en una

misma sarta.

Las válvulas de circulación tipo camisa deslizable son de mayor empleo

sobre las tipo mandril, ya que su diámetro uniforme y exterior que el cople

de la tubería de producción facilita su recuperación en caso de pesca.

Además aún si se introduce invertida se puede abrir o cerrar.

Fig. 5 Válvulas de Circulación Tipo camisa deslizable (Arriba) y Tipo

Mandril (abajo).

2.2.3 Válvula De Seguridad (Tormenta).

Estos dispositivos están diseñados para cerrar un pozo en caso de una

emergencia. Se pueden clasificar en dos tipos:

Auto-controlada: Este tipo de válvula va colocada entre la válvula lateral y

él porta-estrangulador. Se accionan cuando se tienen cambios en la

presión, temperatura o velocidad en el sistema de flujo.

Controladas desde la superficie: Se les da el nombre de “válvulas de

tormenta” y se usan generalmente en pozos marinos donde el control es

más difícil y en zonas donde el mal tiempo es frecuente. Este tipo de

dispositivo se instala en la tubería de producción; la válvula de tormenta se


28

encuentra abierta cuando el pozo está operando normalmente y se cierra

cuando existe algún daño en el equipo superficial de producción, cuando el

pozo permite un gasto mayor a un cierto valor predeterminado o la presión

de la TP cae por debajo de cierto valor.

Originalmente las “válvulas de tormenta” fueron usadas en localizaciones marinas

o lugares muy alejados, pero es recomendable su uso en cualquier situación

donde hay posibilidades de que el árbol de válvulas sufra algún daño. Existen

diferentes tipos de válvula de tormenta. Todas pueden ser colocadas y

recuperadas con línea de acero. Algunas pueden ser asentadas en niples

especiales y otras se adhieren a la TP mediante cuñas en cualquier punto.

Algunos modelos cierran cuando la presión del pozo excede a cierto valor y otros

cuando la presión se encuentra por debajo de un valor determinado.

Además se requiere del uso de una válvula controlada desde la superficie que

mantenga represionada a la cámara, la presión se transmite por una tubería de

diámetro reducido que se encuentra en el exterior de la T.P.

Fig. 6 Válvula de Tormenta.


29

2.2.4 Árbol de válvulas

El árbol de válvulas es un equipo conectado a las tuberías de revestimiento en la

parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello entre ellas y

permite controlar la producción del pozo.

Por lo general el árbol de válvulas se conecta a la cabeza del pozo; la cual es

capaz de soportar la TR, resistiendo cualquier presión que exista en el pozo.

El equipo instalado en la plataforma de un pozo productor de aceite es el

siguiente:

Cabezales de tubería de revestimiento. Son partes de la instalación que

sirven para soportar las tuberías de revestimiento y proporcionar un

sello entre las mismas. Pueden ser cabezal inferior y cabezales

intermedios.

El cabezal inferior, es un alojamiento conectado a la parte superior de la

tubería superficial. Está compuesto de una concavidad (nido) para alojar el

colgador de tubería de revestimiento (adecuado para soportar la

siguiente TR); una brida superior para instalar preventores, un cabezal

intermedio o un cabezal de tubería de producción y una conexión inferior,

la cual puede ser una rosca hembra, una rosca macho o una pieza

soldable, para conectarse con la tubería de revestimiento superficial.

El cabezal intermedio, puede ser tipo carrete o un alojamiento que se

conecta a la brida superior del cabezal subyacente y proporciona un medio

para soportar la siguiente tubería de revestimiento y sellar el espacio anular

entre esta y la anterior. Está compuesto de una brida inferior, una o dos

salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido.

Colgador de tubería de revestimiento, es una herramienta que se asienta

en el nido de un cabezal de tubería de revestimiento inferior o intermedio

para soportar la tubería y proporcionar un sello. Entre ésta y el nido.


30

El tamaño de un colgador se determina por el diámetro exterior nominal, el

cual es el mismo que el tamaño nominal de la brida superior del cabezal

donde se aloja. Su diámetro interior es igual al diámetro exterior nominal de

la TR que soportara.

Cabezal de tubería de producción, es una pieza tipo carrete o un

alojamiento que se instala en la brida superior del cabezal de la última TR.

Sirve para soportar la TP y proporcionar un sello entre esta y la tubería

de revestimiento. Está constituido por una brida inferior, una o dos salidas

laterales y una brida superior con una concavidad o nido.

Colgador de tubería de producción, se usa para proporcionar un sello

entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubería de

producción, se introduce en el nido y puede asegurarse por medio del

candado del colgador.

El peso de la tubería puede soportarse temporalmente con el colgador,

pero el soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la

tubería con la brida adaptadora que se coloca en la parte superior del

cabezal. Entonces el colgador actúa únicamente como sello.

Árbol de válvulas, es un conjunto de conexiones, válvulas y otros

accesorios con el propósito de controlar la producción y dar acceso a la

tubería de producción. El elemento que está en contacto con la sarta de la

TP es la brida o un bonete. Existen diferentes diseños, todos tienen la

particularidad de que se unen al cabezal de la TP usando un anillo de

metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexión que tienen

con la válvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Las

válvulas del medio árbol se fabrican de acero de alta resistencia.

Generalmente son válvulas de compuerta o de tapón, bridas o roscable.


31

La válvula maestra, es la que controla todo el sistema con capacidad

suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo

de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior

de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los

empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. En pozos de alta

presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie.

A continuación de la válvula maestra se encuentra la conexión en cruz que

sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de válvulas para su operación.

A cada lado de la conexión están las válvulas laterales. Estas pueden ser

del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al

de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable.

La válvula superior (porta manómetro), se localiza en la parte superior y

sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea

necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo.

Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores

a la terminación, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de

fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requiere

interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador para

trabajar con presión; introduciendo en el cuerpo de éste las herramientas

necesarias abriendo la válvula porta manómetro para permitir su paso.

Válvula de contrapresión o de retención (check), se encuentra instalada

en el colgador de la tubería de producción o en el bonete del medio

árbol, que sirve para obturar el agujero en la TP cuando se retira el

preventor y se va a colocar el medio árbol. Una vez que se conecta este

último con el cabezal de la TP, la válvula de contrapresión puede ser

recuperada con un lubricador. Se puede establecer comunicación con

la TP, si fuese necesario, a través de la válvula de contrapresión. De los

diseños actuales, unos se instalan mediante rosca y otros con seguro de

resorte (candado de expansión).


32

2.2.4.1 Tipos De Estranguladores.

Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un

estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una

contrapresión al pozo. Los estranguladores sirven para controlar la presión de los

pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de

agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los

cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento,

asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación

total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un

múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción.


33

De acuerdo con el diseño de cada fabricante, los estranguladores presentan

ciertas características, cuya descripción la proporcionan en diversos manuales,

sin embargo se pueden clasificar como se indica a continuación:

Estranguladores Superficiales.

Estrangulador Positivo. Están diseñados de tal forma que los

orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta -estrangulador),

del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. El uso en la

industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación.

Estrangulador ajustable. En este tipo, se puede modificar el

diámetro del orificio, sin retirarlo de la porta-estrangulador que lo

contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Una

variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula

de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante

sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios

del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y

este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado

manual o automáticamente y de fácil ajuste.

Estranguladores de fondo.

Estranguladores que se alojan en el “Niple de asiento”, que va

conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser

introducidos o recuperados junto con la tubería, o bien manejados

con línea de acero operada desde la superficie

Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un

mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que

es accionado con línea de acero.


34

Capitulo III

3. TIPOS DE TERMINACIÓN PARA UN POZO PETROLERO.

La terminación de un pozo petrolero, completa la perforación y es tan importante

como ésta. Por medio de la terminación de un pozo se puede extraer los

hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie.

La terminación se lleva a cabo, después de la cementación de la tubería de

explotación o bien en agujero descubierto.

La terminación deberá planearse y se elabora un programa que indique la

secuencia de los trabajos que se realizaran. Se incluirá el estado mecánico del

pozo, así como de los accesorios que se van a utilizar.

En este capítulo tomaremos los tipos de terminaciones más comunes que se

pueden presentar en un pozo:

Terminación en agujero descubierto.

Terminación en agujero entubado.

3.1 Terminación en Agujero Descubierto.

La técnica de terminación de pozos comenzó en los años veinte, los primeros

fueron perforados en yacimientos pocos profundos los cuales eran suficientemente

consolidados para prevenir derrumbamiento dentro del pozo.

La terminación en agujero descubierto consiste en correr y cementar el tubo de

revestimiento hasta el tope de la zona de interés y continuar perforando hasta la

base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza

en yacimiento de arenas consolidadas donde no se espera producción agua/gas ni

producción de arena o derrumbe de formación.

Las primeras terminaciones se realizaron en agujero descubierto, teniendo como

principal desventaja la limitación en el control del fluido del yacimiento, sin embargo

es el tipo de terminación más económica y posee una gran área de contacto entre


35

el pozo y el yacimiento. Ideal para formaciones consolidadas de baja

permeabilidad.

La terminación en agujero descubierto no emplea ninguna tubería de recubrimiento

ni Liner para soportar la formación, la misma matriz de roca mantiene el pozo

despejado, es la forma más barata de terminar un pozo y evita la perdida de

permeabilidad por la intrusión de la lechada de cemento dentro de la formación.

El uso de estas terminaciones está restringido a formaciones fuertemente

consolidadas como calizas, esto para asegurar las condiciones del agujero se

mantengan libres de solidos a lo largo de la vida productiva del pozo y en

yacimiento con baja presión en la zona productora, donde el intervalo saturado de

aceite y gas sea lo suficientemente grande y homogéneo a lo largo de toda la

sección como para no tener problemas con la producción de agua o gas (100 a 400

tf).

En yacimientos donde existen grandes zonas de baja permeabilidad, baja

porosidad y una baja permeabilidad vertical se necesitara una gran cantidad de

pozos con tubería de revestimiento perforada para alcanzar la misma área de

drene; que unos pocos pozos con terminación con agujero descubierto podrían

alcanzar, debido a su gran área de contacto con el yacimiento.

Esta técnica casi no es usada, al menos como una manera de terminar los pozos

permanentemente. El problema radica en que este tipo de terminaciones posee un

rango de condiciones de formación muy reducido para ser viable y en la actualidad

este tipo de terminaciones casi se han abandonado. Uno de los problemas que

posee la terminación en agujero descubierto es el control de sólidos, debido a que

no existe limitación alguna para la arenas suban a través del pozo a la superficie y

causen problemas en el equipo superficial.

En la actualidad este tipo de terminación permite la simulación por fracturamiento

hidráulico, acido o esfuerzos máximos de la roca antes de la falla, así como para

diseñar los disparos sin tener que dañar la tubería de revestimiento. Es decir que

solo es utilizada temporalmente en zonas donde se quiera medir o comprobar el


36

máximo esfuerzo de la roca antes de ceder, o la eficacia de un ácido para el

aumento de la conductividad de fluidos al pozo. También es utilizada durante

la perforación para comprobar los límites de la ventana operativa, la cual es un

dato muy importante para el diseño de lodos y la planeación para el asentamiento

de tuberías de revestimiento.

Ventajas

Se elimina el costo de disparos, el cual representa una operación

bastante costosa y riesgosa.

El diámetro del agujero es mayor en comparación de una terminación

entubada.

Fácilmente se puede profundizar más en la formación sin tener que

remover equipo.

Puede fácilmente modificarse la terminación para que el pozo sea

entubado, o se ponga un Liner.

Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el

daño a la formación dentro de la zona de interés.

Al estar expuesta la zona productora, no se tienen que utilizar registros

para agujero entubado.

Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas

Presenta problemas para controlar la producción de agua o gas.

La formación no puede ser estimulada selectivamente.

Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta, lo

que representaría un gasto.


37

Fig. 1 Terminación en agujero descubierto.

3.2 Terminación En Agujero Entubado

Actualmente es el mejor procedimiento para terminar un pozo, debido a que ofrece

mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos

productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar

varias al mismo tiempo.

La comunicación de fluidos entre la formación y el pozo es de dos maneras

posibles, la primera con tuberías de revestimiento que poseen una sección abierta

(ranuras) siguiente figura la cual comunica las paredes del pozo hacia el interior

del pozo, y eventualmente, hacia la superficie.

Fig.2 Tubería Ranurada.


38

La segunda comprende la utilización de tuberías de revestimiento completas sin

canales prefabricados, pero se utilizan herramientas externas para la perforación

in situ de la tubería. Se trata de las pistolas, las cuales son fuertes explosivos

enfocados en una dirección, por medio de cargas huecas; estos explosivos,

mostrados abajo se encargan de cortar la tubería, traspasándola por completo y

continuando hasta una profundidad en la formación.

Fig. 3 Terminación en agujero Entubado sin ranuras.

3.3 Tipos De Terminación De Acuerdo A La Configuración Mecánica

Existen varios factores que determinan el tipo de configuración mecánica con la

cual se termina el pozo, entre las más importantes están:

a) Tipo de pozo (inyector o productor).

b) Numero de zonas a completar.

c) Mecanismo de producción.

d) Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas,

etc.).

e) Grado de compactación de la formación.

f) Posibilidad de futuros reacondicionamientos.

g) Costos de los equipos.


39

3.3.1 Terminación Sencilla Simple.

Se usa una sola tubería de producción. Este tipo de terminación se aplica donde

existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. Todos los intervalos

productores de cañonear antes de correr el equipo de terminación. Además de

producir selectivamente la zona petrolífera ofrece la ventaja de las zonas

productoras de agua y gas. En caso que la zona petrolífera no tenga suficiente

presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie, se pueden

emplear métodos de levantamiento artificial.

Fig.8 Terminación sencilla simple.

Ventajas Desventajas

Bajo costo Los fluidos de las diferentes

formaciones productoras se mezclan

camino a la superficie.

Pocos accesorios en comparación con

las terminaciones múltiples.

Menor riesgo en la operación.

Menor tiempo de instalación.

Diámetro de la tubería de producción

relativamente amplio.


40

3.3.2 Terminación sencilla selectiva:

Se usa una sola tubería de producción. Este tipo de terminación se aplica donde

existe una o varias zonas de uno o más yacimientos. Todos los intervalos

productores se cañonean antes de correr el equipo de terminación. Además de

producir selectivamente la zona petrolífera, ofrece la ventaja de aislar las zonas

productoras de gas y agua.

Fig. 9 Terminación sencilla selectiva.


Los fluidos de las formaciones

productoras son producidos por

separado.

Más costoso que el método sencillo

convencional.

Se evitan zonas de perdida de fluidos. Requiere de más equipo

Se reduce el número de pozos. Más costos.

Se puede producir fluidos de

yacimientos diferentes sin problemas

de compatibilidad.


41

3.3.3 Terminación múltiple simple.

Se usa dos o más tubería de producción. Se utiliza cuando se requiere producir

simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin

mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar.

La zona superior produce a través del espacio anular entre la tubería de

revestimiento y la tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a

través del interior de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la

zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena,

corrosión, etc.

Fig.10 Terminación múltiple sencilla.


Los fluidos de cada formación son

producidos al mismo tiempo.

Mucho más costoso.

Los fluidos no tienen contacto con la

tubería de revestimiento.

Mayor tiempo de instalación del

equipo

Se controla por separado la producción

de cada intervalo.

Se reduce el diámetro efectivo de

flujo

Se requiere de gente más

especializada.

INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL SEMINARIO DE PERFORACION, TERMINACION Y REPARACION DE POZOS PETROLEROS.

42

4. PROGRAMA DE TERMINACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO A-1

4.1. INFORMACIÓN BÁSICA DEL POZO.

NOMBRE DEL POZO.

NOMBRE A NUMERO 1 LETRA - NO. DE CONDUCTOR UNICO

CLASIFICACION Pozo en busca de nuevas acumulaciones IR 01

EQUIPO Paragon M841

4.1.1 Objetivo.

Encontrar producción comercial de hidrocarburos económicamente explotables en rocas carbonatadas fracturadas de cuenca del cretácico, así como en los probables bancos oolíticos o facies dolomitizadas de rampa interna del Jurásico Superior Kimmeridgiano.

4.1.2 Tipo de Terminación.

Terminación sencilla con aparejo DST-TCP considerando el diámetro de 4”, 22.5 lb/pie, TRC-95, HD-533 y 3½“ TRC-95 y P-110, 12.95 lb/pie, HD-533.

4.1.3 Ubicación Real.

Estado: Aguas Territoriales del Golfo de México.

Referencia Topográfica:

La localización se encuentra enfrente de las costas del estado de tabasco a 8.67 km al SW del pozo Onel-1, a 8.64 km al NE del pozo Och-1B y a 84.43 km al NE de la ciudad de Frontera, Tabasco.

Tipo de Pozo: Exploratorio. Tirante de Agua: 68 Coord. UTM Cond. X=559,199.97 m Y=2,130,199.87 m Coord. Geo. Cond. Long=92° 26’ 11.90” W Lat=19° 15’ 52.51” N


43

4.1.4 Plano de Localización.

4.2. INFORMACIÓN DEL POZO PERFORADO.

4.2.1 Profundidad Total (m).

Profundidad Vertical (m.v.b.n.m.) 5064 Profundidad Vertical (m.v.b.m.r.) 5100 Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r.) 5100

4.2.2 Profundidad Interior (m).

Profundidad Vertical (m.v.b.n.m.) 4741 Profundidad Vertical (m.v.b.m.r.) 4777 Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r.) 4777


44

4.2.3 Estado Mecánico Real (Gráfico).


45

4.2.4 Distribución de Tuberías de Revestimiento.

Cuerpo Junta De A

X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 -4.85 88.72

28.00 88.72 100.57

26.25 100.57 112.90

X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 112.90 250.11

X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 250.11 262.30

X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 262.30 263.00

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 -1.89 102.22

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 102.22 105.12

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 105.12 105.34

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 105.34 106.13

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 106.13 106.37

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 106.37 109.18

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 109.18 976.11

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 976.11 976.56

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 976.56 996.41

K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 996.41 997.00

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 -2.70 101.31

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 101.31 105.27

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 105.27 105.56

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 105.56 106.00

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 106.00 106.85

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 106.85 107.21

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 107.21 110.01

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 110.01 2222.37

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 2222.37 2222.83

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 2222.83 2251.20

TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 2251.20 2251.80Zapata Flotadora 13 3/8"

Anillo de Carga Interno MLS

Tramo Corto Unido a Caja MLS 13 3/8"

156 Tramos de TR 13 3/8"

Cople Flotador 13 3/8"


11 Tramos TR de 13 3/8"

Tramo Corto Unido a Caja MLS 13 3/8"

Piñon MLS 13 3/8"

Caja MLS 13 3/8"

Anillo de Carga Externo MLS

Descripción

TUBERIA DE REVESTIMIENTO 30"

7 Tramos TR 30"

Conector Quik Jay piñon.

Caja Conector Quik Jay con Aro Soporte de Carga.

11 Tramos TR 30"

1 Tramo TR 30"

Zapata Flotadora de 30" X-52, 310.01 lb/pie, Drill Quik

TUBERIA DE REVESTIMIENTO 20"

11 Tramos TR 20"

Tramo Corto 20" (piñon- caja)

Mudline 20"

Extremo Superior de Herramienta a Aro de Carga.

Aro de Carga

Tramo Corto 20" (doble pin)

Resistencia Tensión (lbsx1000)

Peso (lb/pie)

ConexiónDiam. Int

(pg)

Resist. Presión Int.(Psi)

Resist. Colapso

(Psi)

101 Tramos TR 20"

Cople Flotador, Antares

2 Tramos TR 20"

Zapata Rimadora-Flotadora 20"

TUBERIA DE REVESTIMIENTO 13 3/8"

Distribución (m.d.b.m.r.)Grado


46

Cuerpo Junta De A

Extensión Pullida C2 11.50 12010 8480 2891 2049 2168.81 2174.07

Colgador Emp. 78.8# x 65# TAC-140 71.8 HD-523 10.686 12010 8480 2891 2049 2174.07 2176.54

Comb. P) 11 7/8" HD-523 x 11 3/4" HD-511, 65#

TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 2176.54 2180.87

TAC-140 71.8 HD-523 10.711 12010 8480 2891 2049 2180.87 4184.20

TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 4184.20 4184.72

TAC-140 71.8 HD-523 10.711 12010 8480 2891 2049 4184.72 4197.74

TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 4197.74 4198.50

TAC-140 71.8 HD-523 10.711 12010 8480 2891 2049 4198.50 4209.57

TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 4209.57 4210.00

Extensión Pullida C2 11.500 4098.41 4102.85

Colgador Emp. 62.8# x 65# TAC-140 62.8 HD-513 10.686 15510 14390 2543 1592 4102.85 4104.68

Comb. P) 9 7/8" HD-513 x C) 9 7/8 HD-513, 62.8 #

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4104.68 4108.81

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4108.81 4335.67

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4335.67 4336.25

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4336.25 4349.56

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4349.56 4350.23

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4350.23 4363.62

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4363.62 4364.27

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4364.27 4377.57

TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4377.57 4378.00

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 -1.50 100.10

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 100.10 103.95

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 103.95 105.83

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.800 10180 10280 1998 1551 105.83 106.11

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.600 10180 10280 1998 1551 106.11 106.85

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.600 10180 10280 1998 1551 106.85 107.71

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 107.71 109.39

TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 109.39 2350.80

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 2350.80 4069.72

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4069.72 4070.23

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4070.23 4082.23

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4082.23 4094.27

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4094.27 4095.61

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4095.61 4097.63

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4097.63 4098.43

TAC-140 62.8 VSLIJ-II 8.625 15510 14390 2543 1974 4098.43 4098.83

LINER 9 7/8"

Conjunto Colgador Soltador 9 7/8" x 11 7/8"

COMPLEMENTO 9 7/8"


Resist. Colapso

(Psi)


Distribución (m.d.b.m.r.)Descripción Grado

Peso (lb/pie)

ConexiónDiam. Int

(pg)

Tramo de TR 9 7/8"

Parte Superior Tie Back 9 7/8"

Tubo Espaciador (Tope Localizador)

3 USMV

Zapata

Extremo Superior de Herramienta Colgadora a Aro de Carga.

Aro de Carga

Tramo de TR 9 7/8"

Tramo Corto (Doble Pin)



Cople Flotador con Orificio 9 7/8"


Tramo de TR 9 7/8"

Tramo Corto (Piñon-Caja)

Herramienta Soltadora MLS


Tramo de TR 9 7/8"


Tramo de TR 9 7/8"

Zapata Guía 9 7/8"



Tramo de TR 9 7/8"

Tramo de TR 11 7/8"


Tramo de TR 11 7/8"

Zapata Guía 11 7/8"

LINER 11 7/8"



Cople de Retención 11 7/8"


47

4.2.5 Resumen de la Perforación.

Prof. (m).

Densidad de Lodo (gr/cc).

Actividad. Operación.

Barrena de 36” (TR 30”)104 Reconoce lecho

marino. Bajó sarta pendular con bna. de 36” a 104 m, donde reconoció lecho marino con 20 EPM.

277 Agua de mar 1.04

Perfora Perforó a 277 m con un récord de 173 m cortados en 06:45 hrs, con 110 rpm, 2 ton, 200-250 amp, 917 GPM y Pb= 1025 psi. Limpió agujero, realizó viaje corto y bombeó bache de lodo bentonítico de 1.18 gr/cc

277 Lodo bentonítico 1.18

Viaje de repaso Realizó viaje de repaso encontrando resistencia a 254 m, repasó resistencia y bombeó lodo bentonítico de 1.18 gr/cc. Levantó sarta pendular con bna de 36” a superficie.


Baja y cementa TR

Bajó TR de 30”, X-52, 310.01 lb/pie a 263 m. Bombeó 7 m3 de bache lavador de 1.03 gr/cc para lodo base agua. Mezcló y bombeó 83.53 m3 (108.23 ton) de lechada de 1.90 gr/cc, desplazó con agua de mar. Finalizó bombeo y observó 1.5 bls de retorno en cajas. Cima de cemento a 105 m.

BARRENA DE 26” (TR 20”)277 Lodo bentonítico

1.13 Reconoce cima de

cemento Bajó sarta pendular con MWD y APDW/LWD y bna de 26” a 240 m, tocó cima de cemento con 5 Ton, desplazó agua de mar por lodo bentonítico de 1.13 gr/cc.


Perfora Rebajó cemento con consistencia a 277 m, bombeó 6 m3 de bache viscoso de 1.10 gr/cc x 120 seg. y perforó a 375 m, 98 m perforados en 06:37 hrs con 4-6 Ton, 120 rpm, 1200 lb/pie, 154 EPM y 877 GPM.


Viaje de repaso Realizó viaje de repaso y observó resistencia a 371 m aumentando el torque a 4000 lb/pie, Pb= 1430-1550 psi, 154 EPM, 877 GPM. Circuló un tiempo de atraso y bombeó 5 m3 de bache bentonítico de 1.10 gr/cc y bajó sarta a 375 m rotando.

Cuerpo Junta De A

Extensión Pullida C2 VSLIJ-II 6.625 4330.13 4333.47

Colgador Emp. 39# x 39# TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1, 567 1,193 4333.47 4338.02

Comb. P) 9 7/8" x C) 7 5/8" TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4338.02 4338.37

TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4338.37 4577.02

TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4577.02 4577.62

TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4577.62 4589.70

TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4589.70 4590.38

TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4590.38 4602.45

TAC-140 39 VSLIJ-II 6.625 15,250 16,070 1,567 1,193 4602.45 4603.00

Extensión Pullida C2 4.800 4521.71 4525.26

Colgador Emp. 23# x 23# TAC-140 23 VSLIJ-II 4.800 18,490 19000 928 694 4525.26 4531.27

Comb. P) 5 1/2" x C) 7 5/8" TAC-140 23 VSLIJ-II 4.600 18,490 19000 928 694 4531.27 4531.60

TAC-140 23 VSLIJ-II 4.540 18,490 19000 928 694 4531.60 4777.38

TAC-140 23 VSLIJ-II 4.670 18,490 19000 928 694 4777.38 4777.94

TAC-140 23 VSLIJ-II 4.540 18,490 19000 928 694 4777.94 4792.39

TAC-140 23 VSLIJ-II 4.670 18,490 19000 928 694 4792.39 4793.02

TAC-140 23 VSLIJ-II 4.540 18,490 19000 928 694 4793.02 4807.48

TAC-140 23 VSLIJ-II 4.670 18,490 19000 928 694 4807.48 4008.00

Zapata Guía 7 5/8"

LINER 7 5/8"


Cople de Retención 7 5/8"

1 Tramo de TR 7 5/8"

Cople Flotador Diferencial 7 5/8"




Zapata Guía 5 1/2"

Descripción GradoPeso

(lb/pie)


17 Tramos TR de 5 1/2"

Cople de Retencion 5 1/2"


Cople Flotador Diferencial 5 1/2"

LINER 5 1/2"

ConexiónDiam. Int

(pg)


Resist. Colapso

(Psi)


Distribución (m.d.b.m.r.)


48


Perfora Perforó a 1005 m, 728 m perforados en 70:11 hrs con 8-10 ton, 167 EPM, 6100 lb/pie, 167 rpm, 950 GPM y Pb= 2060 m con una DEC= 1.261 gr/cc, bombeando 5 m3 de bache de lodo bentonítico de 1.20 gr/cc x 170 seg y tomó survey cada 30 m.


Toma survey y limpia pozo

Tomó survey a 991.29 m, observó inclinación de 0.38°. Bombeó bache viscoso de 1.19 gr/cc x 250 seg, circuló limpiando pozo y levantó sarta con bna. de 26” a superficie.


Baja sarta encontrando resistencias

Bajó sarta empacada y bna. de 26” a 1005 m venciendo resistencias de 2-5 Ton a diferentes profundidades repasando sin rotación y bombeo. Bombeó 5 m3 de bache viscoso de 1.19 gr/cc x 150 seg. y circuló ciclo completo. Levantó sarta empacada y observó arrastre de 10 ton en el intervalo 845 m - 731 m, liberó misma observando paros de rotaria y atrapamiento.


Desplaza lodo Circuló homogenizando lodo a 1.25 gr/cc y bajó sarta empacada con bna. de 26” a 1005 m, encontrando resistencias de 995 m a 1005 m y venciendo mismas con 100 rpm y 100 EPM. Circuló ciclo completo, bombeó 5 m3 de bache viscoso de 1.25 gr/cc x 150 seg y levantó sarta empacada con bna. de 26” a superficie.


Baja y cementa TR

Bajó TR de 20”, K-55, 133 lb/pie a 997 m. Bombeó 7.95 m3 de bache lavador de 1.03 gr/cc base agua, seguido de 7.95 m3 de bache espaciador de 1.35 gr/cc base agua, posteriormente bombeó 97.08 m3 (56.11 ton) de lechada de llenado de 1.54 gr/cc, seguido bombeó 40.07 m3 (40.09 ton) de lechada de amarre. Desplazó con UAP bombeando 20 bls de lodo bentonítico de 1.25 gr/cc. Continuó desplazamiento con bomba del equipo, en total bombeó 1000 bls de lodo bentonítico. Observó presión final con 780 psi, desfogó presión a cero regresando 3 bls.

BARRENA 17 ½” (TR de 13 3/8”)1005 Lodo bentonítico

1.25 Reconoce cima de cemento y prueba

TR

Bajó sarta navegable rotatoria con PWD, LWD y bna de 17 ½” a 969.82 m, verificó cima de cemento con 2 ton y observo resistencia. Realizó prueba de hermeticidad con 1000 psi durante 15 min.

1005 Emulsión Inversa

1.40

Desplaza lodo y rebaja cemento

Rebajó cemento y accesorios a 995 m. Con bomba del equipo circuló pozo con lodo de 1.25 gr/cc, realizó desplazamiento de lodo bentonítico de 1.25 gr/cc por lodo EI de 1.40 gr/cc hasta homogenizar columnas y continuó rebajando cemento hasta 1005 m.


1.40

Perfora Perforó a 1020 m con 2-4 ton, 60 rpm, 1476 lb-pie, 735 GPM y Pb= 2011 psi. Circuló un tiempo de atraso con movimiento reciprocante de sarta.


1.40

Prueba de goteo Cerró preventor anular y efectuó prueba de goteo con gasto de 0.25 BPM, bombeando 5 bl de lodo de EI de 1.40 gr/cc en total, observó presión de goteo de 390 psi, equivalente a 1.66 gr/cc, suspendió bombeo y observó durante 10 minutos estabilizándose presión a 310 psi. Desfogó presión a 0 psi regresando 2 bls a UAP.


1.50

Perfora y densifica lodo

Perforó con bna PDC y sarta rotatoria a 1580 m, tomando survey y repasando cada lingada, limpió pozo y densificó lodo a 1.50 gr/cc. Recuperó muestra de formación y homogenizó fluido a 1.50 gr/cc.

1956 Emulsión Inversa 1.57

Perfora Perforó con bna PDC y sarta rotatoria a 1956 m; 951 m perforados en 53:38 hrs, PSB= 8-10 ton, 140 rpm, 11800 lb-pie, 200 EPM, 836 GPM, Pb= 3350 psi, DEC= 1.607 gr/cc, repasando cada lingada bombeando 5 m3 de bache viscoso de 1.57 gr/cc x 100 seg. con 30 kg/m3 de CaCO3 grueso y 30 kg/m3 de CaCO3 medio cada lingada.


Perfora y observa pérdida

Perforó a 2124 m, tomó survey y bombeó 14 m3 de bache viscoso de 1.58 gr/cc x 120 seg, con 30 kg/m3 de CaCO3 medio y 30 kg/m3 de CaCO3 fino. Circuló ciclo completo y levantó bna PDC a 1040 m, rompió circulación por 10 min y observó pérdida de circulación, sin observar nivel en el pozo.


Control de pérdida Levantó bna PDC y sarta rotatoria a 987 m, bombeó 23.08 m3 de lodo de 1.05 gr/cc encontrando nivel a 168 m. Bombeó 4 baches espaciados de obturante de 1.58 gr/cc x 60 seg, con 60 kg/m3 de CaCO3 medio y fino sin observar circulación. Bombeó y desplazó 7 m3 de bache obturante de 1.58 gr/cc x 60 seg con 120 kg/m3 de CaCO3 medio y fino, sin observar circulación. Levantó bna PDC y sarta rotatoria a superficie. Bajó TP 5” franca a 1040 m, bombeó 50 m3 de bache obturante de 700 kg/m3 observando circulación y nivel, desplazó mismo con


49

4 m3 de lodo EI de 1.58 gr/cc. Levantó TP franca 5” a superficie y esperó reposo de bache


Control de pérdida Bajó bna PDC y sarta rotatoria a 1500 m, rompió circulación sin observar retorno en superficie, levantó bna PDC y sarta rotatoria a 500 m, bombeó 86 m3 de lodo EI de 1.56 gr/cc sin observar retorno en superficie y levantó bna PDC y sarta a superficie. Bajó TP franca de 5” a 1500 m, bombeó 96 m3 de bache obturante de 800 kg/m3 sin observar circulación. Levantó TP a 500 m, reposó bache y bombeó lodo EI de 1.52 gr/cc, observando circulación. Homogenizó columna a 1.52 gr/cc y levantó TP de 5” a superficie.


Perfora con pérdida parcial

Bajó bna PDC y sarta rotatoria a 2124 m, homogenizo lodo a 1.50 gr/cc, estableció parámetros y perforó a 2265 m, con peso sobre bna de 6-8 ton, 130 rpm, 5000-6000 pie-lb, 185 EPM, 773 GPM y 3000 psi, con 31 m3 de lodo perdido y 584 m3 perdidos acumulados. Se agregó CaCO3 medio y grueso, con concentración 30/30 kg/m3. Continuó perforando a 2299 m, circuló con movimientos de sarta, paró bombeo y observó retorno de +/- 20 m3 de lodo de 1.50 gr/cc.


Viaje de repaso y bombeo de bache

pesado

Levantó bna PDC y sarta rotatoria a 988 m. Bajó a 2180 m, observó resistencia y venció misma con 6 Ton, reconoció fondo perforado y bombeó 65 m3 de bache de 1.71 gr/cc. Desplazó bache de 1.71 gr/cc y levantó bna PDC y sarta rotatoria a superficie.


Baja y cementa TR

Bajó TR de 13 3/8”, TAC-140, 72 lb/pie, HD-521 a 2251 m. Con UAP, bombeó 12.72 m3 de bache espaciador de 1.60 gr/cc para lodo base aceite, bombeó 44.05 m3 (44.06 ton) de lechada de llenado de 1.90 gr/cc, seguido bombeó 46.91 m3 (46.93 ton) de lechada de amarre de 1.90 gr/cc. Desplazó bombeando con UAP 3.18 m3 de bache espaciador de 1.60 gr/cc para lodo base aceite, continuó desplazando 160.59 m3 con bomba del equipo y lodo de 1.50 gr/cc. Bombeo 50 bl de agua de perforación con UAP, alcanzó presión final de 1350 psi, verificó equipo de flotación regresando 6.5 bl.

BARRENA 12 ¼” x 14 ¾” (TR 11 7/8”)2299 Emulsión

Inversa 1.61 Reconoce cima de

cemento, desplaza lodo y

prueba TR

Bajó bna tricónica con sarta lisa a 2223 m, reconoció cima de cemento con 5 ton, homogenizó columna con lodo de 1.61 gr/cc. Rebajó cemento y cople flotador, circuló ciclo completo y probó integridad de TR con 1600 psi durante 10 min


Rebaja cemento y desplaza lodo

Rebajó cemento hasta 2259 m y bajó a reconocer fondo perforado a 2295 m, circuló homogenizando columna de lodo a 1.65 gr/cc y levanto bna tricónica y sarta lisa a superficie.


Reconoce fondo y realiza prueba de

DEC

Bajó bna PDC y sarta rotatoria navegable con ampliador 14 3/4”, LWD, MWD y LWD sónico a fondo perforado, circuló ciclo completo limpiando pozo. Levantó sarta a 2251 m y realizó prueba de densidad equivalente bombeando con UAP 5.7 bl con q= 0.25 BPM, Pb= 888 psi, observó por 15 min abatiéndose la presión a 850 psi regresando el volumen bombeado y resultando una DEC= 1.92 gr/cc.


Perfora y relaiza prueba de goteo

Perforó a 2314 m repasando y conformando agujero, circuló con movimientos reciprocantes de sarta. Levantó sarta a 2309 m y realizó prueba de goteo bombeando con UAP 8 bl de lodo de 1.65 gr/cc, registrando una presión máxima de 1140 psi, estabilizando en 1102 psi, observó por 10 min, desfogó presión cuantificando retorno de 7.5 bl, dando como resultado una equivalente de 2.00 gr/cc.


Perfora Continuó perforando a 2521 m con peso sobre bna de 4-6 ton, 130 rpm, torque de 3500-4500 lb-pie, 185 EPM, 649 GPM y 3450 psi, con lodo de 1.75 gr/cc y DEC= 1.805 gr/cc.



Perforó a 2637 m, con peso sobre bna de 4-6 ton, 100 rpm, torque de 3000-4000 lb-ft, 185 epm,649 GPM y 3720 psi, con lodo de 1.78 gr/cc y DEC= 1.832 gr/cc, limpió pozo y bombeó 6 m3 de bache viscoso de 1.78 gr/cc x 120 seg, densificó lodo a 1.79 gr/cc y continuó perforando a 2675 m, perforó 376 m en 20:30 hrs con peso sobre bna de 2-4 ton, 110 rpm, 1700-3000 lb-pie de torque, 185 EPM, 650 GPM, 3670 psi y DEC= 1.834 gr/cc.



Densificó lodo a 1.80 gr/cc y continuó perforando a 2750 m, bombeó 6 m3 de bache viscoso de 1.80 gr/cc x 180 seg y tomó survey cada lingada. Densificó lodo a 1.84 gr/cc y perforó a 2801


50

m, perforó 502 m en 29:54 hrs con peso sobre bna de 2-4 ton, 100 rpm, 1000-3000 lb-pie de torque, 185 EPM, 650 GPM, 4038 psi y DEC= 1.901 gr/cc, bombeó 6 m3 de bache viscoso de 1.84 gr/cc x 180 seg y tomó survey cada lingada. Con sarta en movimiento, circuló limpiando pozo.



Densificó lodo a 1.90 gr/cc y continuó perforando a 2907 m, con peso sobre bna de 2-4 ton, 100 rpm, torque de 3000-5000 lb-pie, 185 EPM, 649 GPM y 4350 psi; DEC= 1.964 gr/cc, bombeando 6 m3 de bache viscoso de 1.90 gr/cc x 180 seg cada lingada y tomando survey.


Perfora y recupera muestra

Densificó lodo a 1.92 gr/cc y continuó perforando a 3662 m, circuló tiempo de atraso con 174 EPM, 612 GPM y 4517 psi, para recuperar muestra, observando lodo con gas combustible de 2000 ppm disminuyendo paulatinamente a 0 ppm.



Densificó lodo a 1.94 gr/cc y continuó perforando a 4210 m, con récord de bna de 1911 m cortados en 167:34 hrs; récord de ampliador, 1729 m ampliados en 119:04 hrs repasando y tomando survey cada lingada, circuló ciclo completo para recuperar muestra de fondo, repasó con movimientos ascendentes y descendentes con circulación normal. Sacó bna. y sarta rotatoria navegable a superficie.


Toma registros Bajó sonda con registros AIT-EMM-PPC-GPIT-GR a 4210 m, levantó sonda registrando de 4210 m a 2251 m, tomó sección repetida de 2450 m a 2251 m y levantó sonda a superficie. Bajó segunda sonda con registros LDL-GR a 4210 m, levantó sonda registrando hasta 2251 m, tomó sección repetida de 2450 m a 2251 m y levantó sonda a superficie. Bajó tercera sonda con registros DSI-GR a 4210 m, levantó sonda registrando hasta 2251 m, tomó sección repetida de 2450 m a 2251 m y sacó sonda a superficie.


Viaje de reconocimiento

Bajó molino 12 ¼” y escariador para TR 13 3/8” a 2244 m y levantó a superficie. Bajó bna PDC 12 ¼” con sarta estabilizada a 4210 m sin observar resistencias, circuló tiempo de atraso y levantó sarta a superficie.


Mete y cementa liner

Metió TR 11 7/8”, 71.8 lb/pie, TAC-140, HD-523 y conjunto colgador-soltador 11 7/8” x 13 3/8” a 4210 m. Bombeó 15.9 m3 de bache espaciador para lodo base aceite de 2 gr/cc con 3 BPM y 650 psi. Posteriormente bombeó 56.604 m3 (59.53 ton) de lechada de llenado de 2.05 gr/cc con 2-3 BPM y 1250 psi, seguido bombeó 14.31 m3 (15.07 ton) de lechada de amarre de 2.05 gr/cc con 3-4 BPM y 1133 psi. Liberó dardo de cabeza de cementar e inició desplazamiento con lodo EI de 1.94 gr/cc con 5-2 BPM y 1060-1539 psi alcanzando presión final de 1539 psi con 850 bls, verificó equipo de flotación regresando 4 bl.


Reconoce BL y prueba misma.

Bajó sarta lisa con bna tricónica 12 ¼” a 2165 m, encontró resistencias y venció mismas con rotación y bombeo, continuó bajando a 2173.6 m donde reconoció BL de 11 7/8” con 5 ton. Realizó prueba de integridad a la BL de 11 7/8” con 1500 psi durante 15 min y sacó sarta a superficie.

BARRENA 10 5/8” (TR 9 5/8”)4210 Emulsión

Inversa 1.94 Prueba TR Con sarta lisa y bna tricónica 10 5/8” rebajó cemento de 4182 m a

4199 m, cerró BOP superior y realizó prueba de integridad a TR con 1500 psi


Desplaza lodo Con bna PDC 10 5/8” y sarta rotatoria navegable a 4200 m, realizó desplazamiento de lodo EI 1.90 gr/cc por lodo EI 1.60 gr/cc bombeando 5 m3 de bache viscoso de 1.60 gr/cc con 105.3 GPM y 908 psi, seguido de lodo EI de 1.60 gr/cc con 40 EPM y aumentando paulatinamente hasta 70 EPM, con 210.6 GPM y 2145 psi. Circuló hasta homogenizar columnas


Perfora y observa aporte

Bajó bna PDC con sarta rotatoria navegable a 4215 m (fondo perforado), ajustó parámetros y perforó a 4278 m, donde observó incremento de flujo de salida de 21% a 65%. Levantó sarta a 4258 m, abrió válvula de estrangular, cerró preventor doble superior y estrangulador en árbol de estrangulación y registró presión, observando presión al cierre en TR de 1380 psi y en 10 min levantó presión a 1830 psi; presión estabilizada en TP de 950 psi. Esperó barita y continuó observando pozo, PTP= 50 psi y PTR= 1830 psi.


51


Control de pozo Realizó control de pozo con lodo de 1.75 gr/cc con concentración de 5 kg/m3 de lodo, estrangulado a 9/16”, con 30 EPM y presión de 1110 psi a 190 psi; PTR= 1800 psi, suspendió control de pozo por observar incremento en flujo de salida, observando gas y aceite con una concentración de gas combustible de 64947 ppm y densidad de salida de 1.19 gr/cc. Cerró pozo y monitoreó presiones, observando PTR= 3400 psi y PTP= 64 psi. Inició control de pozo circulando con 44 EPM, Pb= 347 psi, PTR=120 psi, estrangulado a 3/4” - 11/16” alineado al quemador. Cerró pozo monitoreando presiones, PTP= PTR= 100 psi. Bombeó bache viscoso de 1.78 gr/cc x 155 seg con 35 122 GPM, 35 EPM, PTR= 110 psi, PTP= 347 a 410 psi, seguido bombeó lodo EI de 1.75 gr/cc con 37-60 EPM, 130-210 GPM, Pb= 350-850 psi, PTR= 110-0 psi, estrangulado por 1/2” a 19/16” con densidad de salida de 1.19 gr/cc a 1.60 gr/cc alineado al separador gas-lodo y recirculando por desgasificador. Continuó control con bombeo de lodo EI de 1.75 gr/cc con 210-189 GPM, Pb= 770-630 psi, estrangulado por 19/16” con densidad de salida de 1.60-1.69 gr/cc, PTR= 0 psi alineado a separador gas-lodo y recirculando por desgasificador, cerró pozo y observó mismo, PTR= 100 psi, PTP= 0 psi. Bombeó bache viscoso de 1.75 gr/cc x 200 seg con 40 kg/m3 de CaCO3 grueso y 40 kg/m3 de CaCO3 medio, con 30 EPM, 105 GPM y 250 psi. Desplazó bache con lodo EI de 1.75 gr/cc con concentración de 20 kg/m3 de CaCO3 grueso y 20 kg/m3 de CaCO3 medio homogeneizando columnas, Bajó bna a 4272 m, depositó bache con 30 EPM, 105 GPM, Pb= 260-385 psi, PTR= 460-500 psi, estrangulado por 3/16” a 7/16” con densidad de salida de 1.75 gr/cc a 1.69 gr/cc y lecturas de gas entre 4500-9500 ppm. Bombeó 6 m3 de bache obturante de 1.75 gr/cc x 200 seg con 40 kg/m3 de CaCO3 medio y grueso, PTP= 210 psi, PTR= 200 psi, seguido, homogenizó columnas con lodo EI de 1.75 gr/cc con 20 kg/m3 de CaCO3 medio y grueso, con 18 EMB, PTP= 207 psi, PTR= 60 psi, estrangulado por 19/16” con densidad de salida de 1.68 gr/cc y 597 ppm de gas combustible, con pérdida de 85 m3, suspendió bombeo por no observar circulación, alineó pozo a separador gas-lodo, observó por 30 min e inició a fluir, cerró pozo durante 45 min sin observar incremento de presión en TR, abrió pozo estrangulado por 15/32” e inició bombeo con 60 GPM, PTP= 210 psi, PTR= 0 psi con flujo, continuó bombeo sin observar flujo, cerró pozo y observó PTP= PTR= 0 psi. Bombeó 20 m3 de bache viscoso de 1.75 gr/cc x 200 seg. con 40 kg/m3 de CaCO3 medio y grueso con 36 EPM, 126 GPM, estrangulado a 15/16", PTP= 370 psi y PTR= 0 psi, observando circulación parcial. Desplazó bache con lodo EI de 1.75 gr/cc con 100 GPM, estrangulado a 15/16", PTP=370 psi y PTR=0 psi, densidad de salida 1.71 gr/cc, gas combustible 250 ppm, suspendió bombeo y cerró pozo, PTP= 0 psi y PTR=0 psi. Homogeneizó columnas con lodo de E.I. de 1.75 gr/cc, alineado al separador gas lodo, con 60-25 EPM, 210-88 GPM, PBB= 720-250 psi, PTR=0 psi, estrangulado a 9/16"-19/16", densidad de salida 1.65-1.73 gr/cc, gas 250-860 ppm, con circulación parcial. Continuó homogeneizando columnas a 1.75 gr/cc con 40 EPM, 140 GPM, Pb=430 psi, PTR=0 psi, densidad de salida 1.65-1.69 gr/cc, gas 480 ppm, observando circulación parcial. Abrió pozo por válvula 7 1/16” de cabeza rotatoria sin observar escurrimiento. Circuló y observó salida de lodo de 1.75 gr/cc en presas.


Perfora y suspende por falta de lodo.

Perforó a 4303 m observando densidad de salida de 1.74 gr/cc x 61 seg, suspendió por falta de lodo, levantó sarta a 4113 m, observó flujo en línea de flote, cerró pozo y observó presión en TR0TP= 0 psi. Bombeó 20 m3 de lodo por EA y 50 m3 de bache viscoso de 1.75 gr/cc x 200 seg en directo observando circulación parcial, desplazó bache con 25.5 m3 de lodo dejando bache balanceado. Abrió pozo sin observar escurrimiento.


Perfora y observa aporte

Perforó a 4313 m, observó gas en línea de flote de 19144 ppm y ganancia en presas de 20 m3, cerró pozo y bombeó fluidos contra formación, observó presión en TR=200 psi, en TP= 180 psi. Circuló para homogeneizar columnas a 1.75 gr/cc en circuito cerrado a través de ensamble de estrangulación, observó pozo


52

cerrado con PTR= 0 psi y PTP= 0 psi. Abrió pozo sin observar escurrimiento.


Perfora y saca sarta a superficie

Perforó a 4392 m sin observar circulación, récord de barrena: 177 m en 50:44 hrs, últ 3: 17-16-15 bombeando baches viscosos de 1.75 gr/cc y repasando cada tramo, observando libre. Levantó sarta a 4210 m bombeando por interior de TP 10 m3 y por EA 38 m3 de bache viscoso de 1.75 gr/cc x 250 seg, continuó levantando sarta hasta superficie.


Toma de registros eléctricos

Bajó sonda de registros AIT-BGT-GR a 4392 m, tomó registros de 4392 m a 4210 m y sacó a superficie. Bajó segunda corrida de registros LDL-CNL-HSGR a 4392 m, tomó registros de 4392 m a 4210 m y sacó a superficie. Tomó tercera corrida de registros DSI-GR de 4392 m a 4210 m y levantó sonda a superficie. Bajó cuarta corrida de registros FMI-GR a 4392 m, levantó sonda registrando a 4210 m y sacó a superficie. Bajó quinta corrida de registros CMR-GR a 4392 m, levantó sonda registrando a 4210 m, tomó sección repetida y sacó a superficie.


Realiza viaje de repaso

Bajó molino 10 5/8“, escariador 10 5/8” hasta 4090 m, levantó a superficie y bombeó 5 m3 de lodo EI de 1.75 gr/cc, volumen de acero extraído y 50% más cada 5 lingadas. Bajó bna 10 5/8” con sarta lisa a 4392 m y levantó a superficie bombeando volumen de acero extraído.


Baja y cementa liner

Bajó liner 9 7/8”, 62.8 lb/pie, TAC-140, HD-513 a 4378 m, realizó procedimiento de anclaje de liner. Procedió a realizar cementación de liner de la siguiente manera: con UAP, bombeó 9.54 m3 de bache espaciador de 1.85 gr/cc para lodo base aceite con 4 BPM y 200-650 psi, seguido mezcló y bombeó 3.38 m3 (3.38 ton) de lechada de cemento de 1.90 gr/cc con 1.5-3.4 BPM y 310-710 psi, se liberó dardo y desplazó con 1.59 m3 de bache espaciador de 1.85 gr/cc para lodo base aceite con 2-4 BPM y 300-762 psi. Continuó desplazamiento bombeando 6.36 m3 de lodo EI de 1.75 gr/cc con 4 BPM y 840 psi, seguido bombeó 1.59 m3 de bache espaciador de 1.85 gr/cc para lodo base aceite con 3 BPM y 610 psi. Finalizó desplazamiento con 32.75 m3 de lodo EI de 1.75 gr/cc con 3-2 BPM y 630-820 psi, se observó presión final de 1260 psi verificó equipo de flotación por 5 min regresando 1.5 bl.


Verificó y probó BL

Bajó molino plano 10 5/8” con sarta lisa a 4099.29 m, cargó 1-2 ton verificando BL de 9 7/8”, levantó 1 m, circuló ciclo completo y realizó prueba de hermeticidad con 1500 psi por 15 min. Levantó molino 10 5/8” con sarta lisa a superficie.


Rima C2 Armó sarta lisa con bna 8 ½” y rima de 9 ½”, reconoció BL con rima de 9 ½” a 4099 m cargando 2-3 ton, trabajó rima puliendo C2 con 40 rpm, torque de 2000 lb-ft, 80 EPM y 930 psi, repasando en 6 ocasiones. Bajó sarta a 4119 m, circuló ciclo completo y levantó sarta a superficie.

COMPLEMENTO 9 7/8”4392 Emulsión

Inversa 1.75 Baja y cementa complemento

Bajó complemento de TR 9 7/8”, 62.8 lb/pie, TRC-110, VAMSLIJ-II y Tie back 9 7/8”, 62.8 lb/pie, TAC-140, VAMSLIJ-II a 4096 m. Liberó tapón diafragma e inició bombeo con UAP de 10 m3 de bache espaciador de 1.82 gr/cc para lodo base aceite con 3-4 BPM y 1500-1780 psi, seguido mezcló y bombeó con UAP 14.1 m3 de lechada de cemento de 1.90 gr/cc con 3-3.5 BPM y 1560-1717 psi, liberó tapón de desplazamiento e inició desplazamiento bombeando con UAP 3.18 m3 de bache espaciador de 1.82 gr/cc con 3 BPM y 1520-1780 psi, seguido, con bombas, desplazó 150.33 m3 de lodo EI de 1.75 gr/cc, con 5.5-3.5 BPM y 2520-1350 psi, observó acoplamiento de tapón de desplazamiento con presión final de 2200 psi.

BARRENA 8 ½” (TR 7 5/8”)4605 Emulsión

inversa 1.60 Reconoce PI y desplaza lodo

Bajó sarta rotatoria navegable con bna PDC 6 ½” a 4577.62 m, donde reconoció PI, circuló tiempo de atraso y realizó desplazamiento de lodo EI de 1.73 gr/cc por lodo EI de 1.60 gr/cc con un gasto de 124 gal y 1600 psi de bombeo.

4605 Emulsión inversa 1.60

Rebaja cemento y realiza prueba de hermeticidad a liner

Rebajó cemento a 4598 m, con 75 rpm, torque de 1600 a 2000 lb-pie, 45 EPM, 158 GPM, 1760 psi y peso sobre bna de 5 a 6 ton, realizó prueba de hermeticidad con 1000 psi durante 15 min, de manera satisfactoria.


53



Rebajó cemento hasta 4603 m y perforó a 4651 m, circuló tiempo de atraso para recuperar muestra de fondo con 65 EPM, 220 GPM, 60 rpm y 2947 psi.


Perfora y observa pérdida

Continuó perforando a 4655 m, por observar paro de rotaria y pérdida total de circulación, levantó sarta a 4603 m, observó pozo.


Control de pérdida Bombeó 6 m3 de bache de CaCO3, desplazó bache con lodo EI de 1.60 gr/cc, sin observar retorno y bombeó por EA 9700 litros de diésel para recuperar nivel. Bombeó en directo lodo EI de 1.50 gr/cc observando flujo intermitente en línea de flote. Bombeó 6 m3 de bache de CaCO3 con concentración de 40 kg/m3 de CaCO3 grueso y 40 kg/m3 de CaCO3 fino seguido de 6 m3 de diésel, desplazó mismos por EA con 32 m3 de lodo EI de 1.50 gr/cc reestableciendo circulación parcial.


Desplaza lodo, perfora con pérdida parcial y recupera muestra de fondo

Desplazó lodo EI de 1.60 gr/cc x 58 seg por lodo EI de 1.50 gr/cc x 46 seg con bomba del equipo, reconoció fondo perforado a 4655 m y continuó perforando a 4656 m donde observó pérdida parcial de 10 m3, circuló tiempo de atraso y recuperó muestra de fondo


Bombea bache para control de pérdida, perfora y recupera muestra

Bombeó bache de CaCO3 con concentración de 40 kg/m3 de CaCO3 medio y 40 kg/m3 de CaCO3 fino y continuó perforando a 4665 m, circuló tiempo de atraso para recuperar muestra de fondo con 55 EPM, 193 GPM, 1900 psi y 45 rpm.


Perfora con pérdida parcial y recupera muestra

Bombeó bache de CaCO3 con concentración de 30 kg/m3 de CaCO3 medio y 30 kg/m3 de CaCO3 fino y continuó perforando a 4670 m con pérdida parcial de 2.6 m3/h, circuló para recuperar muestra de fondo y levantó sarta a superficie.


Corte de núcleo Bajó corona de 6 ½” con barril muestrero de 4 ¾” a 4670 m, donde realizó corte de núcleo y levantó corona y barril muestrero a superficie bombeando volumen de acero extraído cada 5 lingadas. Recuperó núcleo al 100 %.


Repasa intervalo de corte de núcleo

Bajó sarta rotatoria navegable instrumentada con VCP y gamma ray en bna de 6 ½” registrando de 4603 m hasta 4670 m, bombeó lodo de 1.46 gr/cc y repasó intervalo nucleado.



Perforó a 5100 m, cortó 486 m en 173:39 hrs, U3: 9, 15, 19, con peso sobre bna de 6 a 8 Ton, 120 rpm, torque de 3900 a 4300 pie-lb, 58 EPM, 203 GPM y 2540 psi. Circuló tiempo de atraso y recuperó muestra.

5100 1.45 Bombeó bache y sacó sarta a superficie

Con sarta a 5100 m bombeó 11 m3 de bache de 1.61 gr/cc x 90 seg, desplazó mismo con 35 EPM y 800 psi. Levantó sarta a superficie.

5100 1.45 Toma registros eléctricos

Bajó sonda de registros AIT-BGL-GR a 4603 m, tomó registros hasta 5100 m, tomó sección repetida de 5100 m a 5000 m y sacó sonda a superficie. Bajó sonda de registros LDL-CNL-HNGL a 4603 m, tomó segunda corrida de registros hasta 5100 m, tomó sección repetida de 5100 m a 4603 m y sacó sonda a superficie. Bajó sonda de registros DSI-GR a 4603 m, tomó tercera corrida de registros hasta 5100 m, tomó sección repetida de 5100 m a 5000 m y sacó sonda a superficie. Bajó sonda de registros OBMI-GR a 4603 m, tomó cuarta corrida de registros hasta 5100 m, tomó sección repetida de 5100 m a 5000 m y sacó sonda a superficie. Bajó sonda de registros CMR-GR a 4603 m, tomó quinta corrida de registros hasta 5100 m, tomó sección repetida de 5100 m a 5000 m y sacó sonda a superficie.

5100 1.45 Toma MDT Bajó sonda de registros MDT-GR a 4651 m, tomó muestra, bajó sonda a segundo punto, 4668 m y tomó punto de presión. Continuó bajando sonda a 4686 m, tomó muestra, bajó sonda a 4733 m, tomó muestra, bajó a 4735 m y tomó muestra. Bajó sonda a 4744 m, recuperó muestra. Posicionó sonda a 4710 m sin lograr sello, bajó sonda a 4711.8 m, tomó muestra. Bajó sonda a 4782 m y tomó muestra. Recuperó herramienta de registro MDT a superficie para recuperar muestras y cambiar empacadores dañados. Bajó herramienta de registro MDT a 4845.5 m para tomar muestra, continuó bajando herramienta a 4884 m, tomó flujo y bajó MDT a 4972 m donde recuperó muestra y sacó MDT a superficie.


54

5100 1.45 Coloca bache pesado

Bajó sarta lisa con bna 6 ½” a 5100 m, homogenizó columnas y bombeó 3.2 m3 de bache pesado de 1.90 gr/cc, desplazó mismo dejándolo balanceado y levantó sarta a superficie.

5100 1.45 Coloca TxC Bajó tubo difusor de 3 ½” a 4950 m, bombeó con UAP 7 m3 de bache espaciador para lodo base aceite de 1.60 gr/cc, seguido bombeó 4.35 m3 (4.19 ton) de lechada de 1.90 gr/cc. Con UAP, desplazó con 1.60 m3 de bache espaciador para lodo base aceite de 1.60 gr/cc y continuó desplazando con 195 bls de fluido de lodo EI de 1.45 gr/cc. Levantó sarta con tubo difusor de 3 ½” a superficie.

5100 1.45 Afina TxC Bajó bna 6 ½” a 4750 m, rebajó cemento a 4810 m, circuló limpiando pozo y sacó bna 6 ½” a superficie.

5100 1.45 Escariar pozo Bajó molino plano de 6 ½” y escariador para TR de 7 5/8” a 4570 m, circuló tiempo de atraso y levantó molino 6 ½ y escariador para TR de 7 5/8” a superficie.

5100 1.45 Baja liner Bajó conjunto colgador-soltador de 5 ½” x 7 5/8” con TR de 5 ½”, 23 lb/pie, VSLIJ-II, TAC-140 a 4808 m, lanzó canica de 1 ½” y desplazó misma a nido de cople de retención donde represionó con 2200 psi y descargó 45 ton sobre su peso verificando anclaje.

5100 1.40 Cementa liner Con liner anclado a 4808 m, circuló a bajo gasto homogenizando columnas a 1.40 gr/cc y bombeó con UAP 7.95 m3 de bache espaciador para lodo base aceite de 1.60 gr/cc, seguido bombeó 2.28 m3 (2.27 ton) de lechada de 1.90 gr/cc. Desplazó bombeando con UAP 1.59 m3 de bache espaciador para lodo base aceite de 1.60 gr/cc, seguido bombeó con UAP 230 bl de fluido de control de 1.40 gr/cc, observando presión final de 1500 psi, desfogó presión retornando 1.50 bl verificando equipo de flotación satisfactoriamente.

5100 1.40 Reconoce y prueba BL

Bajó bna tricónica 6 ½” con sarta lisa a 4522.54 m, donde tocó BL de 5 1/2” con 4 ton en 2 ocasiones, circuló para limpiar y homogenizar pozo. Con UAP realizó prueba de presión con 4300 psi a la BL de 5 ½” durante 15 min satisfactoriamente.

5100 1.40 Rebaja cemento y prueba TR

Bajó molino de 4 ½” con sarta lisa para rebajar cemento de 4748.77 m a 4777 m, circuló para limpiar pozo y realizó prueba de hermeticidad a TR con 4300 psi durante 15 min y sacó molino de 4 ½” a superficie.

5100 1.40 Escariar pozo Bajó tubo difusor con escariador para TR de 5 ½” a 4777 m, circuló ciclo completo para limpiar pozo y levantó tubo difusor con escariador a superficie.

5100 1.40 Toma registros Armó y bajó sonda de registro CCL-GR-USIT-CBL a 4521 m, tomó registro de 4521 m a 4772 m y levantó registrando de 4772 m a 4521 m, tomó sección repetida de 4670 m a 4540 m y levantó sonda a superficie. Bajó sonda CCL-GR-USIT-CBL, registrando de 4331 m a 4517 m, registró sección principal en liner de 7 5/8” de 4517 a 4340 m, tomó sección repetida de 4480 m a 4340 m y sacó sonda de registros a superficie.

Actualizado hasta el 10/05/2015 a las 11:30 hrs.


55

4.2.6 Fluidos de Perforación Empleados.

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN EMPLEADOS. ETAPA TIPO DE FLUIDO PROF.

INICIAL (M)

PROF. FINAL

(M)

DENSIDAD (GR/CC)

CLORUROS (PPM) X1000

OBSERVACIONES

36” Agua de mar + Bache de Fluido

Bentonítico

82 277 1.04 2000 Q Max

26” Bentonítico 277 1005 1.13 – 1.25 32,000 Q Max 17 ½” Emulsión Inversa 1005 2299 1.40 – 1.58 205,230 – 277,554 Q Max

12 ¼” x 14 ¾” Emulsión Inversa 2299 4210 1.65 – 1.94 226,086 – 245,408 Q Max

10 5/8”

Emulsión Inversa

4210

4392

1.60 – 1.75

266,086 – 245,876 Presentó pérdida de lodo y manifestación de hidrocarburos

8 ½” Emulsión Inversa 4392 4605 1.73 206,874 – 224,159 Observó presencia de gas

6 ½” Emulsión Inversa 4605 5100 1.60-1.45 213,383 – 220,975 Observó pérdida de lodo

4.2.7 Registros Tomados en las Zonas de Interés.

Registros

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

Observaciones

De A AIT-GR 4210 4391 Registro con cable

LDL-CNL-HSGR 4210 4391 Registro con cable DSI-GR 4210 4391 Registro con cable BGT-GR 4210 4391 Registro con cable CMR-GR 4210 4391 Registro con cable

AIT-HSGR 4390.5 4605 Registro con cable LDL-CNL-HSGR 4390.5 4605 Registro con cable

DSI-GR 4390.5 4605 Registro con cable FMI-GR 4390.5 4605 Registro con cable

CMR-GR 4390.5 4605 Registro con cable

4.2.8 Temperaturas Reales.

Profundidad [m] Temperatura [°C] Comentarios 0 27 Superficie

4205.43 123 DSI-GR 4385.39 133 CMR-GR 4594.34 126 FMI-GR 4651.01 135.58 MDT 4667.98 131.85 MDT 4686.01 134.8 MDT 4733.01 136.03 MDT

4735 136.5 MDT 4744.01 138.63 MDT 4710.01 136.58 MDT 4711.82 136.83 MDT

4782 137.96 MDT 4845.51 138.8 MDT 4883.99 140.03 MDT

4972 142.61 MDT


56

Profundidad [m] Temperatura [°C] Comentarios 5089.37 140 BGL-GR

4.2.9 Cementación de Tuberías de Revestimiento.

Tipo de cementacion

(TR,CF)Compañía

Cantidad de

Cemento (Ton)

Densidad

(gr/cc)

Cima de

Cemento (m)Resumen de Operación.

30" Halliburton 108.23 1.90 105

Mezcló y bombeó 83.53 m3 de lechada

de 1.90 gr/cc, desplazó con agua de

mar. Finalizó bombeo y observó 1.5 bls

de retorno en cajas.

20" Halliburton56.11

40.09

1.54

1.90265


de llenado de 1.54 gr/cc, seguido

bombeó 40.07 m3 de lechada de amarre

de 1.90 gr/cc. Desplazó con UAP

bombeando 20 bls de lodo bentonítico

de 1.25 gr/cc. Continuó desplazamiento

con bomba del equipo, en total

bombeó 1000 bls de lodo bentonítico.

Observó presión final con 780 psi,

desfogó presión a cero regresando 3

bls.


57

Tipo de cementacion

(TR,CF)Compañía

Cantidad de

Cemento (Ton)

Densidad

(gr/cc)

Cima de


13 3/8" Halliburton 44.06 46.93 1.90 1147


de llenado de 1.90 gr/cc, seguido

bombeó 46.91 m3 de lechada de amarre

de 1.90 gr/cc. Desplazó bombeando con

UAP 3.18 m3 de bache espaciador de

1.60 gr/cc para lodo base aceite,

continuó desplazando 160.59 m3 con

bomba del equipo y lodo de 1.50 gr/cc.

Bombéo 50 bl de agua de perforación

con UAP, alcanzó presión final de 1350

psi, verificó equipo de flotación

regresando 6.5 bl.

Liner 11 7/8" Halliburton 59.53 15.07 2.05 2580


de llenado de 2.05 gr/cc con 2‐3 bpm y

1250 psi, seguido bombeó 14.31 m3 de

lechada de amarre de 2.05 gr/cc con 3‐4

bpm y 1133 psi. Liberó dardo de cabeza

de cementar e inició desplazamiento

con lodo EI de 1.94 gr/cc con 5‐2 bpm y

10601539 psi alcanzando presión final

de 1539 psi con 850 bls, verificó equipo

de flotación regresando 4 bl.

Liner

Liner 9 7/8" Halliburton 3.38 1.90 3785

Con UAP mezcló y bombeó 3.38 m3 de

lechada de 1.90 gr/cc, liberó dardo e

inició desplazamiento con UAP con 1.59

m3 de bache espaciador de 1.85 gr/cc

para lodo base aceite q=2‐4 bpm,

pb=300‐762 psi, seguido con lodo de EI

de 1.75 gr/cc desplazó 6.36 m3, q=4

bpm, pb=840 psi, después se

bombearon 1.59 m3 de bache

espaciador de 1.85 gr/cc para lodo base

aceite q=3 bpm, pb=610 psi, finalizo

desplazamiento con 32.75 m3 de lodo EI

de 1.75 gr/cc, q= 3‐2 bpm, pb= 630‐820

psi, se observo acople dardo tapon con

2166 psi, alcanzó presión final de 1260

psi y se verificó equipo de flotación por

5 min, regresando 1.5 bls.


58

Tipo de cementacion

(TR,CF)Compañía

Cantidad de

Cemento (Ton)

Densidad

(gr/cc)

Cima de


Complemento 9 7/8" Halliburton 14.1 1.90 4098

Liberó tapón diafragma e inició

bombeo con UAP de 10 m3 de bache


aceite con 34 bpm y 1500‐1780 psi,

seguido mezcló y bombeó con UAP 14.1

m3 de lechada de cemento de 1.90

gr/cc con 3‐3.5 bpm y 1560‐1717 psi,

liberó tapón e inició desplazamiento

bombeando con UAP 3.18 m3 de bache

espaciador de 1.82 gr/cc con 3 bpm y

1520‐1780 psi, seguido, con bombas,

desplazó 150.33 m3 de lodo EI de 1.75

gr/cc, con 5.5‐3.5 bpm y 25201350 psi,

observó acoplamiento de tapón de

desplazamiento con presión final de

2200 psi.

Liner 7 5/8" Halliburton 2.88 1.90 4332

Bombeó 11.13 m3 de bache espaciador

para lodo base aceite de 1.80 gr/cc con

4 bpm y 1150 psi, seguido mezcló y

bombeó 2.89 m3 (2.88 ton) de lechada

de 1.90 gr/cc con 3.5 bpm y 1100 psi,

liberó dardo e inició desplazamiento

bombeando 1.59 m3 de bache


aceite con 4 bpm y 1070 psi, seguido de

245 bl de lodo EI de 1.73 gr/cc con 6‐4

bpm y 1100 ‐ 1900 psi alcanzó presión

final de 1500 psi y verificó equipo de

flotación retornando 2 bl a UAP

resultando satisfactorio.

Liner 5 1/2" Halliburton 2.27 1.90

Bombeó con UAP 7.95 m3 de bache

espaciador para lodo base aceite de

1.60 gr/cc, seguido bombeó 2.28 m3

(2.27 ton) de lechada de 1.90 gr/cc.

Desplazó bombeando con UAP 1.59 m3

de bache espaciador para lodo base

aceite de 1.60 gr/cc, seguido bombeó

con UAP 230 bl de fluido de control de

1.40 gr/cc, observando presión final de

1500 psi, desfogó presión retornando

1.50 bl verificando equipo de flotación

satisfactoriamente.


59

4.2.10 Hermeticidad del Sistema y Espacios Anulares.

TR o EA Presión Efectiva

(psi) Descripción de la Prueba

Observación Positiva Negativa

20” 2,772 -

Realizó prueba de hermeticidad a la TR con 1000 psi durante 15 min. (Lodo de 1.25 gr/cc).

Prueba satisfactoria

13 3/8” 6,753 -

Realizó prueba integridad de TR con 1600 psi durante 10 min. (lodo de 1.61 gr/cc)


11 7/8” 13,114 - Prueba de integridad a TR con 1500 psi (lodo 1.94 gr/cc).


9 7/8” 12,395 -

Cerró preventor superior y realizó prueba de hermeticidad con 1500 psi por 10 min (lodo de 1.75 gr/cc).


BL 9 7/8” 11,698 -

Bajó molino plano 10 5/8” con sarta lisa a 4099.29 m, cargó 1 a 2 ton verificando BL de 9 7/8”, levantó 1 m, circuló ciclo completo y realizó prueba de hermeticidad con 1500 psi por 15 min (lodo de 1.75 gr/cc).


7 5/8” 11,473 -

Realizó prueba de hermeticidad con 1000 psi durante 15 min, de manera satisfactoria (lodo de 1.60 gr/cc).


BL 7 5/8” 11,657 -

Realizó prueba de integridad a BL de 7 5/8” con 1000 psi por 15 min (lodo de 1.73 gr/cc).


5 1/2” 13,871 - Realizó prueba de hermeticidad a TR con 4300 psi durante 15 min.


BL 5 1/2” 13,303 -

Con UAP realizó prueba de presión con 4300 psi a la BL de 5 ½” durante 15 min.



60

4.2.11 Trayectoria Direccional del Pozo (Gráfico).


61

4.3. CARACTERISTICAS DE LOS INTERVALOS PROGRAMADOS.

4.3.1 Características de los Intervalos y Fluidos Esperados.

Intervalo (m.v.b.m.r)

Form. Litología °API Gastos

Cont. (%mol) Ty

(°C) Aceite Gas H2S CO2

4650-4680 JSK

Grainstone de ooides, oncoides e intraclastos, recristalizado; porosidad primaria intergranular, secundaria en cavidades de disolución, intercristalina y en microfracturamiento, Con impregnación de aceite.

32-34 3720 4.2 1.29 3.13 135



Cont. (%mol) Ty


4398-4462 KM-KI

Mudstone-wackestone de bioclastos gris oscuro y café oscuro, en partes arcilloso, con pobre porosidad secundaria en microfracturas; 40% mudstone crema y café claro, en partes arcilloso, semicompacto, con pobre porosidad secundaria en microfracturas.

20 1045 .058 2.22 11.86 134


62



Cont. (%mol) Ty


4277-4316 BTPKS

Brecha sedimentaria constituida de mudstone crema y café oscuro, en partes cretoso, presenta impregnación de aceite con fluorescencia amarillo crema, mudstone- wackestone de bioclastos y litoclastos, café claro a crema, parcialmente recristalizado, con pobre porosidad secundaria en microfracturas e intercristalina.

15** 240 .0079 2.22 11.86 125

Datos de pozo de correlación (**Muestra recuperada durante manifestación del pozo).


63

4.4. DISEÑO DEL INTERVALO 4650 – 4686.

4.4.1 Estado Mecánico Primer Intervalo.


64

4.4.2 Lavado de Pozo

Tren de Baches

FLUIDO VOLUMEN GASTO DESCRIPCIÓN

Viscoso 6 m3 (37.73 bls) 168 gpm Bache Espaciador base aceite de 1.40 gr/cc

Viscoso 8 m3 (50.31 bls) 168 gpm Bache Espaciador base agua de 1.02 gr/cc Químico Alcalino

10 m3 (62.89 bls) 150 gpm Bache Alcalino con Agua de Perforación 1.01 gr/cc y 30 kg/m3 de sosa caustica.

Químico Detergente

10 m3 (62.89 bls) 150 gpm Bache Detergente con Agua de perforación 1.03 gr/cc y 100 lt/m3 de Protex Cleaner.

Químico Alcalino

10 m3 (62.89 bls) 150 gpm Bache Alcalino con Agua de Perforación 1.01 gr/cc y 30 kg/m3 de sosa caustica.

Viscoso 8 m3 (50.31 bls) 150 gpm Agua de Mar de 1.03 gr/cc. Fluido de

Desplazamiento 156m3(125.78bls)

150 - 250 gpm

Agua de mar.

Empacante 156m3(322.83bls) 250 gpm Agua de mar con inhibidor de corrosión y bactericida.

Representación Gráfica del Lavado de Pozo.


65

4.4.3 Distribución del aparejo para el intervalo 4650-4680 m.

Distribución de Tubería para Bajar el Empacador

Cima Base

OD [pg] ID [pg] Longitud [m] [m] [m]

Cabeza de Prueba 3 1/16" 10K 8.00 3.06 3.78 ‐5.26 ‐1.48

Combinación C) 6 1/2" SA x C) 4.93” SA 8.50 3.00 0.78 ‐1.48 ‐0.70

Combinación P) 4.93” SA x P) 4" HD‐533 6.50 2.75 0.34 ‐0.70 ‐0.36

Tubería 4", TRC‐95, 22.50#, HD‐533 3.50 2.78 9.42 ‐0.36 9.06

Combinación P) 5" SA x C) 4" HD‐533 5.00 3.00 0.50 9.06 9.56

Slick Loint 5.00 3.00 1.00 9.56 10.56

VÁLVULA DE SEGURIDAD EZ Valve 8.20 3.00 1.27 10.56 11.83

Combinación P) 5" SA x P) 4" HD‐533 5.00 3.00 0.40 11.83 12.23

Tubería 4", TRC‐95, 22.50#, HD‐533 4.00 2.78 1802.33 12.23 1814.56

Combinación P) 3 1/2" HD‐533 x C) 4" HD‐533 4.00 3.00 0.64 1814.56 1815.20

Tubería 3 1/2", TRC‐95, 12.95#, HD‐533 3.50 2.75 800.00 1815.20 2615.20

Tubería 3 1/2", P‐110, 12.95#, HD‐533 3.50 2.75 1800.00 2615.20 4415.20

Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD‐533 5.00 2.25 0.53 4415.20 4415.73

Válvula de prueba de tubería TFTV 5.00 2.25 1.77 4415.73 4417.50

Válvula de control SHRV‐FEB 5.00 2.25 1.35 4417.50 4418.85

Combinación P) 3 1/2" HD‐533 x C) 3 1/2" PH6 5.00 2.25 0.36 4418.85 4419.21

Tubería 3 1/2", TRC‐95, 12.95#, HD‐533 3.50 2.75 28.50 4419.21 4447.71

Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD‐533 5.00 2.25 0.53 4447.71 4448.24

Válvula de cierre en fondo DAV 5.00 2.25 1.55 4448.24 4449.79

Válvula de cierre/circulación IRDV 5.00 2.25 7.60 4449.79 4457.39

Porta muestrero SCAR BB 5.50 2.25 5.73 4457.39 4463.12

Porta muestrero SCAR BB 5.50 2.25 5.73 4463.12 4468.85

Porta sensores DGA‐D 5.00 2.25 3.56 4468.85 4472.41

Porta sensores DGA‐D 5.00 2.25 3.56 4472.41 4475.97

Válvula de prueba de tubería PTV 5.00 2.25 1.77 4475.97 4477.74

Combinación P) 3 1/2" HD‐533 x C) 3 1/2" PH6 5.00 2.50 0.36 4477.74 4478.10

Tubo frío 3 1/2”, P‐110, 12.95 #, HD‐533 3.50 2.75 9.50 4478.10 4487.60

Tope localizador 4.97 2.25 0.40 4487.60 4488.00

Tubo espaciador 3.98 3.00 1.90 4488.00 4489.90

Unidad de sellos multi‐v 3.98 3.00 1.38 4489.90 4491.28

Tubo espaciador 3.98 3.00 0.90 4491.28 4492.18

Unidad de sellos multi‐v 3.98 3.00 1.38 4492.18 4493.56

Zapata Guía 3.50 2.75 0.50 4493.56 4494.06

HerramientaDimensiones

Cima Base


Tubería 3 1/2”, NC‐38 3.50 2.75 4476.89 ‐0.82 4476.07

Marca radioactiva 4.75 2.68 0.61 4476.07 4476.68

Tubería 3 1/2”, NC‐38 3.50 2.75 9.50 4476.68 4486.18

Tubo madrina 4.00 2.75 0.50 4486.18 4486.68

Setting Tool 3.50 2.75 1.82 4486.68 4488.50

Empacador 7 5/8”, 39 lb/pie 6.44 4.00 1.62 4488.50 4490.12

Cople concéntrico 6.00 4.00 0.20 4490.12 4490.32

Extensión pulida 5.56 4.00 2.90 4490.32 4493.22

Cople concéntrico 6.00 4.00 0.20 4493.22 4493.42

Extensión pulida 5.56 4.00 2.90 4493.42 4496.32



66

4.4.4 Distribución de Tiempos de la Terminación 1er Intervalo.

Cima Base


Combinación P) 3 1/2" HD‐533 x C) 4.37" SA 6.00 2.50 0.50 4496.32 4496.82

Combinación P) 2 7/8" EUE x C) 3 1/2" HD‐533 5.00 2.441 0.94 4496.82 4497.76

Niple de circulación LSDS 3.67 2.441 0.54 4497.76 4498.30

Tubería 2 7/8", 6.5#, EUE 2.285 2.441 136.00 4498.30 4634.30

Niple de circulación LSDS 3.67 2.441 0.54 4634.30 4634.84

Tubería 2 7/8", 6.5#, EUE 2.285 2.441 9.50 4634.84 4644.34

Cabeza de disparo EFIRE/BHF 3.68 1.20 2.66 4644.34 4647.00

Espaciador de seguridad 3.38 ‐ 3.00 4647.00 4650.00

Pistolas 3 3/8” 3.38 ‐ 30.00 4650.00 4680.00

Fondo guía 3.38 ‐ 0.06 4680.00 4680.06


Operación Actividad

Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Reconocer PI Armar y bajar molino de 4 1/2” para TR de 5

1/2" a PI, rebajar cemento y accesorios a

4777 m, probar integridad de TR con 4300

psi, desfogar presión y sacar molino a

superficie.

34 34 1.42

Escariar TR's Bajar barrena de 6 1/2" con escariadores

para TR de 9 7/8", 7 5/8" y 5 1/2" a 4777 m,

circular y sacar sarta de limpieza a

superficie.

48 82 3.42

Toma de

Registros

Tomar registro CBL‐VDL‐USIT para TR de 5

1/2" y 7 5/8" y sacar herramienta de

registros a superficie. 24 106 4.42

Armar y bajar sarta para prueba de alijo con

empacador para TR de 9 7/8", anclar

empacador a 4050 m y realizar prueba de

alijo generando una densidad equivalente

a 0.86 gr/cc en la BL de 7 5/8". De acuerdo al

procedimiento PEPP‐OP‐0049‐2011,

observar pozo durante 7 hrs.

35 141 5.88

Homogenizar columnas con lodo EI de 1.40

gr/cc, observar pozo, desanclar empacador y

sacar sarta de prueba de alijo a superficie.

25 166 6.92

Lavado de

Pozo

Realizar junta de seguridad con el personal

involucrado en la operación de lavado de

pozo.

1 1 0.04

Intervalo 4650‐4680 m

Actividades previas a la Terminación

Prueba de

Alijo


67


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Bajar tubo difusor con cepillos, escariadores

y magnetos para TR de 7 5/8", 9 7/8" y

cepillo y magneto para TR de 5 ½” a PI (4777

m).

30 31 1.29

Desplazar lodo EI de 1.40 gr/cc por agua de

mar y realizar lavado de pozo bombeando

baches de limpieza de acuerdo a la sección

7.2, desplazar tren de baches con agua de

mar y circular hasta alcanzar condiciones de

limpieza de +/‐ 25 NTU‟s, una vez alcanzado

las condiciones de turbidez, agregar

inhibidores de corrosión y bactericidas al

agua de mar.

12 43 1.79

Sacar sarta de limpieza a superficie y

eliminar misma tramo por tramo. 36 79 3.29

Bajar aparejo

TCP

Realizar junta de seguridad con personal

involucrado en la operación de armado de

aparejo TCP.1 80 3.33

En seno de agua de mar, meter pistolas TCP

de 3 3/8”, 17 cpm, fase 72°, HMX, empacador

hidráulico (10K) para TR de 7 5/8”, 39 lb/ft

de acuerdo a la distribución que se

encuentra en la sección 7.3 del programa. Notas: 1.‐ Evitar giros de sarta y movimientos bruscos de

la tubería. 2.‐ La tubería será calibrada con un diámetro

de 2.25"

35 115 4.79

Instalar y probar equipo de registros con

8,000 psi. Calibrar pozo y tomar registro de

correlación CCL‐GR para verificar marcas

radioactivas, posicionar pistolas frente al

intervalo a disparar y desmantelar equipo

de registros.

18 133 5.54

Realizar ajuste de profundidad de la sarta

dejando en posición de anclaje el

empacador y las pistolas frente al intervalo

4650‐4680 m.

1 134 5.58


68


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Anclar

Empacador

Anclar el empacador a +/‐ 4498 m,

presurizando interior de TP con 2,000 psi

durante 10 min, desfogar presión a cero psi,

aplicar 1,500 psi por espacio anular durante

10 minutos para probar la hermeticidad del

empacador y tensionar con 20,000 lb el

aparejo para verificar que el empacador

quedo anclado.

6 140 5.83

Liberar el soltador del empacador,

presurizando interior de TP hasta con 2,700

psi durante 10 min y cargar 25,000 lb de

peso. Desfogar presión a cero psi y levantar

soltador a superficie. Notas: 1.‐ En caso de no observar liberación de soltador,

repetir procedimiento de liberación 3 veces más. 2.‐ Si

después de repetir procedimiento 3 veces no se observa

liberación, realizar procedimiento de contingencia de la

compañía Schlumberger.

20 160 6.67

Bajar aparejo

USMV

Efectuar junta de seguridad con el personal

involucrado en la operación de meter

aparejo.

1 161 6.71

Bajar aparejo DST con USMV, de acuerdo a la

distribución que se encuentra en la sección

7.2 del programa, con velocidad de 2

min/lingada y circulación en directo de

máximo 2 barriles hasta el tope localizador y

levantar 1 m. Notas: 1.‐En caso de encontrar resistencia cargar máximo

5000 lbs. Si no se logra vencer la resistencia se procederá

a recuperar el aparejo para reacondicionar el pozo 2.‐ El

aparejo se probará con 6000 psi a 500 m, 1000 m y 2000

m. 3.‐ A 2550 m se abrirá la charnela de la válvula TFTV 4.‐

La tubería será calibrada con un diámetro de 2.25"

24 185 7.71

Instalar

Cabeza de

Prueba

Instalar cabeza de prueba, conectar líneas

superficiales de control y equipos de

medición a la cabeza de prueba, manifold,

separadores. Con UAP efectuar limpieza de

líneas y verificar flujo pleno hacia el

quemador. Probar líneas y equipo con 8000

psi por 10 minutos con apoyo de la UAP.

Enchufar USMV al empacador y realizar

prueba de hermeticidad a USMV aplicando

por espacio anular 1000 psi por 10 minutos.

6 191 7.96


69


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Instalar y probar las líneas del equipo de

aforo en alta con 8000 psi y en baja con 1000

psi.35 226 9.42

Instalar líneas al barco de proceso y probar

mismas con 1200 psi. 12 238 9.92

Disparos


involucrado en la operación de Disparos. 1 239 9.96

Efectuar disparo, enviando 4 pulsos de

presión por TP de 600 psi cada uno,

manteniendo presión durante 20 segundos,

posteriormente desfogar presión a cero. En

el último pulso se dejarán 300 psi de

presión testigo y se esperará 10 minutos

hasta observar activación de pistolas. Notas: 1.‐ En caso de no observar indicio de disparo

repetir procedimiento. 2.‐ Si al segundo intento no se

activa la cabeza electrónica, lanzar barra para activar la

cabezá mecánia. 3.‐ Para efectuar el disparo se deberá

contar con lancha de apoyo y barco contra incendio. 4.‐ Se

realizará el disparo con luz diurna.

2 241 10.04

Evaluar

Intervalo

Observar pozo. Si manifiesta, alinear pozo a

barco de proceso y fluir mismo hasta

observar muestras representativas y pasar

al programa de toma de información.

48 289 12.04

Si no manifiesta, instalar y probar equipo de

TF con 10000 psi, inducir pozo bombeando

nitrógeno a través de la TF con un gasto de

+/‐ 25 m3/min, haciendo estaciones cada

1000 m hasta la profundidad de anclaje de

empacador y analizar muestras recibidas en

el barco de proceso. Si continúa sin fluir,

realizar toma de muestras de fondo,

registro estático y definir programa de

estimulación en caso de ser necesario.

48 337 14.04


70


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Estimulación: Cerrar pozo, instalar líneas al

barco estimulador y probar mismas con 8000

psi. Abrir pozo y bombear tratamiento de

estimulación de acuerdo a la cédula de

bombeo del programa de estimulación.

Cerrar pozo y desmantelar líneas de barco

estimulador. Alinear pozo al barco de

proceso y limpiar pozo hasta obtener

fluidos representativos Notas: 1.‐ Recuperar muestras de fluido para realizar

análisis de compatibilidad. 2.‐ Contar con barco contra

incendio y lancha de apoyo.

25 362 15.08

Si no manifiesta, bajar equipo de TF e

inducir pozo bombeando nitrógeno a través

de la TF con un gasto de +/‐ 25 m3/min,

haciendo estaciones cada 1000 m hasta la

profundidad de anclaje de empacador y

analizar muestras recibidas en el barco de

proceso. Si continúa sin fluir, realizar toma

de muestras de fondo, registro estático y

definir programa de estimulación en caso

de ser necesario.

48 410 17.08

Efectuar toma de información del pozo, la

cual será proporcionada por la Coordinación

de Operación Geológica. 240 650 27.08

Controlar

Pozo

De acuerdo a las presiones observadas

durante la toma de información del pozo

y/o del registro estático, calcular la

densidad de control requerida (densidad de

control durante la perforación 1.40 gr/cc).

Regresar el volumen de TP a formación NOTA: Si el pozo no admite o la presión de admisión es

alta, ciclar la válvula IRDV para comunicar EA con TP y

controlar pozo circulando con lodo de control.

20 670 27.92

Recuperar

Aparejo y

Empacador

Con pozo controlado, desenchufar USMV

del empacador y observar pozo, si el pozo

se mantiene estable, recuperar aparejo DST

y desmantelar líneas superficiales de

control y cabeza de prueba. Nota: Si se observa flujo del pozo, recalcular densidad de

control.

48 718 29.92


71


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Bajar pescante para empacador y realizar

procedimiento de recuperación de

empacador de la compañía. Cerrar

preventores y regresar a formación el

volumen que se encuentre del empacador

hacía abajo. Observar pozo estático y

recuperar empacador a superficie. Notas: 1.‐ Cargar máximo 15000 lb de peso sobre el

empacador 2.‐ En caso de no liberar empacador, realizar

procedimiento de contingencia para liberar el

empacador.

36 754 31.42

Aislar

Intervalo

En seno de fluido de control, bajar molino

de 6 1/2" y escariador para TR de 7 5/8" a +/‐

4640 m, circular y sacar a superficie.

24 778 32.42

Armar y meter retenedor de cemento para

TR de 5 1/2” a +/‐ 4600 m. Efectuar prueba

de admisión. Si admitió, efectuar

cementación forzada de 150 m lineales al

intervalo disparado, desenchufar stinger y

circular en inverso, hasta observar la salida

de cemento testigo. En caso de no admitir,

desenchufar stinger y sacar a superficie.

Bajar TP franca para colocar TXC de 150 m

lineales sobre el retenedor. Sacar TP a

superficie y bajar sarta lisa con molino 6

1/2" a +/‐ 4450 m a probar tapón con peso y

presión, afinar TxC a +/‐ 4485 m y levantar

molino 6 ½” a superficie. Nota: En caso de que el resultado del intervalo disparado

sea no productivo o invadido de agua considerar la base

del cemento hasta la base de disparos.

80 858 35.75


72

Grafica de Avance Programado Para 1er Intervalo.

4.4.5 Características del Empacador

Tipo Diámetro Nominal

[pg]

Presión Diferencial

[psi]

Tipo de Fluido

Empacante

Tipo de Elastómero

Temperatura de Trabajo

[°C] Observaciones.

Empacador Hidráulico 7 5/8”,

39 lb/ft. 7 5/8” 10000 Agua de Mar Aflas 177 Quantum Max

4.4.6 Diseño de Pistolas del Primer Intervalo.

Intervalo [m]

Tipo y Diámetro

[pg]

Densidad de Carga [cm]

Fase [grados]

Penetración [pg]

Diámetro de Orificio

[pg] Tipo Explosivo

4650 - 4680 HSD 3 3/8” 20 60 9.89 0.36 HMX


73

4.5. DISEÑO DEL INTERVALO 4398 – 4462 m.

4.5.1 Estado Mecánico Segundo Intervalo


74

4.5.2 Lavado de Pozo.

Tren de Baches

FLUIDO VOLUMEN GASTO DESCRIPCION

Viscoso 6 m3 (37.73 bls) 3.5 bpm Bache Espaciador base aceite de 1.45 gr/cc

Viscoso 8 m3 (50.31 bls) 3.5 bpm Bache Espaciador base agua de 1.02 gr/cc Químico Alcalino

10 m3 (62.89 bls) 3.5 bpm Bache Alcalino con Agua de Perforación 1.01 gr/cc y 30 kg/m3 de sosa caustica.

Químico Detergente

10 m3 (62.89 bls) 3.5 bpm Bache Detergente con Agua de perforación 1.03 gr/cc y 100 lt/m3 de Protex Cleaner

Químico Alcalino


Viscoso 8 m3 (50.31 bls) 4.5 bpm Agua de Mar de 1.03 gr/cc

Empacante 20 m3 (125.78 bls) 4.5 bpm Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc con inhibidor de corrosión y bactericida.

Empacante 51.33 m3 (322.83 bls) 5.5 bpm Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc con inhibidor de corrosión y bactericida.

Empacante 51.33 m3 (322.83 bls) 6 bpm Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc con inhibidor de corrosión y bactericida.


Representación Gráfica del Lavado de Pozo.


75

4.5.3 Distribución del Aparejo Para el Intervalo 4398 – 4462 m.

Cima Base


CABEZA DE PRUEBA 3 1/16” 10K 8.00 3.060 3.78 ‐5.17 ‐1.39Combinación C) 6 1/2" SA x C) 4.93” SA 8.50 3.000 0.78 ‐1.39 ‐0.61Combinación P) 4.93” SA x P) 4" HDE-533 6.50 2.780 0.34 ‐0.61 ‐0.27Tubería 4", TRC-95, 22.50#, HD-533 3.50 2.780 9.50 ‐0.27 9.23Combinación P) 5" SA x C) 4" HD-533 7.00 3.000 0.20 9.23 9.43VÁLVULA DE SEGURIDAD EZ Valve 8.20 3.000 1.50 9.43 10.93Combinación P) 5" SA x P) 4" HD-533 7.00 3.000 0.60 10.93 11.53Tubería 4", TRC-95, 22.50#, HD-533 4.00 2.780 1625.20 11.53 1636.73Combinación P) 3 1/2" HD-533 x C) 4" HD-533 4.00 3.000 0.64 1636.73 1637.37Tubería 3 1/2", TRC-95, 12.95#, HD-533 3.50 2.750 800.00 1637.37 2437.37Tubería 3 1/2", P-110, 12.95#, HD-533 3.50 2.750 1800.00 2437.37 4237.37Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD-533 5.00 2.250 0.53 4237.37 4237.90Válvula de control SHRV-FEB 5.00 2.250 1.35 4237.90 4239.25Combinación P) 3 1/2" HD-533 x C) 3 1/2" PH6 5.00 2.250 0.36 4239.25 4239.61Tubería 3 1/2", TRC-95, 12.95#, HD-533 3.50 2.750 9.50 4239.61 4249.11Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD-533 5.00 2.250 0.53 4249.11 4249.64Válvula de cierre en fondo DAV 5.00 2.250 1.55 4249.64 4251.19

Válvula de cierre/circulación IRDV 5.00 2.250 7.60 4251.19 4258.79Porta muestreó SCAR BB 5.50 2.250 5.73 4258.79 4264.52Porta muestreó SCAR BB 5.50 2.250 5.73 4264.52 4270.25Porta sensores DGA-D 5.00 2.250 3.56 4270.25 4273.81Porta sensores DGA-D 5.00 2.250 3.56 4273.81 4277.37Válvula de prueba de tubería TFTV 5.00 2.250 1.77 4277.37 4279.14Combinación P) 3 1/2" HD-533 x C) 3 1/2" PH6 5.00 2.500 0.36 4279.14 4279.50Tubo frío 3 1/2”, P-110, 12.95 #, HD-533 3.50 2.750 9.50 4279.50 4289.00Tope localizador 5.00 2.250 0.24 4289.00 4289.24Unidad de sellos multi-v 4.75 3.500 5.63 4289.24 4294.87Unidad de sellos multi-v 4.70 2.441 0.24 4294.87 4295.11Zapata guía 3.50 2.750 0.50 4295.11 4295.61


Cima Base

OD [pg] ID [pg] Longitud [m] [m] [m]Tubería 3 1/2”, NC-38 3.50 2.750 4278.00 ‐0.33 4277.67Marca radioactiva 4.75 2.680 0.61 4277.67 4278.28Tubería 3 1/2”, NC-38 3.50 2.750 9.50 4278.28 4287.78Tubo madrina 4.00 2.750 0.50 4287.78 4288.28Setting Tool 3.50 2.750 1.82 4288.28 4290.10Empacador 9 7/8”, 62.8 lb/pie 8.30 4.000 1.60 4290.10 4291.70Extensión pulida 6.00 4.750 3.55 4291.70 4295.25Extensión pulida 6.00 4.750 3.55 4295.25 4298.80Combinación P) 5.937 SA x C) 3 ½” HD-533 6.50 3.750 0.38 4298.80 4299.18Tubería 3 1/2", P-110, 12.95#, HD-533 3.50 2.750 81.62 4299.18 4380.80Combinación P) 2 7/8", EUE x C) 3 ½” HD-533 3.68 2.441 0.50 4380.80 4381.30Niple de circulación 3.67 2.441 0.54 4381.30 4381.84Tubería 2 7/8", 6.4#, EUE 3.68 2.441 9.50 4381.84 4391.34Cabeza de disparo EFIRE/BHF 3.68 1.200 2.66 4391.34 4394.00Espaciador de seguridad 4.72 - 4.00 4394.00 4398.00Pistolas 4.72” HSD 4.72 - 64.00 4398.00 4462.00Bull noise 4.72 - 0.12 4462.00 4462.12



76

4.5.4 Distribución de Tiempos de la Terminación del 2do Intervalo.


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Lavado de

Pozo



pozo.

1 1 0.04




m).

24 25 1.04

Realizar desplazamiento de lodo EI (lodo de

control) por agua de mar, posteriormente

realizar el lavado bombeando baches

lavadores de acuerdo a la 8.2 del programa.

Desplazar baches lavadores con agua de mar

y circular hasta alcanzar condiciones de

limpieza de +/‐ 25 NTU‟s. Continuar

desplazando agua de mar por salmuera de

cloruro de calcio de 1.30 gr/cc con

inhibidores de corrosión y bactericidas.

12 37 1.54


eliminar misma tramo por tramo.30 67 2.79

Bajar aparejo

TCP



aparejo TCP.

1 68 2.83

En seno de salmuera cálcica de 1.12 gr/cc,

meter pistolas TCP de 4.72”, 17 cpm, fase

72°, HMX, empacador hidráulico (10K) para

TR de 9 7/8”, 62.8 lb/ft de acuerdo a la


8.3 del programa a +/‐ 4400 m. Notas: 1.‐ Evitar giros de sarta y movimientos bruscos de


de 2.25"

20 88 3.67






de registros.

18 106 4.42

Intervalo 4398 ‐ 4462 m


77


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]




4398 ‐ 4462 m.

1 107 4.46

Anclar

Empacador








quedo anclado.

6 113 4.71










12 125 5.21

Bajar aparejo

USMV



aparejo1 126 5.25


distribución que se encuentra en el

programa, con velocidad de 2 min/lingada y

circulación en directo de máximo 2 barriles

hasta el tope localizador y levantar 1 m. Notas: 1.‐En caso de encontrar resistencia cargar máximo






24 150 6.25


78


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Instalar

Cabeza de

Prueba











6 156 6.50

Instalar y probar las líneas del equipo de aforo

en alta con 8000 psi y en baja con 1000 psi.20 176 7.33


mismas con 1200 psi.10 186 7.75

DisparosRealizar junta de seguridad con personal

involucrado en la operación de Disparos.1 187 7.79













2 189 7.88

Evaluar

Intervalo





48 237 9.88











48 285 11.88


79


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]












24 309 12.88










de ser necesario.

48 357 14.88



de Operación Geológica.

240 597 24.88

Controlar

Pozo






Regresar fluidos a formación NOTA: Si el pozo no admite o la presión de admisión es


controlar pozo circulando con lodo de control.

12 609 25.38

Recuperar

Aparejo y

Empacador






control.

24 633 26.38


80


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]










empacador.

24 657 27.38

Aislar

Intervalo




24 681 28.38









Bajar TP franca para colocar TXC de 150 m


superficie y bajar sarta lisa con molino 8

3/8" a +/‐ 4280 m a probar tapón con peso y

presión y afinar PI a +/‐ 4328 m. Nota: En caso de que el resultado del intervalo disparado



80 761 31.71


81

Grafica de Avance 2do. Intervalo



[pg]


[psi]

Tipo de Fluido

Empacante

Tipo de Elastómero




62.8 lb/ft. 9 7/8” 10000

Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc

Aflas 177 Quantum Max

4.5.6 Diseño de Pistolas del Segundo Intervalo.

Intervalo [m]

Tipo y Diámetro

[pg]


Fase [grados]

Penetración [pg]


[pg] Tipo Explosivo

4398 - 4462 HSD 4.72” 17 72 15.69 0.31 HMX


82

4.6. DISEÑO DEL TERCER INTERVALO 4277 – 4316 m.

4.6.1 Estado Mecánico Programado.


83

4.6.2 Lavado de Pozo

Tren de Baches

FLUIDO VOLUMEN GASTO DESCRIPCION

Viscoso 6 m3 (37.73 bls) 3.5 bpm Bache Espaciador base aceite de 1.45 gr/cc Viscoso 8 m3 (50.31 bls) 3.5 bpm Bache Espaciador base agua de 1.02 gr/cc Químico Alcalino


Químico Detergente

10 m3 (62.89 bls) 3 bpm Bache Detergente con Agua de perforación 1.03 gr/cc y 100 lt/m3 de Protex Cleaner

Químico Alcalino

10 m3 (62.89 bls) 3 bpm Bache Alcalino con Agua de Perforación 1.01 gr/cc y 30 kg/m3 de sosa caustica.

Viscoso 8 m3 (50.31 bls) 3 bpm Agua de Mar de 1.03 gr/cc

Empacante 20 m3 (125.78 bls) 4.5 bpm Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc con inhibidor de corrosión y bactericida.




Representación Grafica de Lavado de Pozo.


84

4.6.3 Distribución del aparejo para el intervalo 4277 – 4316 m.

Cima Base

OD [pg] ID [pg] Longitud [m] [m] [m]CABEZA DE PRUEBA 3 1/16” 10K 8.00 3.06 3.78 ‐5.20 ‐1.42Combinación C) 6 1/2" SA x C) 4.93” SA 8.50 3.00 0.78 ‐1.42 ‐0.64Combinación P) 4.93” SA x P) 4" HDE-533 6.50 2.78 0.34 ‐0.64 ‐0.30Tubería 4", TRC-95, 22.50#, HD-533 3.50 2.78 13.70 ‐0.30 13.40Combinación P) 5" SA x C) 4" HD-533 7.00 3.00 0.20 13.40 13.60VÁLVULA DE SEGURIDAD EZ Valve 8.20 3.00 1.50 13.60 15.10Combinación P) 5" SA x P) 4" HD-533 7.00 3.00 0.60 15.10 15.70

Tubería 4", TRC-95, 22.50#, HD-533 4.00 2.78 1556.68 15.70 1572.38

Combinación P) 3 1/2" HD-533 x C) 4" HD-533 4.00 3.00 0.64 1572.38 1573.02Tubería 3 1/2", TRC-95, 12.95#, HD-533 3.50 2.75 800.00 1573.02 2373.02Tubería 3 1/2", P-110, 12.95#, HD-533 3.50 2.75 1800.00 2373.02 4173.02Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD-533 5.00 2.25 0.53 4173.02 4173.55Válvula de control SHRV-FEB 5.00 2.25 1.35 4173.55 4174.90

Combinación P) 3 1/2" HD-533 x C) 3 1/2" PH6 5.00 2.25 0.36 4174.90 4175.26

Tubería 3 1/2", TRC-95, 12.95#, HD-533 3.50 2.75 9.50 4175.26 4184.76Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD-533 5.00 2.25 0.53 4184.76 4185.29Válvula de cierre en fondo DAV 5.00 2.25 1.55 4185.29 4186.84Válvula de cierre/circulación IRDV 5.00 2.25 7.60 4186.84 4194.44Porta muestrero SCAR BB 5.50 2.25 5.73 4194.44 4200.17Porta sensores DGA-D 5.00 2.25 3.56 4200.17 4203.73Válvula de prueba de tubería TFTV 5.00 2.25 1.77 4203.73 4205.50Combinación P) 3 1/2" HD-533 x C) 3 1/2" PH6 5.00 2.50 0.36 4205.50 4205.86Tubo frío 3 1/2”, P-110, 12.95 #, HD-533 3.50 2.75 9.50 4205.86 4215.36Tope localizador 5.00 2.25 0.24 4215.36 4215.60Unidad de sellos multi-v 4.75 3.50 5.63 4215.60 4221.23Combinación P) 2 7/8" HD-511 x C) 4.124” Seal lockht

4.70 2.44 0.24 4221.23 4221.47

Tuberia 2 7/8" 6.4 HD-511 EUE 3.50 2.75 11.20 4221.47 4232.67Herramienta operadora MFIV 3.50 2.75 1.33 4232.67 4234.00


Cima Base

OD [pg] ID [pg] Longitud [m] [m] [m]Tubería 3 1/2”, NC-38 3.50 2.75 4205.00 ‐0.83 4204.17Marca radioactiva 4.75 2.68 0.61 4204.17 4204.78Tubería 3 1/2”, NC-38 3.50 2.75 9.50 4204.78 4214.28Tubo madrina 4.00 2.75 0.50 4214.28 4214.78Setting Tool 3.50 2.75 1.82 4214.78 4216.60Empacador 9 7/8”, 68 lb/pie 8.30 1.00 1.60 4216.60 4218.20Extensión pulida 6.00 4.75 3.55 4218.20 4221.75

Combinación P) 4 1/2" VAM TOP x C) 5.937" SA 7.50 3.75 0.38 4221.75 4222.13

Tubería 4 1/2" VAM TOP 5.19 3.96 3.00 4222.13 4225.13Válvula MFIV 7.25 3.70 4.73 4225.13 4229.86Tubería 4 1/2" VAM TOP 5.19 3.96 9.50 4229.86 4239.36Combinación P) 3 1/2" PH6 x C) 3 1/2" HD-533 5.00 2.44 0.94 4239.36 4240.30Válvula de control SHRV-FEB 3.68 2.44 20.00 4240.30 4260.30

Combinación P) 2 7/8”" EUE x C) 4 1/2" VAM TOP 3.67 2.44 0.54 4260.30 4260.84

Tubería 2 7/8", 6.5#, EUE 3.68 2.44 9.50 4260.84 4270.34Cabeza de disparo EFIRE/BHF 3.68 1.20 2.66 4270.34 4273.00Espaciador de seguridad 4.72 - 4.00 4273.00 4277.00Pistolas 4.72” HSD 4.72 - 39.00 4277.00 4316.00Bull noise 4.72 - 0.12 4316.00 4316.12



85

4.6.4 Distribución de Tiempos de la Terminación 3er Intervalo


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Lavado de

Pozo



pozo.

1 1 0.04




m).

24 25 1.04

Realizar desplazamiento de lodo EI (lodo de

control) por agua de mar, posteriormente

realizar el lavado bombeando baches

lavadores de acuerdo a la 8.2 del programa.

Desplazar baches lavadores con agua de mar

y circular hasta alcanzar condiciones de

limpieza de +/‐ 25 NTU‟s. Continuar

desplazando agua de mar por salmuera de

cloruro de calcio de 1.30 gr/cc con

inhibidores de corrosión y bactericidas.

12 37 1.54


eliminar misma tramo por tramo.30 67 2.79

Bajar aparejo

TCP



aparejo TCP.

1 68 2.83

En seno de salmuera cálcica de 1.30 gr/cc,

meter pistolas TCP de 4.72”, 17 cpm, fase

72°, HMX, empacador hidráulico (10K) para

TR de 9 7/8”, 62.8 lb/ft, de acuerdo a la


9.3 del programa Notas: 1.‐ Evitar giros de sarta y movimientos bruscos de


de 2.25"

20 88 3.67






de registros.

18 106 4.42

Intervalo 4277 ‐ 4316 m


86


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]




4277‐4316 m.

1 107 4.46

Anclar

Empacador








quedo anclado.

6 113 4.71










12 125 5.21

Bajar aparejo

USMV



aparejo

1 126 5.25


distribución que se encuentra en el

programa, con velocidad de 2 min/lingada y

circulación en directo de máximo 2 barriles

hasta el tope localizador y levantar 1 m. Notas: 1.‐En caso de encontrar resistencia cargar máximo






24 150 6.25


87


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Instalar

Cabeza de

Prueba











6 156 6.50

Instalar y probar las líneas del equipo de aforo

en alta con 8000 psi y en baja con 1000 psi.20 176 7.33


mismas con 1200 psi.10 186 7.75

DisparosRealizar junta de seguridad con personal

involucrado en la operación de Disparos.1 187 7.79













2 189 7.88

Evaluar

Intervalo





48 237 9.88











48 285 11.88


88


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]












24 309 12.88










de ser necesario.

48 357 14.88



de Operación Geológica.

240 597 24.88

Controlar

Pozo






Regresar fluidos a formación NOTA: Si el pozo no admite o la presión de admisión es


controlar pozo circulando con lodo de control

12 609 25.38

Recuperar

Aparejo y

Empacador






control.

24 633 26.38


89


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]










empacador.

30 663 27.63

Aislar

Intervalo




15 678 28.25









Bajar tubo difusor para colocar TXC de 200 m


superficie Nota: En caso de que el resultado del intervalo disparado



80 758 31.58


90

Grafica de Avance 3er Intervalo



[pg]


[psi]

Tipo de Fluido

Empacante

Tipo de Elastómero




62.8 lb/ft. 9 7/8” 10000

Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc

Aflas 177 Quantum Max

4.6.6 Diseño de Pistolas del Tercer Intervalo.

Intervalo [m]

Tipo y Diámetro

[pg]


Fase [grados]

Penetración [pg]


[pg] Tipo Explosivo

4277 - 4316 HSD 4.72” 17 72 15.39 0.25 HMX


91

4.7. TAPONAMIENTO

4.7.1 Estado Mecánico Programado Para el Taponamiento.


92

4.7.2 Secuencia Operativa de Taponamiento.


Tiempo

Estimado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[hrs]

Tiempo

Acumulado

[dias]

Bajar molino de 8 3/8‟‟ a reconocer cima de

TxC (+/‐ 4020 m), probar con peso y presión

y desplazar lodo de fluido de control por

agua de mar y sacar molino a superficie.

26 26 1.08

Levantar tubo difusor a +/‐ 1900 m colocar

200 m lineales de bache viscoso. Con tubo

difusor a 1700 m colocar TXC de 200 metros

lineales.

40 66 2.75

Levantar tubo difusor a +/‐ 900 m, colocar

200 m lineales de bache viscoso. Con tubo

difusor a 700 m, colocar TXC de 200 metros

lineales. Sacar tubo difusor a superficie y

bajar molino de 8 3/8" a reconocer cima de

TxC y probar con peso y presión mismo y

sacar molino a superficie.

40 106 4.42

Eliminar conjunto de preventores y

cabezales.22 128 5.33

Realizar corte a TR' de 30", 20", 13 5/8" y 9

7/8".18 146 6.08

Recuperar soltador de 9 7/8" y tramos de la

TR de 9 7/8", con personal especialista

colocar tapón de corrosión para TR de 9 7/8".

22 168 7.00

Recuperar soltador de 13 3/8" y tramos de la

TR de 13 3/8", con personal especialista

colocar tapón de corrosión para TR de 13

3/8".

22 190 7.92

Recuperar soltador de 20" y tramos de la TR

de 20", con personal especialista colocar

tapón de corrosión para TR de 20".

22 212 8.83

Desconectar la TR conductora de 30"

liberando la junta Quick Jay y recuperar TR

de 30" a superficie.

22 234 9.75

Colocar tapon de corrosión para la TR

conductora de 30".6 240 10.00

T x C

Taponamiento


93

4.8. DISEÑO DE ESTIMULACIONES.

Este diseño estará sujeto a las condiciones reales observadas posterior al disparo y se deberá definir en forma conjunta con el equipo multidisciplinario VCDSE y el AECSM.

4.9. CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL

DESCRIPCIÓN GENERAL ÁRBOL

PRODUCCION No aplica, se utilizara cabeza de prueba (10M)

4.9.1 Distribución de Cabezales

Componente Marca Diámetro nominal y Presión de trabajo

(psi)

Especificaciones del material

Cabezal Soldable Sure Lock FMC 21 ¼” (5M) U DD PSL1 PR2

Brida Doble Sello FMC 21 ¼” (5M) U DD NL-PSL1

Cabezal Semicompacto FMC 21 ¼” (5M) x 13 5/8”

(10M) X-DD-PSL3-PR2

4.9.2 Presiones de Prueba

Prueba de Preventores (psi) Prueba de Líneas Superficiales (psi)

8000 8000

Nota: Probar las CSC de acuerdo al procedimiento 223-21100-OP-211-0269, “Procedimiento para el diseño de las conexiones superficiales de control”.


94

4.9.3 Conjunto de Preventores


95

4.10. REQUERIMIENTO DE EQUIPOS, MATERIALES Y SERVICIOS.

4.10.1 Personal.

Descripción Ingeniero de Proyecto. Personal de Seguridad Industrial. Personal Especialista de Fluidos y Herramientas de Limpieza. Personal de Apriete Computarizado. Personal Especialista en Inspección de Roscas. Personal Especialista DST. Personal de Lavado de Pozo. Personal Especialista en Disparos. Personal del Equipo de Tubería Flexible. Personal Especialista para Realizar Tratamiento de Estimulación/Fracturamiento. Personal Especialista en Aforos. Personal de Unidad de Registros y Presión. Personal Especialista en Cementaciones. Operados de Unidad de Alta.

4.10.2 Equipos

Descripción Observaciones Equipo de aforo Halliburton Tubería flexible de 1 ½” SERAP / Schlumberger/ UOSO Cabina de registros eléctricos SERAP/UOSO Llaves de apriete Compañía MATYEP Barco estimulador. Logística Barco contra incendio Logística Lancha de apoyo Logística Barco de proceso AECSM

4.10.3 Materiales y Servicios

Cant. U.M. Descripción Responsable Observaciones

200 m3Salmuera cálcica de 1.30 gr/cc con

inhibidor de corrosión y bactericida.UOA UOA

200 m3Agua de mar con inhibidor de

corrosión y bactericida.UOA UOA

1 piezaEmpacador Hidráulico para TR 9 7/8",

QUANTUM MAX.

Residencia de

Contrato.Schlumberger.

1 piezaEmpacador Hidráulico para TR 7 5/8",

QUANTUM MAX

Residencia de


103 mPistolas TCP de 4.72” HSD, HMX, 17

cpm, F‐72.

Residencia de



96


30 mPistolas TCP 3.38” HSD, HMX, 20 cpm,

F‐60.

Residencia de


2 pieza Cabeza de prueba 10M.Residencia de


4 pieza Válvula de seguridad EZ‐VALVEResidencia de


4 pieza Válvula de doble acción DAV.Residencia de

Contrato.

4 pieza Válvula de control SHRV.Residencia de


4 pieza Válvula de cierre/circulación IRDV.Residencia de


6 piezaPorta sensores de memoria DGA (3

TP, 1 EA).

Residencia de


4 pieza Válvula de prueba de tubería TFTV.Residencia de


3 pieza Porta muestreros SCAR‐BB.Residencia de


3 pieza Marcas Radioactivas.Residencia de


3 pieza Cabeza de disparo Mecánica.Residencia de


3 pieza Cabeza de disparo EFIRE.Residencia de


2 piezaCombinación (P) 3 1/2” HD533 x (C) 4”

HD533.PEMEX

2 piezaCombinación (P) 2 7/8” EUE X (C) 3 ½”

HD533.PEMEX

1 piezaCombinación (C) 3 ½” HD533 X (P) 2

7/8” HD511.PEMEX

1 cubeta Grasa para roscas de producción. UNP

700 mts TP 2 7/8” N‐80, 6.4 lbs/ft, EUE. SERAP Tamsa

2000 mts TP 3 ½”, P‐110, 12.95 lb/p, HD533. SERAP Tamsa

1800 mts TP 3 ½”, TRC‐95, 12.95 lb/p, HD533. SERAP Tamsa

2000 mts TP 4”, TRC‐95, 22.5 lb/p, HD533.Residencia de

Contrato.

1 piezaRetenedor de cemento para TR de 9

7/8”, 62.8 lb/pie.

Residencia de

Contrato.


5/8”, 39 lb/pie.

Residencia de

Contrato.


97



1/2”, 23 lb/pie.

Residencia de

Contrato.

1 piezaMagneto 9 7/8” (62.8 lb/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaCepillo 9 7/8” (62.8 b/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaEscariador 9 7/8” (62.8 lb/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaMagneto 7 5/8” (39 lb/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaCepillo 7 5/8” (39 lb/ft) 4 ½” REG (Caja‐

Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaEscariador 7 5/8” (39 lb/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaMagneto 5 1/2” (23 lb/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaCepillo 5 1/2” (23 lb/ft) 4 ½” REG (Caja‐

Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

1 piezaEscariador 5 1/2” (23 lb/ft) 4 ½” REG

(Caja‐Piñón).

Residencia de

Contrato.Protexa

4tramos

cortos4" TRC‐95, 22.5 # HD‐533 ( 5 Y 6 m ).

1 piezaElevador (liso) para TP de 2 7/8”, 3

1/2”, 4”, 5”.UPAP

1 pieza Cuñas de 2 7/8”, 3 ½”, 4 ¾”, 5”, 5 1/2”. UPAP

1 piezaCollar de seguridad de 2 7/8”, 3 1/2”,

4”, 5”, 5 ½”.UPAP


98

4.11. COSTOS ESTIMADOS DE LA TERMINACIÓN.

4.11.1 Costo Integral de la Terminación.

Concepto Monto [M.N] Costos Directos $331,488,310

Costos Indirectos $55,277,347 Total Intervención $386,765,656


99

4.12. CARACTERISTICAS DEL EQUIPO PARA LA INTERVENCIÓN.

EQUIPO: PARAGON M841

4.12.1 Dimensiones y Capacidad.

MAX. PROF. DE PERF. 7,620 m CALADO MIN. DE NAVEGACIÓN 4.87 m ALTURA LIBRE DE NAVEGACIÓN 5 m CALADO MAX. DE OPERAICÓN --

CAPACIDADES MATERIAL EN SACOS 1500 AGUA DE PERFORACIÓN 1014 m3 AGUA POTABLE 205 m3 COMBUSTIBLE DIESEL 842 m3 TANQUES DE LODO 232 m3 CAPACIDAD DE BARITA 5720 pie3

DIMENSIONES LARGO 75.6 m ANCHO 61.25 m PROF. DE LAS PATAS 152 m RANURA DE ENTRADA (KEY SLOT) no aplica ALTURA MESA ROTARIA 30 m ACOMODO DEL PERSONAL 102 personas TIRANTE DE AGUA 106.6 m

4.12.2 Componentes Principales.

Unidad Marca Modelo Cant Capacidad Mástil DERCO C-U7232-D 1 1,300,000 lb Corona DERCO 8” x 60”/1” x 50” 1 14 líneas Ídem Polea Viajera CAN RING 1165 E 1 650 ton Gancho B.J. DYNA PLEX 1 750 ton Mesa Rotaria National C-700 1 1:1.02 – 2.03:1 Rotaria National C-375 1 1,300,000 lb Malacate CONT-EMSCO C-3 1 2,000 HP Hidromatico BAYLOR 7838 1 1,300,000 HP Motores del Malacate EMD D-79 2 1,000 HP Malacate de Maniobras (aire) INGERSON RAND FORCE-5FASA 24XK1 2 10,000 HP Bombas de Lodo CONT-EMSCO FB 1600 3 1,600 HP Generadores C.A. EMD 16-645-EB 3 1,950 HP Bombas para Operar Preventores KOOMEY TYPE 80 1 352 gal Preventores CAMERON TYPE „‟U‟‟ 16 3/4" 1 5,000 psi Montacargas para Preventores SAFER JM21 ¼” 1 2,000 psi Agitadores de Lodo LIGHTHING 85-Q-20 3 20 HP Árbol de Estrangulación CAMERON 3 1/16” 10K 1 10,000 psi Grúas Hcas. Letourneau PCM-120 3 50 ton

Temblorinas Brandt Triton Dual Tandem

NNF 3-3

900 GPM EACH 901 GPM EACH

Desarenador Brandt SR3 3 1,500 GPM Desgasificador SWACO 1 1,500 GPM Centrifugas Lodo HALCO 6 x 8 x 12 8 1,800 GPM


100

4.12.3 Grafico Plataforma A/E Paragón M841


101

4.13.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA

4.13.1.- Medidas de Seguridad y Protección Ambiental.

En todas las operaciones de Perforación, Reparación y Terminación de Pozos de la

Región Marina Suroeste se deberán tomar todas las medidas de Seguridad

Industrial y Protección Ambiental.

Todo el personal que interviene en las operaciones de Perforación, Reparación y

Terminación de Pozos de la Región Marina Suroeste deberá portar el siguiente

equipo de seguridad como mínimo.

Ropa de trabajo de algodón.

Botas con casquillo.

Casco.

Protección ocular

Protección auditiva según el caso.

Guantes de acuerdo a la categoría.

Equipo auxiliar necesario.


Terminación de Pozos de la Región Marina Suroeste deberá tener conocimientos

básicos de.

Políticas de seguridad (SIASPA).

Curso Stop.

Curso Rig Pass.

Curso de control de brotes.

Simulacros.

Manejo y uso del equipo de protección del H2S.

Protección al medio Ambiente.


Terminación de Pozos de la Región Marina Suroeste deberá involucrarse en los

siguientes conceptos.


102

Antes del inicio de las operaciones, el equipo deberá estar en perfectas

condiciones, probadas sus conexiones superficiales de control, ensamble

de control, bomba koomey, presas de lodo y demás componentes.

Las líneas y ensamble de control y preventores deberán probarse con su

presión de trabajo en alta y baja.

A bordo del equipo deberá permanecer un supervisor de la seguridad y la

ecología, el cual deberá de estar enterado de la secuencia operativa del

presente programa y vigilar su cumplimiento apegado a las normas de

seguridad y ecología.

El equipo debe constar con un doctor a bordo, con el equipo y

medicamentos básicos necesarios para cubrir cualquier incidente que

ocurra en la instalación.

El Inspector Técnico de Perforación del equipo deberá hacer inspecciones

diarias para detectar cualquier anomalía que ponga en riesgo la integridad

física del personal y de la instalación, las cuales reportará al

Superintendente de la plataforma.

Todos los motores diesel deberán estar equipados con paro automático y

deberán inspeccionarse los dispositivos de mata chispas de los escapes

semanalmente.

Las grúas instaladas en los equipos deberán operar de acuerdo a las

normas API-RP2D.

Queda estrictamente prohibido para todo el personal que labora en una

instalación costa afuera, fumar fuera del campamento habitacional.

Todo el personal que labora o aborda una instalación marina deberá

apegarse al reglamento de seguridad e higiene de petróleos mexicanos y

en el caso de no acatar las disposiciones, se procederá a su abandono

de la plataforma y será reportado a su departamento y/o compañía.

El superintendente de la plataforma en común acuerdo con el encargado

de la seguridad designara las áreas que consideren seguras para los

trabajos de corte y soldadura, los cuales deberán ser por escrito.


103

Los trabajos de soldadura en cualquier parte de la plataforma deberán ser

solicitados con su hoja de permiso debidamente firmada y supervisados

por el encargado de la seguridad y deberán apegarse al sistema de

permisos para trabajo con riesgo vigente.

Los simulacros de control de brotes deberán efectuarse durante el periodo

de actividad operativa, cuando el riesgo de pegadura de la sarta sea

mínimo y deberá efectuarse semanalmente.

Todo el personal que aborda una instalación, el cual no pertenezca al

personal fijo de la misma, deberá portar un pase de abordar firmado por

el área de logística de la Unidad Operativa Suroeste.

Es responsabilidad del superintendente y el encargado de seguridad

vigilar de no rebasar el cupo máximo de la habitacional de la plataforma,

y en el caso de hacerlo se bajará al personal no esencial.

En los equipos se debe contar con la válvula de pie en condiciones y

probadas, así como las combinaciones cortas para las sartas de trabajo.

Todos los equipos y herramientas utilizadas en la intervención del pozo

deberán ser revisados y probados antes de sus operaciones respectivas

para verificar el estado en que se encuentran y su funcionamiento.

Todos los movimientos de tuberías, equipos y herramientas, etc.,

realizados por la grúa u otro equipo deberán ser supervisados por el

encargado de la seguridad cumpliendo con los procedimientos

correspondientes.

Conocer y participar en los programas de simulacros a bordo de las

instalaciones.

Todos los trabajos de alto grado de riesgo deberán ser autorizados con

su permiso correspondiente y supervisados por el encargado de la

seguridad.

En los casos de terminación de pozos se deberá contar con un quemador

ecológico, supresor de calor o barco de contra incendio, y material

absorbedor de hidrocarburos.


104

Antes de las operaciones de quema se confirmara con el área de

seguridad de la Unidad Operativa Suroeste si está contemplado en el

programa la inducción o estimulación del pozo a intervenir y en el caso

de existir vertimiento de hidrocarburos al mar estos deberán ser

reportadas dentro de las 24 horas siguientes en los formatos

correspondientes de la SEMARNAP Y SEMAR al área de prevención de

riesgos de la Subgerencia de ASEC.

Reportar todos los incidentes que ocurran en las instalaciones al personal

encargado de Seguridad de la Unidad Operativa Suroeste.

De acuerdo a la ley general del equilibrio ecológico y protección al medio

ambiente, en las operaciones de perforación o profundización de pozos,

en las etapas de alta presión, donde se emplea fluido de emulsión inversa,

se deberá contar con todo el equipo requerido para la recuperación y

transporte de los recortes impregnados con aceite.

Realizar reuniones de seguridad antes de iniciar cualquier tipo de

operación.

Concienciación de la importancia que tiene la seguridad industrial y la

ecología.

Mantener en orden y limpieza su área de trabajo.

El Superintendente, técnico, perforador y encargado de la seguridad

deberá vigilar que cada punto de este anexo al programa operativo se

realice cumpliendo con las normas de seguridad vigentes y en caso de

alguna irregularidad deberá dar aviso al superintendente e ingeniero de

proyecto de la plataforma quienes realizaran las acciones

correspondientes.


105

El equipo de seguridad requerido en las instalaciones para las operaciones de

perforación, reparación y terminación de pozos petroleros deberá ser:

Botes salvavidas (2).

Aros salvavidas (18).

Chalecos salvavidas (De acuerdo al cupo habitacional).

Balsas inflables (2).

Bomba de contra incendio (1).

Electrobomba (1).

Red de contra incendio (En toda la instalación).

Sistemas de alarma (De gas, humo y fuego).

Equipo de cascada y respiración autónoma contra H2S (Instalado en toda la

plataforma).

Fire boss (1).

Extintores de CO2 (15).

Extintores de agua (20).

Extintores de PQS (15).

Manuales de procedimientos operativos, de seguridad y ecología.

RESUMEN DEL CURSO STOP

Objetivo: Eliminar las lesiones

Principios clave:

Todas las lesiones y las enfermedades ocupacionales pueden prevenirse.

La seguridad es responsabilidad de la administración de línea.

La administración de línea es responsable de entrenar a todos los empleados

para que trabajen con seguridad.

En labores de construcción y operación, todos los riesgos a exposiciones

pueden prevenirse razonablemente.

La prevención de lesiones e incidentes contribuye al éxito del negocio.

Trabajar con seguridad es una condición de empleo.

Conceptos principales:


106

Los actos inseguros causan lesiones.

Los supervisores son los responsables de la seguridad.

Los estándares determinan el desempeño. Los actos inseguros inician una

actitud.

La comprensión aumenta la motivación.

Los riesgos pueden minimizarse.

Técnicas:

La seguridad tiene alta prioridad.

La seguridad es una responsabilidad cotidiana.

Recorra el ciclo de observación (Decida, Deténgase, Observe, Actúe,

Reporte).

Recurra a la observación total (Mire, Escuche, Huela, Sienta).

Recuerde la AAAA (mire: Arriba, Abajo, Atrás, Adentro).

Utilice la tarjeta de observación de seguridad

Investigue las reacciones de las personas.

Observe a cada persona de la “cabeza a los pies”.

Evalúe las posiciones de las personas.

Verifique las herramientas y el equipo.

Recorra los pasos de los procedimientos de seguridad.

Orden y limpieza.

La observación mide el desempeño

Las acciones que influyen en el desempeño:

El que calla otorga.

Acción correctiva inmediata.

Acción para prevenir la repetición.


107

4.13.2 Anexo “S”.

Todas las actividades que se realicen se deben apegar a los requerimientos específicos señalados en el Anexo.

Tabla 1. 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. Requerimiento Específicos.

Casos en los que debe solicitarse y verificarse cada requerimiento específico 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 las instalaciones petroleras terrestres.

III.1.12.3.6. Cuando se realicen trabajos en instalaciones petroleras terrestres.

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

III.1.13. Trabajos con riesgo. III.1.13.1. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial III.1.13.2. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial III.1.13.3. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial III.1.13.4. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial III.1.13.5. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial III.1.13.6. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial III.1.14. Dispositivos de seguridad para vehículos y equipo 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 utilice equipos productores de flama. III.1.14.5. Cuando se utilicen equipos rotatorios. III.1.15. Señalización e identificación de productos y equipos. III.1.15.1. Cuando se realicen trabajos con riesgo potencial. III.1.15.2. Cuando se construyan obras terrestres. III.1.15.3. Cuando se suministren productos, sustancias químicas o equipos

a PEP. III.1.16. Respuesta a emergencias. III.1.16.1. Cuando se especifique en los anexos del contrato. III.1.16.2. Cuando se especifique 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.


108



III.2. SALUD OCUPACIONAL III.2.1. Cuando se especifique en los anexos de 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 utilicen 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. 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 en 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 riesgos ambiental III.3.1.1. Cuando se especifique en los anexos del contrato. III.3.2. Reporte de cumplimiento ambiental III.3.2.1. Cuando la autoridad emita términos y condicionantes para las

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

actividades incluidas en el alcance del proyecto. III.3.3. Agua III.3.3.1. Cuando se derramen o viertan materiales o residuos peligrosos al

mar. III.3.3.2. Cuando se desvíen cursos 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

fósiles. III.3.5. Residuos III.3.5.1. Cuando se generen residuos. III.3.5.2. Cuando se 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.


109



III.3.5.7. Cuando se generen o manejen residuos. III.3.5.8. Cuando se arrojan residuos alimenticios al mar. III.3.5.9. Cuando se transportan residuos peligrosos o residuos de manejo

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

especial III.3.6. Ruido III.3.6.1 Cuando se utiliza maquinaria o equipo que emiten ruido. III.3.7. Seguros contra daños ambientales III.3.7.1 Cuando se realicen actividades altamente riesgosas en

instalaciones petroleras. III.3.8. Planes de contingencia ambiental III.3.8.1. Cuando se especifique en los anexos del contrato. III.3.9. Auditorias de ambientales 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.

4.13.3 Procedimientos Operativos.

Numero de Procedimiento

Descripción

PE-SS-OP-0109-2007 Procedimiento para manejo de sustancias peligrosas.

PG-SS-TC-0039-2013 Procedimiento crítico para prevención de caídas.

PE-PP-OP-0034-2011 Procedimiento para sacar lastrabarrena y estibar en peine.

PG-SS-TC-0034-2013 Procedimiento crítico para bloqueo de energía y materiales peligrosos

PG-SS-TC-0037-2013 Procedimiento crítico para el equipo de protección personal.

PG-SS-TC-0038-2013 Procedimiento crítico de seguridad eléctrica.

PE-SO-OP-0001-2011 Procedimiento para atmosferas con presencia de H2S, CO2 y Gas Combustible.

PG-SS-TC-0035-2013 Procedimiento critico Para entrada segura a espacios confinados.

PG-SS-TC-0033-2013 Procedimiento crítico para apertura de tuberías, accesorios y equipos.

PE-SS-OP-0138-2008 Procedimiento para la seguridad de trabajos de corte y soldadura.

PG-SS-TC-0036-2013 Procedimiento crítico para delimitación de áreas de riesgo.

PE-SS-OP-0139-2008 Procedimiento para trabajos en áreas compartidas.

PG-SS-TC-0040-2013 Procedimiento critico Para la protección contraincendios.

PE-DP-DI-0013-2010 Procedimiento para el diseño de las Conexiones Superficiales de Control.

PE-SP-OP-0069-2011 Procedimiento operativo para colocación de tapón de cemento Forzado.

PE-SP-OP-0161-2011 Procedimiento para cementación forzada con empacador recuperable.

PE-SP-OP-0108-2011 Procedimiento operativo para efectuar Cementación Forzada con retenedor de cemento permanente.

PE-SP-OP-0028-2011 Procedimiento para colocación de baches con Unidad de Alta Presión.


110

Numero de Procedimiento

Descripción

PE-RP-OP-0029-2012 Procedimiento para operar herramienta recuperadora de empacadores permanentes.

PE-TP-OP-0023-2012 Procedimiento para la introducción de Aparejos de Producción con Empacador integral.

PE-PP-OP-0093-2013 Procedimiento para recuperación de Aparejos de Producción.

PE-SP-OP-0026-2011 Procedimiento para control del pozo con UAP.

PE-RP-OP-0016-2012 Procedimiento para colocación de tapón de cemento descolgado.

PE-SP-OP-0160-2011 Procedimiento para efectuar una prueba de alijo con UAP.

PE-RP-OP-0023-2010 Procedimiento para colocar baches de soluciones acidas y no acidas.

PE-SP-OP-0136-2011 Procedimiento para la ejecución de operaciones especiales de punto libre y recuperación de tuberías del área de registros geofísicos.

PE-RP-MA-0003-2012 Procedimiento para lavado de pozo.

PE-RP-OP-0009-2011 Procedimiento para probar conjunto de preventores con top drive o flecha y CSC, con probador sólido y probador de copas.

PE-PP-OP-0014-2011 Procedimiento para reconocer la B.L. y P.I. con tapón de cemento y/o retenedor.

PE-PP-OP-0008-2011 Procedimiento para escariar TR en cascada con dos escariadores.

PE-DP-DI-0008-2011 Procedimiento para diseñar disparos de producción.

PE-SP-TC-0001-2012 Procedimiento para estimulación limpia.

PE-RP-OP-0022-2010 Procedimiento para inducir pozos.

PE-SP-OP-0139-2011 Procedimiento para realizar registros geofísicos con cable electromecánico, del área de registros Geofísicos.

PE-TP-OP-0012-2012 Procedimiento para pruebas de producción DST.

PE-SP-OP-0029-2011 Procedimiento para prueba de admisión con UAP.

PE-EP-OP-0025-2011 Procedimiento para el manejo de la unidad operadora de los preventores.

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


111

5. CONCLUSION.

La terminación de pozo es de suma importancia hacer un buen diseño, ya que es el

paso intermedio entre la perforación y la producción, y de ello va a depender la

productividad del pozo.

En la operación de terminación primero que nada se tiene que hacer un estudio

integral de las formaciones que van a ser terminadas, y en base a ese estudio

seleccionar el tipo de terminación más adecuado.

Una vez seleccionado el tipo de terminación, se deben elegir las herramientas y

equipos adecuados para dicha terminación, analizando sus características, las

cuales tienen que acoplarse perfectamente al diseño, así como la compatibilidad

entre las mismas herramientas.


112

6. RECOMENDACIONES.

Prevenir errores y el hacer las cosas bien desde la primera vez son dos de los

estimulantes más poderosos tanto para la calidad como para la productividad de

hidrocarburos, los errores que ocasionan costos por no hacer las cosas bien en el

momento y en el tiempo indicado.

Determinar el conjunto de factores que ocasionan costos por no hacer las cosas

bien, se toman en cuenta como: desperdicio, correcciones, cambio de órdenes,

costo diario de un equipo, acciones erróneas con los diseños, programas,

planeaciones y desarrollo de las operaciones, etc., provocan grandes pérdidas a la

empresa.

Optimizar la calidad en el diseño, planeación y desarrollo de la terminación de un

pozo petrolero; se sabe que una baja calidad en este proceso operativo conduce a

una productividad pobre de hidrocarburos.


113

7. REFERENCIAS.

Tulio Leal Borrador, “Manual de completación”, Schlumberger.

Hernán Ramos Jiménez, “Operaciones Nivel III” PEMEX.

Manual de Disparos. Servio T. Subiaur A., Servicios a Pozos.

Manual de Procedimientos para Disparos G.P.M.P. Región Sur.

Manual de capacitación y desarrollo de habilidades en actividades de

perforación y mantenimiento de pozos.

Un Siglo de la Perforación en México”, PEMEX, PEP, UPMP, Tomo

XI: Terminación y Mantenimiento de Pozos.

SIMAN - Sistema de Procedimientos Operativos de UOSO.

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