Programa Puerto Ceiba 106

8/20/2019 Programa Puerto Ceiba 106

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PROGRAMA DE PERFORACIÓN YTERMINACIÓN DEL POZO DE

DESARROLLO

ARREGLO ESBELTOPUERTO CEIBA 106

SSUUBBDDIIRREECCCCIIÓÓNN DDEE PPEERRFFOORR A ACCIIÓÓNN YY MM A ANNTTEENNIIMMIIEENNTTOO DDEE PPOOZZOOSS MM A ARRZZOO DDEE 22001122

DIVISIÓN SURUNIDAD OPERATIVA COMALCALCO


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POZO PUERTO CEIBA 106 PMP División SUR

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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

CONTENIDO

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

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

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

3.1.- Pozos terrestres ....................................................................................................................................... 7 3.2.- Antecedentes previos al Diseño Puerto Ceiba 106 Esbelto Reusable. .................................................... 8 3.3.- Plano de Ubicación Geográfica ................................................................................................................ 8

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

4.1.- Descripción estructural. ............................................................................................................................ 8 4.2.- Planos y Secciones Estructurales ................................................................................................. 9 4.2.1.- Plano Estructural Mesozoico – Cima de KS .............................................................................. 9 4.2.2.- Secciones Estructurales interpretadas en base a líneas sísmicas. ......................................... 10 4.2.3.- Secciones Estructurales Interpretadas en Base a Puntos Geograficos ................................... 11

5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA .............................................................................................................. 12

5.1.- Profundidad Total Programada .............................................................................................................. 12 5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos .......................................................................................... 12

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

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

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

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

8.- PROGRAMA REGISTRO CONTINUO DE HIDROCARBUROS ........................................................... 15

9.- PROGRAMA DE MUESTREO .................................................................................................................... 15

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

10.1.- Pruebas de producción. ....................................................................................................................... 16

11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO .............................. 16

11.1.- Modelo Geomecánico y Ventana Operacional ..................................................................................... 16 11.2.- Observaciones ..................................................................................................................................... 17 11.3.- Conclusiones ........................................................................................................................................ 18 11.4.- Recomendaciones. ............................................................................................................................. 19

12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO ............................................... 20

12.1.- Estado Mecánico Gráfico ..................................................................................................................... 20 12.2.- Objetivo de Cada Etapa ....................................................................................................................... 21 12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación ............................................................... 22 12.4.- Temperatura pozo de correlación ........................................................................................................ 23 12.5.- Recomendaciones ............................................................................................................................... 24

13.- PROYECTO DIRECCIONAL .................................................................................................................... 26


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13.1.- Programa Direccional ........................................................................................................................... 26

13.2.- Gráficos del plan direccional ................................................................................................................ 31

13.3.- Análisis de anticolisión ......................................................................................................................... 32 13.4.- Recomendaciones ............................................................................................................................... 32

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

14.1.- Programa de fluidos ............................................................................................................................. 33 14.1.1.- Observaciones ....................................................................................................................... 34

14.2.- Equipo de control de sólidos. ............................................................................................................... 35 14.2.1.- Observaciones ....................................................................................................................... 35

15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA ..................................................................................... 37

15.1.- Programa de Barrenas ......................................................................................................................... 37 15.1.1.- Observaciones y Recomendaciones ..................................................................................... 37

15.2.- Programa de Hidráulica ........................................................................................................................ 38 15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones ..................................................................................... 38

15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica ....................................................................................................... 39 15.3.1.- Etapa de 17-1/2” 50m a 1000 m ........................................................................................... 39 15.3.2.- Etapa de 12-1/4” 1000m a 3050 m ........................................................................................ 40 15.3.3.- Etapa de 12-1/4” 3050m a 3960 m ........................................................................................ 41 15.3.4.- Etapa de 8-1/2” 3960m a 5500 m .......................................................................................... 42 15.3.5.- Etapa de 5-7/8” 5500m a 5645m. ......................................................................................... 43

16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEÑO DE SARTAS .................................................................................. 44

16.1.- Primera Etapa - Agujero de 17-1/2” ..................................................................................................... 44 16.1.1.- Diseño de Sarta de Perforación (50m - 1000m) .................................................................... 44 16.1.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación ..................................................................................... 44

16.2.- Segunda Etapa - Agujero de 12-1/4” .................................................................................................... 45 16.2.1.- Diseño de la Sarta de Perforación Vertical (1000 – 3050m) .................................................. 45 16.2.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación Vertical (1000 – 3050m) .............................................. 45

16.2.3.- Análisis de Torque. ................................................................................................................ 46 16.2.4.- Análisis de arrastre viajando. Tercera Etapa ......................................................................... 47 16.2.5.- Diseño de la Sarta de Perforación Direccional (3050 - 3960m) ............................................. 48 16.2.6.- Diagrama de la Sarta de Perforación Direccional (3050 - 3960m) ......................................... 48 16.2.7.- Análisis de Torque. ................................................................................................................ 49 16.2.8.- Análisis de arrastre viajando. Tercera Etapa ......................................................................... 50

16.3.- Tercera Etapa - Agujero de 8-1/2” ........................................................................................................ 51 16.3.1.- Diseño de la Sarta de Perforación (3960m - 5500m) ............................................................. 51 16.3.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación (3960m - 5500m) ........................................................ 51 16.3.3.- Análisis de Torque ................................................................................................................. 52 16.3.4.- Análisis de arrastre viajando. ................................................................................................. 53

16.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 5-7/8” ......................................................................................................... 54 16.4.1.- Diseño de la Sarta de Perforación (5500m - 5645m) ............................................................. 54 16.4.2.- Diagrama de la Sarta de Perforación (5500m - 5645m) ........................................................ 54 16.4.3.- Análisis de Torque ................................................................................................................. 55

16.4.4.- Análisis de arrastre viajando. ................................................................................................. 56

17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA .......................................................................................... 57

17.1.- Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora. ................................................. 57

18.- PROGRAMA DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................................................... 58

18.1.- Criterios de diseño ............................................................................................................................... 58 18.2.- Distribución .......................................................................................................................................... 59 18.3.- Criterios de Diseño de TR’s ................................................................................................................. 59 18.4.- Observaciones y recomendaciones. .................................................................................................... 59 18.5.- Capacidades de cargas y corridas de TR ............................................................................................ 60


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18.5.1.- Caso de cargas perforando y viajes de tubería ..................................................................... 60

18.5.2.- Caso de carga corriendo TR’ s .............................................................................................. 60

19.- CEMENTACIONES ..................................................................................................................................... 62

19.1.- Resumen .............................................................................................................................................. 62 19.2.- Primera Etapa TR de 13-3/8” ............................................................................................................... 62 19.3.- Segunda Etapa TR 9-5/8” .................................................................................................................... 63 19.4.- Tercera Etapa Liner de 7” .................................................................................................................... 64 19.5.- Quinta Etapa TR Corta de 5” ................................................................................................................ 65 19.6.- Centralización. ..................................................................................................................................... 66 19.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotación. ................................................... 66 19.8.- Pruebas de Goteo ................................................................................................................................ 66

20.- CONEXIONES SUPERFICIALES ............................................................................................................. 67

20.1.- Distribución de cabezales y medio árbol .............................................................................................. 67 20.2.- Diagrama del Árbol de Válvulas. .......................................................................................................... 68 20.3.- Arreglo de Preventores ........................................................................................................................ 69

20.3.1.- Conexiones superficiales de control etapa de 12-1/4” ........................................................... 69 20.3.2.- Conexiones superficiales de control etapa de 8-1/2” ............................................................. 70 20.3.3.- Conexiones superficiales de Control, Etapa 5-7/8” ................................................................ 71

20.4.- Presiones de Prueba ............................................................................................................................ 72

21.- IDENTIFICACIÓN DE RIESGOS POTENCIALES ................................................................................ 72

21.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solución .................................................................................... 72 21.2.- Resultados de la Métrica de Pozos ...................................................................................................... 73

22.- TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL ............................................................... 74

23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO ............................................................. 74

24.- TIEMPOS DE PERFORACIÓN PROGRAMADOS ................................................................................ 74

24.1.- Distribución por actividades ................................................................................................................. 74 24.2.- Resumen de tiempos por etapa ........................................................................................................... 79

25.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS ............................................... 80

25.1.- Herramientas requeridas para iniciar a perforar ................................................................................... 80 25.2.- Primera Etapa - Perforación con Barrena 17-1/2" - TR 13-3/8" ............................................................ 81 25.3.- Segunda Etapa - Perforación con Barrena 12-1/4” – TR 9-5/8” .......................................................... 82 25.4.-Tercera Etapa - Perforación con Barrena 8-1/2” – Liner 7” .................................................................. 83 25.5.- Cuarta Etapa - Perforación con Barrena 5-7/8" y Liner 5" .................................................................... 85

26.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIÓN. .......................................................................................... 86

26.1.- Costos directos .................................................................................................................................... 86 26.2.- Costo integral de la perforación ........................................................................................................... 86 26.3.- Observaciones ..................................................................................................................................... 86

27.- INFORMACION DE POZOS DE CORRELACIÓN ................................................................................ 87

27.1.- Relación de Pozos .............................................................................................................................. 87 27.2.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 103 ................................................ 88 27.3.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 113B ............................................. 89 27.4.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 111 A ............................................ 90 27.5.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 130 ................................................ 91 27.6.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 103D ............................................. 92 27.7.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 103T ............................................. 93 27.8.- Estado mecánico y gráfica de profundidad vs. Días Puerto Ceiba 108 ................................................ 94

28.- CARACTERISTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIÓN. .................................................................. 95


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28.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo IPC-505 .................................................................................... 95

29.- SEGURIDAD Y ECOLOGÍA ...................................................................................................................... 96

30.- PROGRAMA DE TERMINACIÓN .......................................................................................................... 101

30.1.- OBJETIVO ............................................................................................................................................... 101

30.2.- Características de la Formación ......................................................................................................... 101 30.2.1.- Características de los Fluidos .............................................................................................. 101

30.3.- Información Estimada del Yacimiento ................................................................................................ 101 30.3.1.- Fluidos Esperados ............................................................................................................... 101

30.4.- Fluidos aportados Pozos de Correlación............................................................................................ 102 30.4.1.- Mediciones Pozos Correlación. ........................................................................................... 102

30.5.- Sistema de Explotación ...................................................................................................................... 103 30.6.- Requerimientos de la TR Explotacion y Aparejo de Producción ........................................................ 103 30.7.- Fluidos de Terminación ...................................................................................................................... 103 30.8.- Perfil de Presión Estimada ................................................................................................................. 104 30.8.1.- Temperatura y Presión de Pozos Correlación ................................................................................. 104 30.8.2.- Registros de Presión de Fondo ....................................................................................................... 104 30.8.3.- Análisis de Productividad (Análisis Nodal) ...................................................................................... 105 30.8.4.- Resumen de Análisis de productividad estimada para pozo ........................................................... 106 30.9.- Registros ............................................................................................................................................ 107 30.10.- Limpieza de Pozo ............................................................................................................................. 107 30.11.- Diseño del Aparejo de Producción. .................................................................................................. 108

30.11.1.- Aparejo de Producción....................................................................................................... 108 Factores de Diseño para el Aparejo de Producción 3½” .............................................................................. 108

30.11.2.- Apriete Óptimo ................................................................................................................... 109 30.12.- Diseño de Empacador y accesorios del Aparejo de Producción. ..................................................... 109

30.12.1.- Distribución del Empacador y Accesorios .......................................................................... 109 30.13.- Presiones criticas durante los tratamientos. ..................................................................................... 109 30.14.- Diseño de Disparos .......................................................................................................................... 110

30.15.- Diseño de estimulaciones. ............................................................................................................... 110 30.16.- Conexiones Superficiales de Control. .............................................................................................. 111 30.16.1.- Descripción General Del Árbol De Producción .................................................................. 111

30.17.- Pozos De Correlación ...................................................................................................................... 112 30.18.- Programa De Intervención ............................................................................................................... 117 30.19.- Estado Mecánico Propuesto, intervalo KM ....................................................................................... 123 30.20.- Requerimiento de Equipos, Materiales y Servicios .......................................................................... 124

30.20.1.- Equipos .............................................................................................................................. 124 30.20.2.- Materiales y Servicios ........................................................................................................ 124

30.21.- Costos Estimados de la Terminación .............................................................................................. 125 30.21.1.- Costo Integral de la Intervención. ...................................................................................... 125 30.21.2.- Costo Integral de la Intervención. ...................................................................................... 126 30.21.3.- Tiempos Pozos Correlación Estimados de la Terminación. ............................................... 126

31.- ANEXOS ...................................................................................................................................................... 128

ANEXO A: GEOPRESIONES. ......................................................................................................................... 128

ANEXO B: DISEÑO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO. .................................................................... 130

B.1.- Resumen. ................................................................................................................................. 130 B.2.- Etapa de 17-1/2” - TR de 13-3/8” ............................................................................................. 131 B.2.1- Etapa de 17-1/2” - TR de 13-3/8” K-55, 54.5 lbs/ft ................................................................. 131 B.3.- Etapa de 12-1/4” – TR 9-5/8” .................................................................................................... 132 B.3.1- Etapa de 12-1/4” – TR 9-5/8” 53.5 lbs/ft TRC-95 HD523, 0-1500 m ...................................... 132 B.3.2- Etapa de 12-1/4” – TR 9-5/8” 53.5 lbs/ft P-110 HD513, 1500 - 3000 m ................................. 133 B.3.3- Etapa de 12-1/4” – TR 9-5/8” 53.5 lbs/ft TAC-110 HD513, 3000- 3960 m .............................. 133 B.4.- Etapa de 8-1/2” – Liner 7” TAC-140 35 lbs/ft VAM SLIJ-II ........................................................ 134


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PROGRAMA DE PERFORACIÓN DE POZOS DE DESARROLLO

1.- NOMBRE DEL POZO

Nombre: PUERTO CEIBA Número: 106 Letra: - No. de conductor -Clasificación: DESARROLLO

Elemento PEP Fondo Centro Gestor

Pera: PC-103 Equipo IPC-505

2.- OBJETIVO

Especificar claramente las metas a lograr al término del proyecto

Perforar un pozo direccional tipo “ S Modificado ” a la profundidad de 5312 mvbmr (5645 mdbmr) conun desplazamiento horizontal a partir del conductor de 1184 m, una máxima de inclinación de 35.3º y11.56° a la entrada del Cretácico Superior, rumbo N 12.93º E, con el objeto de obtener producción

comercial de hidrocarburos en la formación del Cretácico Superior

3.- UBICACIÓN

Estado: TABASCO Municipio: PARAISOReferencia Topográfica Se perforará de la Macro pera del pozo Puerto Ceiba 103.Tipo de Pozo Terrestre

3.1.- Pozos terrestres

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

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

Coordenadas UTM conductor: X: 475,480.63 m Y: 2,038,141.89 m

Coordenadas geográficas del conductor: Lat. = 18°25' 57.349" Long. = 93°13' 55.219”

Coordenadas UTM del objetivo (cima KS) X: 475,791.03 m Y: 2,039,265.71 m

Coordenadas UTM a la Profundidad Total X: 475,795.15 m Y: 2,039,283.66 m

PEMEX EXPLORACIÓN Y PRODUCCIÓNREGIÓN : SURACTIVO: BELLOTA - JUJO

UO: COMALCALCO


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3.2.- Antecedentes previos al Diseño Puerto Ceiba 106 Esbelto Reusable.

El diseño original de este pozo se planeo con un esquema esbelto con el fin de optimizar tiempos ycostos, tomando los pozos de la pera como principales pozos de correlación incluyendo el PuertoCeiba 108, dicho diseño se llevo a cabo con la Metodología VCDSE presentado el día 7 de Marzode 2012 durante la junta de Dictamen Técnico (EDT).

3.3.- Plano de Ubicación Geográfica

4.- SITUACIÓN ESTRUCTURAL

4.1.- Descripción estructural.

Geológicamente la localización Puerto Ceiba 106 se ubica en el bloque alto de la cima delCretácico Superior, esta corresponde a un anticlinal que tiene un orientación Este - Oeste, conbuzamiento y presencia de falla inversa al Sur, en una parte de este alto se observa ausencia o nodeposito del Cretácico Superior, Medio e inferior por lo cual los sedimentos del Paleoceno enalgunas partes están en forma discordante con el Jurasico Superior Tithoniano.


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4.2.- Planos y Secciones Estructurales

4.2.1.- Plano Estructural Mesozoico – Cima de KS

CRETÁCICO SUPERIOR

JST Zona de Erosión

Loc-PC-106

Configuración estructural de la cima del Cretácico Superior, nótese la zona ausente (erosión o nodepositación), ubicación de la Localización PC-106.


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4.2.2.- Secciones Estructurales interpretadas en base a líneas sísmicas.

En la sección sísmica en dirección SW- NE, se muestra la trayectoria del PC-106, con undesplazamiento total de 1184, se perforara vertical hasta la profundidad de 3050 m, donde seencuentra el KOP, teniendo la tangente con un ángulo de 35 hasta 11 grados, se espera atravesarla falla terciaria y un espesor de SAL cerca de los 4470 mv y alcanzar una columna del cretácicosimilar a la del PC-107 y PC-130.


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5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA

5.1.- Profundidad Total Programada

ProfundidadVertical

(mvbnm)

Profundidad Vertical(mvbmr)

Profundidad Desarrollada(mdbmr)

Profundidad total Programada 5300 5312 5645

5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos

ObjetivoProf.

Vertical

(mvbnm)

Prof.Vertical

(mvbmr)

Prof.Des.

(mdbmr)

Desplaza-miento

(m)

Azimut

(°)

Coordenadas UTM (m)

X YCIMA KS 5210 5222 5554 1165 12.93 475,791.03 2,039,265.71

Profundidad Total 5300 5312 5645 1184 12.93 475,795.15 2,039,283.66

6.- COLUMNA GEOLÓGICA PROBABLE

6.1.- Columna Geológica

FormaciónProfundidad

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

Profundidadvertical

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

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

Espesor(md)

Litología.

Paraje Solo Aflora Aflora Aflora 1368 Arena muy fina, capas de arcilla

Filisola 1356 1368 1368 1374 Potentes cuerpos de lutitas, lutitasarenosasConcep. Sup 2730 2742 2742 1361 Luititas intercaladas con arenisca degrano medioConcep. Inf. 3984 3996 4103 596 Luititas intercaladas con arenisca degrano medio, lentes de bentonitaEncanto ---------- Luititas intercaladas con arenisca de

grano medio, lentes de bentonita

Depósito ---------- Luititas intercaladas con arenisca degrano medio, lentes de bentonita

Cima SAL 4470 4482 4699 389 Halita de color Blanco TranslucidaOligoceno ---------- Lutita ligeramente calcarea de color gris

oscuro a negro, semidura

Eoceno 47884800 5088 342

Lutita gris claro a verde claro, calcarea.Esporadicos fragmentos de mudstonecrema. Bentonita gris

Paleoceno 5090 5102 5430 124 Lutitas bentoniticas calcareas, capas deareniscas y Margas café rojizoMéndez 5210 5222 5554 69 Brechas calcareas, incluye calizas tipo

mudstone, Wackstone, PackstoneSan Felipe 5278 (*) 5290 5623 22Prof.Programada

5300 5312 5645


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

Eventos geológicosesperados

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

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

Espesor(m.v)

Observaciones

Falla Terciaria 4400 4412

Sal 4470 4482 318

7.- INFORMACIÓN ESTIMADA DEL YACIMIENTO

7.1.- Características de la formación y fluidos esperados

Intervalo(m.v.b.n.m.)

Tipo deHidrocarburo

Gastos Cont.H2S

(%Mol)

Cont.CO2

(%Mol)

PresiónYac.

(kg/cm2)

Temp.Fondo(°C)

Porosid.(%)

Sw(%) Aceite

(bpd)Gas

(mmpcd)

5210-5300 Aceite ligero 1500 0.968 1.71 1.87720 @5210

mvbnm155 3 – 6


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cercanías del pozo, existen buenas posibilidades de lograr el éxito volumétrico especialmente por

el conocimiento que se tiene del Campo.

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

El aparejo de producción que se requiere para la terminación del pozo será sencillo de 3 ½” (Ver

programa detallado de Terminación)


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8.- PROGRAMA REGISTRO CONTINUO DE HIDROCARBUROS

Registro continuo a partir de 1000m (que corresponde a la segunda etapa de 12-1/4”, TR9-5/8”). Se recuperarán dos bolsas de muestras de canal cada 5 m para tener control de lacolumna geológica, a partir de la profundidad mencionada. Las cuales deberán envasarsequitando el exceso de lodo y rotularlas con tinta indeleble. El equipo que se utilice deberáoperar en tiempo real para detectar, registrar y monitorear los parámetros de la perforacióny las características del pozo durante la perforación.Proporcionar a la perforadora toda la información de medición de parámetros deperforación en tiempo real (sitio y remoto)

9.- PROGRAMA DE MUESTREO

Muestras de canal.

Se recuperarán dos bolsas de muestras de canal cada 5 m para estudiosde Paleontología y Petrografía, a partir de las etapas que el Activoconsidere de interés. Estas muestras deben envasarse quitando el excesode lodo y deben ser rotuladas con tinta indeleble. Para estudios deGeoquímica, recuperar muestras cada 5 m en el intervalo de interés, sinlavarse envasadas en bolsa y rotuladas con tinta indeleble (considerarcirculadas para tiempo de atraso). El Activo asignará personal pararealizar estas actividades.

Núcleos de fondo.

Se cortarán un (1) núcleo en Cretácico Superior, se deberá de cortarorientado y durante su recuperación en la boca del pozo, deberá serpreservado para minimizar la pérdida de fluidos durante su traslado allaboratorio. La profundidad definitiva se ajustara en función de las cimasreales.

Descripción litológica: Megascópica y Microscópica.Estudios: Petrológico, Petrográfico, Paleontológico y Sedimentológico,Petrofísica básica convencional, Mecánica de Roca, Factores deFormación (m,n,a), Daño a la Formación, Presión Capilar,Permeabilidades Relativas, Compresibilidad, Mojabilidad, Velocidad

Acústica.Núcleos de pared. Se definirán de acuerdo a la columna geológica

Hidrocarburos ypresión-temperatura conprobador deformación modular(MDT).

Especificar el número, características, profundidades e intervalos amuestrear, con base a la información de registros. La recuperación, estaráen función a las propiedades de permeabilidad y saturación de los fluidosde la formación

Muestreo de fluidos aboca de pozos

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

Nota: La información del muestreo estará disponible para la perforadora con carácter confidencialexclusivamente para mejorar sus procesos.


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10.- PRUEBAS DE FORMACIÓN

10.1.- Pruebas de producción.Se realizarán en función de las manifestaciones de hidrocarburos que presenten lasformaciones durante su perforación y si las condiciones mecánicas del pozo lo permiten.

11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO

11.1.- Modelo Geomecánico y Ventana Operacional

Ventana Operacional Estimada para la localización Puerto Ceiba 106


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11.2.- Observaciones

Para construir el modelo de Geomecánica para el pozo Puerto Ceiba 106, se utilizó el modeloprevio realizado en el año 2006 para todo el campo. Así como la actualización realizada para elpost-mortem del pozo PC-108 Para el análisis de la sal, se tomo como correlación los pozos PC-108, PC-103, PC-103D, PC103T, PC-111A, PC-113B, PC-105A, PC-107, PC-110, PC-117, PC-133, PC-159. Se analizó la disponibilidad de los datos de perforación, de geología, de petrofísica yde sísmica en los pozos de correlación PC-108, PC-103, PC-103D, PC-103T, PC-111A, PC-113B,PC-105A, PC-107, PC-110, PC-117, PC-133, PC-159.

Los reportes de perforación fueron utilizados para visualizar la problemática del área y colectartodo los eventos de perforación (perdida de circulación, resistencia, derrumbes, manifestaciones.etc.) que sirvieron como puntos de calibración para el modelo de Geomecánica. Además, se utilizóla correlación desarrollada para el Golfo de México para la prevención del flujo de la sal y secomparó con el modelo de Dilatancia en Sal desarrollado para los cuerpos salinos de México.

Para el cálculo de sobrecarga se utilizó el registro RHOB existente en el pozo PC-108, PC-110,PC-117 y se estima una extrapolación del registro hacia la superficie consistente en todos lospozos del área.

El cálculo de la presión de Poro para el intervalo Terciario de determinó bajo la metodología deEaton, considerando que la misma tendencia trazada para uno de los pozos de correlación fueraconsistente para los demás pozos y respetara los eventos y las densidades de lodo reportadasdurante la perforación del pozo. Se utilizan los pozos PC-108, PC-103, PC-103D, PC103T, PC-111A, PC-113B, PC-107, PC-110, PC-117 para calibrar la presión de poro usando el registro DTdisponible. Para complementar los Sónicos en todas las secciones de cada pozo se hace unaextrapolación de registros utilizando como guía las cimas de formación. Para los registros ausentesse establecen correlaciones de propiedades para complementar los registros básicos.

Para el caso de la presión de Poro estimada en Mesozoico, se utilizó la estimación de la presión deYacimiento para el área de Puerto Ceiba y el dato generado en las bases de usuario de 720 kg/m2 a un nivel de referencia de 5210 m (equivalente de 1.35 gr/cc)

Se cuenta con una grafica de prueba de goteo extendidas (XLOT) en el área (PC-110) y unaprueba de goteo realizada en el PC-108 dando resultados mixtos, por lo que se maneja concuidado la información generada de dichas pruebas. Además, de utilizar estas pruebas, el esfuerzomínimo se calibra con reportes de pérdida de fluido en los pozos de correlación. La metodologíapara generar el perfil del esfuerzo mínimo consistió en determinar el parámetro Ko que representala relación del esfuerzo mínimo horizontal efectivo con el esfuerzo vertical efectivo

En el área de Puerto Ceiba, se cuenta con datos de caliper orientado, imágenes FMI/UBI, e

interpretación sísmica regional. El análisis de la ovalización en las imágenes, resulta en unadirección aproximada de Sh = 140 grados.

La resistencia de la roca o fuerza de compresión sin confinamiento (UCS) es un parámetrofundamental para determinar el peso de lodo con el que se presentaran los derrumbes o breakoutsy fue determinado a partir de las pruebas de núcleos disponible en el pozo PC-162.

La validación del modelo de Geomecánica consistió en verificar que las correlaciones definidas ycalibradas en cada paso del modelo de Geomecánica predicen una ventana operacional para cadapozo de correlación, de manera consistente con la perforación y estabilidad del agujero, así como


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la validación, (post-Mortem) del modelo en la localización PC-103, PC-103D, PC103T, PC-111A,

PC-113B, PC-108, PC-105A, PC-107, PC-110, PC-117, PC-133, PC-159 ajustado a la columnareal determinada

El Modelo Geomecánico es consistente con el comportamiento general del campo y con loobservado durante el desarrollo del estudio de geomecánica del año 2006. Sin embargo se tieneuna gran incertidumbre con el comportamiento de la sal, ya que para estos cálculos, se consideróun cuerpo salino uniforme, con un comportamiento isotrópico con una temperatura promedio de +/-120 grados.

. Riesgos geológicos presentes para este pozo:

– Las incertidumbres asociadas a la definición de las profundidades y espesores delas formaciones.

11.3.- Conclusiones

El modelo de Geomecánica construido en el área de la localización Puerto Ceiba 106,representa adecuadamente la mayoría de los eventos reportados durante la perforación de lospozos utilizados como correlación.

Se observa un comportamiento continuo sin cambios bruscos en cuanto a presiones de poroanormales o alto contraste de esfuerzos en la trayectoria del pozo. Los cambios mássignificativos ocurren en la entrada de la sal y cuando se entra a las formaciones de KS, dondehay un cambio brusco de la presión de poro y se tiene igualmente un cambio en cuanto a lamagnitud de esfuerzos.

En cuanto a las problemáticas esperadas durante la perforación del pozo se observa losiguiente:

Zona de presión normal a nivel de las formaciones del Plioceno. En este intervalo sereportan eventos de derrumbe en formaciones de intercalaciones arena-lutita. No seidentifican eventos de pérdida debido por alcanzar el esfuerzo mínimo.

Zona de presión anormal. Se comprende al final de Mioceno/inicio de la formaciónOligoceno, Eoceno, Paleoceno, compuesta por formaciones arcillosas

Presencia de Sal con incertidumbre asociada a su comportamiento, ya sea, con el perfil detemperaturas que pueda manifestar y con posibles presencias de intercalaciones dentrodel cuerpo salino.

Zona de yacimiento. Se observa el inicio de la zona de formaciones calizas, (margas,mudstone, dolomía

Se utilizaron datos de presiones en KS y KSM, para estimar la presión de poro. El eventomás representativo en estas formaciones son las gasificaciones e influjos debidos alfracturamiento natural de las Calizas.


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11.4.- Recomendaciones.

Actualización en tiempo real para la fase de perforación de la localización Puerto Ceiba 106:

Se recomienda realizar prueba de Densidad Equivalente (FIT) al finalizar la etapa de la TRsuperficial y por lo menos una prueba de goteo Extendida (XLOT) al final la etapa de la TRintermedia. Para garantizar un gradiente de pérdida mayor a 2.00 gr/cc. En caso de sernecesario de llegar hasta esta densidad

Se recomienda tomar registros a tiempo real (DTCO, RT, GR) para tener una buena definicióndel asentamiento de la TR intermedia

Se recomienda Incluir interpretación petrofísica (ELAN) o procesado de RT scanner en lassecciones someras para obtener un perfil litológico y de propiedades petrofísicas detallado anivel terciario.

Dar seguimiento y monitorear los parámetros de perforación, actualizar el modelo en tiemporeal y dar seguimiento al comportamiento Geomecánico.


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12.- ESTADO MECÁNICO PROGRAMADO Y GEOMETRÍA DEL POZO

12.1.- Estado Mecánico Gráfico

Nota: El asentamiento del Liner 7” será en la Base de Paleoceno. El Liner de 5” será asentando hasta la PTen Cretácico Superior.


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12.2.- Objetivo de Cada Etapa

EtapaDiámetro

Barrena (pg)Profundidad

(mvbmr)Profundidad

(mdbmr)DiámetroTR (pg)

Objetivo

Cond. -- 50 50 20

Proveer soporte estructural al cabezal del pozo,equipos desviadores de flujo (en caso de serusado) y establecer una vía de retorno a los fluidosde perforación. Será hincado.

1 17-1/2 +/- 1000 +/- 1000 13-3/8 Aislar las formaciones de alta permeabilidad noconsolidadas y acuíferos superficiales e instalarequipo de control del pozo.

2 12-1/4 +/- 3878 +/- 3960 9-5/8Garantizar integridad y estabilidad del agujero ypoder subir la densidad al fluido de control paraperforar Zona de Presión Anormal y la Sal.

3 8-1/2 +/- 5218 +/- 5500 7

Aislar Zona de Presión Anormal, el intervalo de salesperado en esta etapa y permitir bajar ladensidad para la última etapa.El asentamiento de la TR de 7” será en la Basede la formación de Paleoceno.

45-7/8

+/- 5312 +/- 5645 5

El asentamiento del Liner de 5” será en laformación de KS (PT programada) para permitirla explotación selectiva de los intervalos quepresenten características para ello.


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12.3.- Problemática que puede presentarse durante la perforación

EtapaDiámetroBarrena

(pg)

Prof.(mvbmr)

Prof.(mdbmr)

Problemática Alternativas de Solución

1 17-1/2 +/- 1000 +/-1000

Formación Abrasiva

Inestabilidad

Incertidumbre de Colisión

Usar estabilizadores integrales Viaje a +/- 600m para inspeccionar Estab. Control de las propiedades del FC e Inhibición

Perforación con sarta pendular de 60ft, Análisis detendencia del pozo con registro DR-CAL.

2 12-1/4 +/- 3878 +/- 3960

Formación Abrasiva

Perdidas parciales

Inestabilidad

Incertidumbre de Colisión

Perdida de circulación en lacementación TR 9-5/8”

Usar estabilizadores integrales Concentración optima de obturantes en el FC Bombeo de baches de obturantes Respetar programa de densidades Análisis granulométrico Respetar velocidad de introducción de la TR Mantener optimas propiedades del fluido de

perforación (Cloruros, estabilidad eléctrica yreologia)

Perforación con sarta pendular de 60ft Orientadahasta el KOP y navegable hasta el final de laconstrucción

Optimizar practicas operativas para la cementacióny reingeniería en el diseño de las lechadas yaditivos

Evaluar el uso del Cople de Cementación Múltipleen dos etapas.

3 8-1/2 +/- 5218 +/- 5500

Perdidas parciales

Perforación de sal

Control direccional

Inestabilidad

Optimar punto de asentamiento Concentración optima de obturantes en el FC Bombeo de baches de fibra Mantener optimas propiedades del fluido de

perforación Programa e inspección de herramientas Uso de sistema rotatorios Respetar programa de densidades Mantener optimas propiedades del fluido de

perforación Maximizar practicas operativas y viajes cortos de

calibración

45-7/8

+/- 5312 +/- 5645

Perdidas parciales y totales Influjos y gasificaciones

Control direccional

Perforación Bajo Balance o sistema MPD Respetar programa de densidades

Herramientas direccionales para alta temperatura. Evaluación de sartas empacadas orientadas


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12.4.- Temperatura pozo de correlación

Temperatura Profundidad Profundidad

ObservacionesºC mdbmr mvbmr

40 0 0 Superficie

56 1000 1000 PC-129

74 2800 2771 PC-130

92 4132 3997 PC-130

124 5498 5243 PC-130

138 5960 5657 PC-130


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12.5.- Recomendaciones

- Iniciar la perforación del agujero, con parámetros controlados/reducidos hasta tener todo elaparejo de fondo, en el agujero descubierto. Perforar con el gasto recomendado paragarantizar una efectiva limpieza del agujero y mantenerlo en calibre. Se debe disponer deobturantes en el lodo y perforar bombeando baches viscosos e incrementando el peso, segúnel tren de densidades programado.

- Durante la perforación de la etapa de 12-1/4”, correspondiente a la Formación Filisola,Concepción Superior, se atravesaran arenas permeables que podrían ocasionarperdidas de circulación. De manera preventiva, para minimizar las pérdidas decirculación y/o atrapamientos por presión diferencial, se deberá mantener una óptimaconcentración de obturantes en el Fluido de Perforación, propiedades del mismo,logística optima para el bombeo de baches de limpieza, control de los viajes de tubería y

estricto apego al programa de densidades.

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

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

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

- En caso de un incremento en la presión de bomba, puede ser indicador de reducción de áreade flujo, lo cual se puede traducir en abundantes recortes de perforación en el espacio anular oreducción del agujero, entre otras cosas. Con la adecuada interpretación y conclusión dedichas variables, podemos prever con mucha certeza la presencia de un problema y darsoluciones inmediatas. En tal sentido, debemos tener disponibles dichas variables día a día,(hora a hora).

- Determinar diariamente las propiedades reológicas, físico-químicas del fluido deperforación, manteniendo los equipos calibrados y en buen estado de los reactivos,logrando de esta forma obtener valores representativos, que permitan interpretacionesconcretas durante la perforación del pozo.

- Realizar un estricto control de las propiedades del fluido de perforación y graficar elprograma de fluidos con respecto a sus propiedades y se colocar en un lugar visible enel equipo de perforación, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente losvalores reales, que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de


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Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parámetros y con oportunidad hacer los

ajustes correspondientes.

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

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

- Se requiere de un Geólogo y análisis de muestras para la determinación delasentamiento de la TR Corta de 7” a la base del Paleoceno. MUY IMPORTANTE

- Realizar viajes cortos de limpieza cada 500 m perforados y circular fondos arriba con la mismatasa de bombeo con la que se estaba perforando, el tiempo que sea necesario hasta que hayaevidencia en las temblorinas de que el agujero está lo suficientemente limpio para continuarcon la perforación y no comprometer el desarrollo de la misma.

- Al llegar a la profundidad final de cada sección, realizar viajes de limpieza hasta la zapataanterior y circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas deque el agujero está lo suficientemente limpio.

- Durante la perforación direccional de la etapa de 12-1/4” se requiere que la compañiadireccional, incluya en el listado de mediciones la proyección al objetivo, y los análisisde colisión correspondientes para de esta forma analizar el trabajo direccional y latendencia de la sarta de perforación. MUY IMPORTANTE y de esta forma tomar lasacciones pertinentes OPORTUNAMENTE que conlleven al éxito de la perforación.

- En los viajes de tubería para calibración del agujero y cambios de barrenas llevar control depeso de la sarta SACANDO y BAJANDO y reportar los valores de Fricciones y Resistenciaspara comparar con el análisis de Torque y Arrastre y tener otra manera para evaluar la limpiezadel agujero y calcular los factores de fricción reales.


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13.- PROYECTO DIRECCIONAL

13.1.- Programa Direccional

El pozo Puerto Ceiba 106 tiene un diseño direccional tipo “S Modificado”. Se perforarámonitoreando el desplazamiento de mismo hasta los 2000m y dependiendo de su comportamientose tomará la decisión de realizar un Nudge debido a incertidumbre de colisión con el pozo PuertoCeiba 111A. De mostrarse favorable el desplazamiento del pozo, es decir se desplace hacia elOeste, (tal como como lo han hecho los pozos de la pera) se continuará perforando hasta el KOPprogramando a +/- 3050m, en el agujero de 12-1/4”. La construcción del agujero se realizará conuna tasa de 1.50°/30m, en dirección del Azimut 15.54° hasta alcanzar la inclinación de 35.3° a3756 mdbmr aproximadamente, se continuará la perforación manteniendo la inclinación hasta laprofundidad de 5128 mdbmr / 4832 mvbmr teniendo un desplazamiento a este punto de 1003m,posteriormente se procederá a disminuir la inclinación con una tasa de 1.8°/30m, hasta alcanzar

los 11.56° a 5524 mdbmr / 5193 mvbmr y se continuará la perforación manteniendo la inclinación(11.56°) hasta la profundidad final 5645 mdbmr / 5312 mvbmr (profundidad programada) con undesplazamiento a la PT de 1184 m.

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

m deg deg m m m m º/30m m m

30.00 0.00 0.00 30.00 -55.00 -19.40 0.00 0.00 2038141.89 475480.60

3050.00 0.00 0.00 3050.00 -55.00 -19.40 0.00 0.00 2038141.89 475480.60

3060.00 0.50 15.54 3060.00 -55.00 -19.40 0.00 1.50 2038141.93 475480.60

3070.00 1.00 15.54 3070.00 -54.80 -19.30 0.20 1.50 2038142.06 475480.60

3080.00 1.50 15.54 3080.00 -54.60 -19.30 0.40 1.50 2038142.27 475480.703090.00 2.00 15.54 3090.00 -54.30 -19.20 0.70 1.50 2038142.56 475480.80

3100.00 2.50 15.54 3100.00 -53.90 -19.10 1.10 1.50 2038142.94 475480.90

3110.00 3.00 15.54 3110.00 -53.50 -18.90 1.60 1.50 2038143.40 475481.00

3120.00 3.50 15.54 3120.00 -52.90 -18.80 2.10 1.50 2038143.95 475481.20

3130.00 4.00 15.54 3129.90 -52.30 -18.60 2.80 1.50 2038144.58 475481.30

3140.00 4.50 15.54 3139.90 -51.60 -18.40 3.50 1.50 2038145.29 475481.50

3150.00 5.00 15.54 3149.90 -50.80 -18.20 4.40 1.50 2038146.09 475481.80

3160.00 5.50 15.54 3159.80 -49.90 -18.00 5.30 1.50 2038146.97 475482.00

3170.00 6.00 15.54 3169.80 -49.00 -17.70 6.30 1.50 2038147.94 475482.30

3180.00 6.50 15.54 3179.70 -47.90 -17.40 7.40 1.50 2038148.99 475482.60

3190.00 7.00 15.54 3189.70 -46.80 -17.10 8.50 1.50 2038150.12 475482.90

3200.00 7.50 15.54 3199.60 -45.60 -16.70 9.80 1.50 2038151.33 475483.20

3210.00 8.00 15.54 3209.50 -44.30 -16.40 11.20 1.50 2038152.63 475483.60

3220.00 8.50 15.54 3219.40 -42.90 -16.00 12.60 1.50 2038154.02 475484.00

3230.00 9.00 15.54 3229.30 -41.40 -15.60 14.10 1.50 2038155.48 475484.40

3240.00 9.50 15.54 3239.10 -39.90 -15.20 15.70 1.50 2038157.03 475484.80

3250.00 10.00 15.54 3249.00 -38.20 -14.70 17.40 1.50 2038158.66 475485.30


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3260.00 10.50 15.54 3258.80 -36.50 -14.20 19.20 1.50 2038160.38 475485.70

3270.00 11.00 15.54 3268.70 -34.70 -13.70 21.10 1.50 2038162.17 475486.20

3280.00 11.50 15.54 3278.50 -32.80 -13.20 23.00 1.50 2038164.05 475486.70

3290.00 12.00 15.54 3288.20 -30.90 -12.70 25.00 1.50 2038166.02 475487.30

3300.00 12.50 15.54 3298.00 -28.80 -12.10 27.20 1.50 2038168.06 475487.90

3310.00 13.00 15.54 3307.80 -26.70 -11.50 29.40 1.50 2038170.19 475488.50

3320.00 13.50 15.54 3317.50 -24.50 -10.90 31.70 1.50 2038172.39 475489.10

3330.00 14.00 15.54 3327.20 -22.20 -10.20 34.00 1.50 2038174.68 475489.70

3340.00 14.50 15.54 3336.90 -19.80 -9.60 36.50 1.50 2038177.06 475490.40

3350.00 15.00 15.54 3346.60 -17.40 -8.90 39.00 1.50 2038179.51 475491.00

3360.00 15.50 15.54 3356.20 -14.80 -8.20 41.70 1.50 2038182.04 475491.80

3370.00 16.00 15.54 3365.90 -12.20 -7.50 44.40 1.50 2038184.66 475492.503380.00 16.50 15.54 3375.50 -9.50 -6.70 47.20 1.50 2038187.35 475493.20

3390.00 17.00 15.54 3385.00 -6.80 -6.00 50.10 1.50 2038190.13 475494.00

3400.00 17.50 15.54 3394.60 -3.90 -5.20 53.00 1.50 2038192.99 475494.80

3410.00 18.00 15.54 3404.10 -1.00 -4.30 56.10 1.50 2038195.92 475495.60

3420.00 18.50 15.54 3413.60 2.10 -3.50 59.20 1.50 2038198.94 475496.50

3430.00 19.00 15.54 3423.10 5.10 -2.60 62.40 1.50 2038202.04 475497.30

3440.00 19.50 15.54 3432.50 8.30 -1.80 65.70 1.50 2038205.21 475498.20

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28/164


DE:28PAG: 164

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29/164


DE:29PAG: 164

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5370.00 20.79 14.62 5044.90 1021.40 279.30 1117.10 1.80 2039218.27 475779.30

5380.00 20.19 14.56 5054.30 1024.80 280.20 1120.60 1.80 2039221.66 475780.10

5390.00 19.59 14.49 5063.70 1028.10 281.00 1124.00 1.80 2039224.95 475781.00

5400.00 18.99 14.42 5073.10 1031.30 281.90 1127.30 1.80 2039228.15 475781.80

5410.00 18.39 14.34 5082.60 1034.40 282.70 1130.50 1.80 2039231.26 475782.60

5420.00 17.79 14.26 5092.10 1037.40 283.40 1133.60 1.80 2039234.27 475783.40

5430.00 17.20 14.17 5101.60 1040.30 284.20 1136.60 1.80 2039237.18 475784.10

5440.00 16.60 14.08 5111.20 1043.10 284.90 1139.50 1.80 2039240.00 475784.80

5450.00 16.00 13.98 5120.80 1045.80 285.60 1142.30 1.80 2039242.72 475785.50

5460.00 15.40 13.87 5130.40 1048.50 286.20 1145.00 1.80 2039245.35 475786.20

5470.00 14.80 13.76 5140.10 1051.00 286.80 1147.60 1.80 2039247.88 475786.805480.00 14.20 13.63 5149.70 1053.40 287.40 1150.10 1.80 2039250.31 475787.40

5490.00 13.60 13.49 5159.40 1055.80 288.00 1152.50 1.80 2039252.64 475787.90

5500.00 13.00 13.35 5169.20 1058.00 288.50 1154.80 1.80 2039254.88 475788.50

5510.00 12.40 13.18 5178.90 1060.10 289.00 1157.00 1.80 2039257.02 475789.00

5520.00 11.80 13.00 5188.70 1062.20 289.50 1159.10 1.80 2039259.06 475789.50

5524.00 11.56 12.93 5192.60 1063.00 289.70 1159.90 1.80 2039259.85 475789.60

5550.00 11.56 12.93 5218.10 1068.00 290.90 1165.10 0.00 2039264.93 475790.80

5554.00 11.56 12.93 5222.00 1068.80 291.00 1165.90 0.00 2039265.71 475791.00

5580.00 11.56 12.93 5247.50 1073.90 292.20 1171.10 0.00 2039270.79 475792.20

5610.00 11.56 12.93 5276.90 1079.80 293.50 1177.10 0.00 2039276.66 475793.50

5640.00 11.56 12.93 5306.30 1085.60 294.90 1183.10 0.00 2039282.52 475794.80

5645.80 11.56 12.93 5312.00 1086.80 295.10 1184.30 0.00 2039283.66 475795.10


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13.2.- Gráficos del plan direccional


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13.3.- Análisis de anticolisión

Si el pozo se considera perfectamente vertical tendríamos incertidumbre de colisión desde laprofundidad de 3150m hasta los 3480m y con los pozos PC-111A y PC-113B, pasando a3.3 m del PC-111 A. Sin embargo al analizar la tendencia de desplazamiento de los pozos dela pera (tendencia a desplazarse hacia el Oeste) podemos notar que la incertidumbre decolisión desaparece, por lo que es de suma importancia monitorear la tendencia del pozodurante la perforación en la etapa de 12-1/4" para la oportuna toma de decisiones.

13.4.- Recomendaciones

Monitorear la tendencia de la trayectoria en la etapa de 17-1/2” con el registro DRCAL,realizar análisis de colisión y hacer las proyecciones necesarias durante la perforación La etapa de 12-1/4” se iniciara a perforar con una sarta pendular orientada desde los 1000m

hasta los 2000m y se deberá monitorear la tendencia del pozo así como realizar lasproyecciones necesarias para la toma oportuna de decisiones.

En caso de requerirse se tiene contemplado un Nudge a los 2000m. Su realización seráevaluada en base al comportamiento del pozo. (Ver anexo J)


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

14.1.- Programa de fluidos

Propiedades del fluido base agua

Intervalom

Tipo FluidoDen.g/cm3

Viscseg

Filtr.ml

MBTKg/m3

Sól.%

Vpcps

Yplb/100p2

Gel-0 Gel-10Salin. ppm

K+

EmulLub

volts

Bna. 17 ½” 51 410 POLIM. INHIB 1.10 50 4,0 30 7 - 9 13 - 17 14 - 19 7 - 11 13 - 21 5,000–10,000 - 0.18-

411 641 POLIM. INHIB 1.18 60 4,0 40 9 - 10 14 - 18 14 - 20 7 - 11 13 - 22 5,000–10,000 - 0.18-

371 1000 POLIM. INHIB 1.25 60 3,0 60 11 - 12 16 - 20 14 - 20 7 - 11 13 - 22 5,000–10,000 - 0.18-

Propiedades del fluido base aceite

Intervalom

Tipo Fluido Den.g/cm3

Viscseg

Filtr.ml

RAA Ac/Ag

Sól.%

Vpcps

Yplb/100p2

Gel-0 Gel-10 Salin. ppmCaCl2 x1000

Emulvolts

Lub

Bna. 12 1 /4” 1001 1716 E. INVERSA 1.30 60 3.0 75/25 13 - 14 17 - 21 20 - 26 7 - 11 14 - 22 160-180 800 0.06-

1717 2112 E. INVERSA 1.32 60 3.0 75/25 13 - 15 17 - 22 20 - 26 7 - 11 14 - 22 160-180 800 0.06-

2113 2510 E. INVERSA 1.33 60 3.0 75/25 13 - 15 18 - 22 20 - 26 7 - 11 14 - 22 160-180 800 0.06-

2511 2766 E. INVERSA 1.37 65 2.0 75/25 15 - 17 19 - 23 20 - 27 7 - 11 14 - 23 160-180 800 0.06-

2767 2900 E. INVERSA 1.39 65 2.0 75/25 16 - 17 20 - 24 20 - 27 7 - 12 14 - 23 160-180 800 0.06-

2901 2976 E. INVERSA 1.42 65 2.0 75/25 16 - 18 20 - 25 20 - 27 7 - 12 14 - 23 160-180 800 0.06-

2977 3050 E. INVERSA 1.45 65 2.0 80/20 17 - 19 21 - 26 20 - 27 7 - 12 14 - 23 160-180 800 0.06-

3051 3960 E. INVERSA 1.55 65 2.0 80/20 20 - 22 24 - 29 20 - 27 7 - 12 15 - 24 160-180 800 0.06-

Bna. 81

/2” 3961 4042 E. INVERSA 1.80 70 2.0 80/20 28 - 30 33 - 40 17 - 29 9 - 15 17 - 27 220-240 1000 0.06-

4043 4100 E. INVERSA 1.82 70 2.0 80/20 29 - 31 34 - 41 17 - 30 10 - 15 18 - 27 240-260 1000 0.06-

4101 4223 E. INVERSA 1.84 70 2.0 80/20 30 - 32 36 - 43 18 - 30 10 - 15 18 - 28 240-260 1000 0.06-

4224 4277 E. INVERSA 1.86 70 1.0 80/20 33 - 36 42 - 49 18 - 30 12 - 17 20 - 29 240-260 1000 0.06-

4278 4434 E. INVERSA 1.88 70 1.0 80/20 33 - 36 42 - 49 18 - 30 12 - 17 20 - 29 240-260 1000 0.06-

4435 4600 E. INVERSA 1.90 70 1.0 80/20 31 - 33 38 - 45 18 - 30 11 - 16 19 - 28 240-260 1000 0.06-

4601 5500 E. INVERSA 1.95 70 1.0 85/15 33 - 35 41 - 48 18 - 30 11 - 17 20 - 29 300 - 315 1000 0.06-

Bna. 6 1 /2” 5500 5645 E. INVERSA 1.45 65 2.0 80/20 17 - 19 21 - 26 15 - 27 7 - 12 14 - 23 170-180 800 0.06-

Etapa Intervalomdbmr

Tipo Fluido DiámetroAgujero(pg)

Densidadgr/cc

1 50 1000 Polimérico Inhibido 17-1/2 1.10 – 1.252 1001 3960 Emulsión Inversa 12-1/4 1.30 – 1.553 3961 5500 Emulsión Inversa 8-1/2 1.80 – 1.954 5501 5645 Emulsión Inversa 5-7/8 1.45


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Es importante que la compañía de servicio de fluidos realice los análisis abajo indicados a las

muestras de recortes, en intervalos de 50 m para toda la perforación, e interactuar con las jefaturasde Sección Química y a la Superintendencia Divisional de Fluidos, para soportar los futurosdiseños con sistemas base agua.

Para la etapa con lodo base agua, la prueba de higrometría servirá para calibrar los valoresindicados en la tabla de los intervalos de 51 a 370m y 371 a 1000m respectivamente ya que esosvalores son en base a los valores del campo de los pozos perforados sin problemas.

14.1.1.- Observaciones

Durante la perforación de las formaciones del yacimiento, utilizar obturantes solubles alácido. Emplear sistemas compatibles con la formación para evitar en lo posible el dañoal yacimiento

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

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

Asegurarse que el equipo de control de sólidos cuente con las mallas recomendadas, paraque el fluido esté siempre libre de sólidos indeseables que alteren las propiedades del fluido ,para una mejor hidráulica y evitar riesgos potenciales de pegaduras diferenciales

Durante la perforación de la sección de 17-1/2” y 12-1/4” se recomienda bombear bachesviscosos, para mejorar la limpieza del agujero.Se deberá circular el tiempo que sea necesario con respecto al ROP y Gasto de la Bombahasta que haya evidencia en las temblorinas (observando una disminución de carga en mallas)de que el agujero está lo suficientemente limpio para continuar con la perforación y nocomprometer el desarrollo de la misma.

Es necesario disponer de suficiente material obturante para añadir al sistema y para bombear

baches obturantes preventivos que permitan minimizar las posibles pérdidas que se puedanpresentar durante la perforación del pozo.

La concentración excesiva de sólidos genera filtrados altos, enjarres gruesos, que conjugadocon la densidad, promueve las pegaduras diferenciales, de allí la vigilancia de este parámetro.


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14.2.- Equipo de control de sólidos.

EtapaProfundidad

Intervalo(mdbmr)

DiámetroAgujero

(pg)

Tipo ydensidad

lodo (gr/cc)

Equipo deControl de

Sólidos

Tamaño (API)de mallas envibradores

Tamaño (API)de mallas enlimpialodos

1ª.- 50-1000 17½ Polimérico

Inhibido(1.13-1.25)

(4) Vibradores Alto Impacto

(1) Limpialodos(2) Centrífugas

API-120(Brandt-6BHX175-

AT) tamaño de corte120 micrones

API-200(Brandt-6BHX250-AT)

tamaño de corte78 micrones

3ª.- 1000-3960 12¼E. Inversa(1.30-1.55)







4ª.- 3960-5430 8½E. Inversa(1.80-1.95)







5ª.- 5430-5645 6½E. Inversa

(1.45)



API-200(Brandt 6BHX250-

AT)78 micras



14.2.1.- Observaciones

En el sistema de control de sólidos, para que el fluido siempre esté en las mejores condiciones dereología es indispensable cumplir con el programa de mallas establecido, en caso de no cumplircon el parámetro del porcentaje de sólidos recomendado para la densidad de trabajo, es necesariocerrar las mallas. Para abrir las mallas deberá de ser aprobado por el supervisor operativo defluidos, Ingeniero de pozo y técnico o coordinador del pozo.

LA CONCENTRACION EXCESIVA DE SOLIDOS GENERA FILTRADOS ALTOS, ENJARRESGRUESOS, QUE CONJUGADO CON LA DENSIDAD, PROMUEVE LA PEGADURASDIFERENCIALES, DE ALLI LA VIGILANCIA DE ESTE PARAMETRO.

La concentración de cloruro de potasio (KCl) para el fluido base agua deberá ser monitoreadocontinuamente, así como la Capacidad de Intercambio Catiónico de la Formación (CEC), paraevitar la inestabilidad del agujero del Terciario.

Para el sistema de emulsión inversa, se deberá llevar un monitoreo continuo de la humedadrelativa del recorte (cada 50 mts perforados) con la finalidad de ajustar la salinidad del fluido deperforación en caso necesario.

Monitorear el poder lubricante del fluido para reducir la torsión del agujero.


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Se graficará diariamente las propiedades reales del fluido, comparadas con las propiedades

recomendadas del programa y se colocarán en un lugar visible en el equipo de perforación paraque el Ingeniero de Fluidos de la compañía de servicio en cada cambio de turno explique alpersonal operativo y directivo (Ingeniero de Pozo e ITP) las condiciones actuales del fluido (queserán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX), para visualizar la tendencia y conoportunidad hacer los ajustes correspondientes. (Como ejemplo se muestran las gráficas sig.).

Se graficará diariamente las propiedades reales del fluido, comparadas con las propiedadesrecomendadas del programa y se colocarán en un lugar visible en el equipo de perforación,para que el Ingeniero de Fluidos de la compañía de servicio en cada cambio de turnoexplique al personal operativo y directivo (Ingeniero de Pozo e ITP) las condiciones actualesdel fluido (que serán validados por el supervisor de fluidos de PEMEX), para visualizar latendencia y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.

*Ejemplo del monitoreo y control de las propiedades del fluido


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15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRÁULICA

15.1.- Programa de Barrenas

15.1.1.- Observaciones y Recomendaciones

El uso de una 2da Barrena PDC en la etapa de 8-1/2” estará condicionada a su rendimientoperforando las lutitas del Paleoceno. Se evaluará el desgaste de la misma en el viajeprogramado para incluir el LWD a +/- 4400m

Nota el LWD será incluido (+/- 4400md) únicamente para la detección de los cuerpospermeables antes de la SAL

Posteriormente se volverá a incluir el LWD a los 5300m (viaje programando por herramientasdireccionales) para afinar asentamiento de la TR de 7" en la base del Paleoceno.

Ver especificaciones de las barrenas propuestas en el Anexo C.

EtapaBNANo.

Diam.(pg.)

TipoTFA

(Pulg2)Intervalo

(m.)Metros

ROP(m/hr)

PSB(ton.)

RPMPres.Bba.(psi)

Gasto(gpm)

1 1 17-1/2TRIC115

1.111 50 1000 950 15 6-12 100 - 150 2668 1000

22 12-1/4

PDC

M433 1.178 1000 3050 2050 10 4 – 8 100 – 160 3024 650

3 12-1/4PDCM433

1.178 3050 3960 910 10 6 – 10 100 – 160 3686 650

3 4 - 5 8-1/2PDCM433

0.610 3960 5500 1540 10 4 - 8 100 -160 3977 390

4 6 5-7/8PDCM434

0.347 5500 5645 145 5 4 - 8 100 - 160 3339 220


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15.2.- Programa de Hidráulica

15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones

Mantener las propiedades físico-químicas del fluido durante la perforación, a objeto de obtenermejores tasas de penetración y minimizar problemas del agujero (Drill Off Test).

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

Validar la hidráulica definitiva a condiciones de perforación, por el Ingeniero de proyecto delpozo. Se efectuarán ajustes en los parámetros, en caso de ser necesario para garantizar lalimpieza y calidad del agujero.

En cada cambio de barrena y para iniciar nuevamente la perforación, es necesario realizar

pruebas de perforabilidad para obtener la combinación de parámetros más adecuados quepermitan obtener los mejores resultados de perforación. En caso de obtener altas velocidadesde perforación, será necesario evaluar la capacidad de manejo de recortes en superficie yevaluar la limpieza correcta del agujero, esto para evitar problemas de manejo de recortes ensuperficie y riesgos de embolamiento de la sarta, por lo tanto es necesario que la tasa depenetración que se obtenga permita garantizar un agujero limpio en todo momento.

Programa hidráulico

BNANo.

Dens.(gr/cc)

Vp(cp)

Yplb/100p2

TFA(pg²)

DPbna(psi)

%BNA

HP @BNA

HSI(Hp/pg2)

V. Anul.(m/min)

EficienciaTransporte

DEC(gr/cc)

HP(sup)

Camisa(pg.)

1 1.25 16 14 1.111 778 30 454 1.89 24 96 % 1.29 1557 6.52 1.45 26 27 1.178 339 11 129 1.09 37 100% 1.50 1147 6.03 1.55 29 27 1.178 362 10 137 1.17 36 83% 1.60 1398 6.0

4 – 5 1.95 48 30 0.610 644 16 150 2.65 58 100% 2.08 928 6.06 1.45 26 27 0.347 448 13 58 2.12 26 83% 1.57 429 6.0


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15.3.- Resultados Gráficos de Hidráulica

15.3.1.- Etapa de 17-1/2” 50m a 1000 m

Nota: se recomienda optimizar las prácticas operacionales para minimizar la concentración derecortes y optimizar la limpieza del agujero por medio del bombeo de baches.

Se deberá validar la hidráulica definitiva a condiciones reales de perforación, en caso de sernecesario, se efectuaran ajustes en los parámetros siendo de común acuerdo entre las partesinvolucradas.

Es importante que previo a todo viaje, se revalue el efecto del suaveo y pistoneo de acuerdo a laspropiedades reales de los fluidos de perforación.


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15.3.2.- Etapa de 12-1/4” 1000m a 3050 m



Es importante que previo a todo viaje, se revalué el efecto del suaveo y pistoneo de acuerdo a las

propiedades reales de los fluidos de perforación.


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15.3.3.- Etapa de 12-1/4” 3050m a 3960 m



Es importante que previo a todo viaje, se revalue el efecto del suaveo y pistoneo de acuerdo a las

propiedades reales de los fluidos de perforación.


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15.3.4.- Etapa de 8-1/2” 3960m a 5500 m

Nota:

Se recomienda optimizar las prácticas operacionales (bombeo de baches de limpieza, circulacionesy viajes cortos de calibración ) para minimizar la concentración de recortes y optimizar la limpiezadel agujero, así com

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