SA-7114 H_ Programa de Perf. FALTA Term._26!12!09

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PROGRAMA DE PERFORACIN Y TERMINACIN DEL POZO DE DESARROLLO

SAMARIA 7114 H

HORIZONTALSUBDIRECCIN DE PERFORACIN Y MANTENIMIENTO DE POZOS

DICIEMBRE DE 2009PROGRAMA DE PERFORACIN DE POZOS DE DESARROLLO

CONTENIDO

61.- NOMBRE DEL POZO

62.- OBJETIVO

63.- UBICACIN

63.1.- Pozos terrestres

73.2.- Plano de Ubicacin Geogrfica

74.- SITUACIN ESTRUCTURAL

74.1.- Descripcin estructural.

84.2.- Planos y Secciones Estructurales

84.2.1.- Plano Estructural Mesozoico Cima de KS

94.2.2.- Secciones Estructurales en Base a Pozos o Puntos Geogrficos

104.2.3.- Secciones Estructurales Interpretadas en Base a Lneas Ssmicas

115.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA

115.1.- Profundidad Total Programada

115.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivos

116.- COLUMNA GEOLGICA PROBABLE

116.1.- Columna Geolgica

126.2.- Eventos Geolgicos Relevantes (Fallas, buzamientos, domos salinos, etc.)

127.- INFORMACIN ESTIMADA DEL YACIMIENTO

127.1.- Caractersticas de la formacin y fluidos esperados

127.2.- Resultados Mtrica de Yacimientos

137.3.- Requerimientos de la TR de explotacin y del aparejo de produccin

148.- PROGRAMA REGISTRO CONTINUO DE HIDROCARBUROS

149.- PROGRAMA DE MUESTREO

1410.- PRUEBAS DE FORMACIN

1511.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO

1511.1.- Modelo Geomecnico y Ventana Operacional

1511.2.- Observaciones


1912.- ESTADO MECNICO PROGRAMADO Y GEOMETRA DEL POZO

1912.1.- Estado Mecnico Grfico

2012.2.- Objetivo de Cada Etapa

2112.3.- Problemtica que puede presentarse durante la perforacin

2212.4.- Temperatura pozo de correlacin

2312.5.- Recomendaciones

2513.- PROYECTO DIRECCIONAL

2513.1.- Programa Direccional

2713.2.- Grficos del plan direccional

2813.3.- Anlisis de anticolisin

2813.4.- Recomendaciones

2914.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIN Y CONTROL DE SLIDOS

2914.1.- Programa de fluidos

3014.1.1.- Observaciones

3114.2.- Equipo de control de slidos.


3315.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRULICA

3315.1.- Programa de Barrenas

3315.1.1.- Observaciones y Recomendaciones

3415.2.- Programa de Hidrulica


3515.3.- Resultados Grficos de Hidrulica

3515.3.1.- Etapa de 26

3615.3.2.- Etapa de 17-1/2 a 2000m

3715.3.3.- Etapa de 17-1/2 a 2800m

3915.3.4.- Etapa de 12-1/4 a 4388m

4115.3.5.- Etapa de 8-1/2 a 4503m

4215.3.6.- Etapa de 6-1/2 a 4792m Sensibilidad de Gastos

4315.3.7.- Etapa de 6-1/2 a 4792m Ventana operativa de Inyeccin de N2

4416.- APAREJOS DE FONDO Y DISEO DE SARTAS

4416.1.- Primera Etapa - Agujero de 26

4416.1.1.- Diseo de la Sarta de Perforacin

4416.1.2.- Diagrama de la Sarta de Perforacin

4516.2.- Segunda Etapa - Agujero de 17-1/2


4516.2.2.- Diagrama de la Sarta de Perforacin a 2000m (para control de verticalidad)

4616.2.3.- Diagrama de la Sarta de Perforacin a 2800m

4716.2.4.- Anlisis de Torque y Arrastre

4816.3.- Tercera Etapa - Agujero de 12-1/4

4816.3.1.- Diseo de Sarta de Perforacin




5116.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 8-1/2




5416.5.- Sexta Etapa - Agujero de 6-1/2




5616.5.4.- Grafica de Arrastre en viaje

5717.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA

5717.1.- Registros Geofsicos con cable y en tiempo real mientras se perfora.

5818.- PROGRAMA DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO

5818.1.- Criterios de diseo

5818.2.- Distribucin

5918.3.- Criterios de Diseo de TRs

5918.4.- Observaciones y recomendaciones.

6018.5.- Capacidades de cargas y corridas de TR

6018.5.1.- Caso de cargas perforando y viajes de tubera

6018.5.2.- Caso de carga corriendo TR s

6118.5.3.- Caso de carga ms critica

6219.- CEMENTACIONES

6219.1.- Resumen

6219.2.- Primera Etapa TR de 20

6319.3.- Segunda Etapa TR de 13 3/8

6419.4.- Tercera Etapa TR de 9 5/8

6519.5.- Cuarta Etapa TR Corta de 7-5/8

6619.6.- Centralizacin.

6619.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotacin.

6619.8.- Pruebas de Densidad Equivalente.

6720.- CONEXIONES SUPERFICIALES

6720.1.- Distribucin de cabezales y medio rbol

6820.2.- Diagrama del rbol de Vlvulas.

6920.3.- Arreglo de Preventores

6920.3.1.- Conexiones superficiales de control etapa de 17-1/2


7120.3.3.- Conexiones superficiales de control etapas de 8-1/2 y 6-1/2

7220.4.- Presiones de Prueba

7221.- IDENTIFICACIN DE RIESGOS POTENCIALES

7221.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solucin

7321.2.- Resultados de la Mtrica de Pozos

7322.- TECNOLOGA DE PERFORACIN NO CONVENCIONAL

7323.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO

7424.- TIEMPOS DE PERFORACIN PROGRAMADOS

7424.1.- Distribucin por actividades

7824.2.- Resumen de tiempos por etapa

7924.3.- Grfica de profundidad vs. das.

8025.- PROGRAMA CALENDARIZADO DE MATERIALES Y SERVICIOS

8826.- COSTOS ESTIMADOS DE PERFORACIN.

8826.1.- Costos directos

8926.2.- Costo integral de la perforacin


9027.- INFORMACION DE POZOS DE CORRELACIN

9027.1.- Relacin de Pozos

9127.2.- Estado mecnico SA-111

9227.3.- Estado mecnico y grfica de profundidad vs. das SA-5111

9427.4.- Lecciones Aprendidas SA-5111

9527.5.- Registro de Barrenas SA-5111



9827.8.- Registro de Barrenas SA-6091


10028.- CARACTERISTICAS DEL EQUIPO DE PERFORACIN.

10028.1.- Dimensiones y capacidad del Equipo

10129.- SEGURIDAD Y ECOLOGA

10630.- PROGRAMA DE TERMINACIN

10630.1.- Objetivo

10630.2.- Caractersticas de la Formacin

10630.3.- Informacin Estimada del Yacimiento

10630.4.- Fluidos Esperados

10630.4.1.- Fluidos Aportados Pozos Correlacin

10730.5.- Sistema de Explotacin

10730.6.- Requerimientos de la TR y Aparejo de Produccin

10730.7.- Fluidos de Terminacin

10730.8.- Perfil de Presin y Temperatura Estimada

10730.8.1.- Temperatura y Presin de Pozos Correlacin

10730.8.2.- Perfil de Presiones

10830.8.3.- Informacin de Yacimientos y Medicin

10830.9.- Registros

10830.10.- Limpieza de Pozo

10830.11.- Diseo del Aparejo de Produccin

10830.11.1.- Factores de Diseo para el Aparejo de Produccin 4

10830.11.2.- Apriete ptimo

10930.12.- Presiones Crticas Durante Los Tratamientos

10930.13.- Diseo De Disparos

10930.14.- Diseo De Estimulaciones

11030.15.- Conexiones Superficiales De Control

11030.15.1.- Descripcin General Del rbol De Produccin

11130.16.- Pozos De Correlacin

11130.17.- Programa De Intervencin

11230.18.- Estado Mecnico Propuesto

11230.18.1.- Estado Mecnico Propuesto.

11330.19.- Requerimiento de Equipos, Materiales y Servicios

11330.19.1.- Equipos

11330.19.2.- Materiales y Servicios

11430.20.- Costos Estimados de la Terminacin

11430.20.1.- Costo Integral de la Intervencin

11831.- ANEXOS

118ANEXO A: Geopresiones.

130ANEXO B: Diseo de tuberas de revestimiento.

137ANEXO C: Especificacin Empacadores Reactivos - Baker Oil Tool

140ANEXO D: Configuracin del Sistema Concntrico de Inyeccin de N2

141ANEXO E: Especificacin de Barrenas Propuestas

147ANEXO F: Mapa de ubicacin del contrapozo

148ANEXO G: Seleccin de cabezales y medio rbol. ESPECIFICACIN API 6A (16ava. EDICION).

151ANEXO H: Diseo del Aparejo de Produccin (Wellcat)

152ANEXO I: Diseo de Disparos

153ANEXO J: Actas De Validacin y Dictamen Tcnico

15932.- FIRMAS DE AUTORIZACIN

16033.- FIRMAS DE AUTORIZACIN

PEMEX EXPLORACIN Y PRODUCCIN

REGIN :SUR

ACTIVO:INTEGRAL SAMARIA LUNA

UO:REFORMA

PROGRAMA DE PERFORACIN DE POZOS DE DESARROLLO1.- NOMBRE DEL POZO

Nombre:SAMARIANmero:7114Letra:-No. de conductor

Clasificacin:POZO DESARROLLO DIRECCIONAL HORIZONTAL

Elemento PEPFondoPEFCentro Gestor

Pera:SAMARIA 111EquipoNB-6065

2.- OBJETIVOEspecificar claramente las metas a lograr al trmino del proyecto

Perforar un pozo horizontal desde la pera del pozo Samaria 111, a la profundidad de 4392 mv / 4792md, en direccin del azimut de 152.8, para obtener produccin comercial de hidrocarburos en los horizontes del cretcico superior KS3.

3.- UBICACINEstado:TABASCOMunicipio:CENTRO

Referencia TopogrficaDireccional desde la pera del pozo SAMARIA 111

Tipo de PozoTerrestre

3.1.- Pozos terrestresAltura del terreno sobre el nivel del mar (m):8.0

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

Coordenadas UTM conductor:X: 489,475.83 mY: 1,990,527.39 m

Coordenadas geogrficas del conductor:Lat. = 18 00 14.937Long. = 93 05 57.891

Coordenadas UTM del objetivo (cima KS 3)X: 489,693.65 mY: 1,990,108.46 m

Coordenadas UTM a la Profundidad TotalX: 489,785.60 mY: 1,989,924.64 m

3.2.- Plano de Ubicacin Geogrfica

4.- SITUACIN ESTRUCTURAL4.1.- Descripcin estructural.La estructura del Campo Samaria Mesozoico, se form sobre el Pilar Reforma Akal preservando los rasgos impresos por tres eventos tectnicos; comprensivo, distensivo y de tectnica salina, mismos que imprimieron las caractersticas actuales a la estructura, como son la presencia principalmente de fallas normales en tres direcciones preferenciales, producindose de este modo buenas trampas estructurales, ya que el fuerte tectnismo que afect las estructuras del campo gener por lo menos tres etapas de fracturamiento.El Modelo Geolgico Estructural del Complejo fue construido en base a la informacin obtenida de 361 pozos del Mesozoico que se han perforado en los 5 Campos que lo componen productores de aceite y gas: Samaria, Iride, Cunduacn, Oxiacaque y Platanal, los cuales producen en las formaciones del Cretcico Superior, Medio, Inferior y Jursico Superior Kimmeridgiano. El rea que comprende estos Campos es de 163 km2, con una profundidad promedio de los pozos de 4500 m y una porosidad entre 3% y 5%. El espesor de las formaciones productoras es de aproximadamente 800 m, con una saturacin de agua promedio de 18 % as como la interpretacin de la ssmica 3D.Se espera encontrar en una posicin estructural favorable con respecto a sus vecinos. El KS se espera encontrar 38 m ms alto que en el Samaria 111. 4.2.- Planos y Secciones Estructurales4.2.1.- Plano Estructural Mesozoico Cima de KS

Se espera encontrar en una posicin estructural favorable con respecto a sus vecinos. El KS se espera encontrar 38 m ms alto que en el Samaria 111. 4.2.2.- Secciones Estructurales en Base a Pozos o Puntos Geogrficos

4.2.3.- Secciones Estructurales Interpretadas en Base a Lneas Ssmicas

5.- PROFUNDIDAD PROGRAMADA

5.1.- Profundidad Total ProgramadaProfundidad Vertical

(mvbnm)Profundidad Vertical

(mvbmr)Profundidad Desarrollada

(mdbmr)

Profundidad total Programada437443924792

5.2.- Profundidad y coordenadas de los objetivosObjetivoProf.

Vertical

(mvbnm)Prof.

Vertical

(mvbmr)Prof.

Des.

(mdbmr)Desplaza-

miento

(m)Azimut

()Coordenadas UTM (m)

XY

CIMA KS 426242804388293152.8489,603.521,990,264.41

CIMA KS 3434443624601489152.8489,693.651,990,108.46

Profundidad Total437443924792678152.8489,785.601,989,924.64

6.- COLUMNA GEOLGICA PROBABLE

6.1.- Columna GeolgicaFormacinProfundidad vertical

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

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

Desarrollada

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

(md)Litologa.

Paraje SoloAfloraAfloraAflora837

Filisola8198378371429Lutitas y Arenas

Concepcin Superior224822662266280Lutitas y Arenas

Concepcin Inferior252825462546392Lutitas y Arenas

Encanto292029382938291Lutitas y Arenas

DepositoAusenteAusenteAusente- -

OligocenoAusenteAusenteAusente- -

Eoceno321132293229653Lutitas

Paleoceno386338813882506Lutitas y brechas

Cretcico Superior42624280438868Calizas (Vol. Arcilla < 5%)

Cretcico Superior KS 1.542964314445647Calizas (Alto contenido de arcillas)

Cretcico Superior KS 2.043144332450350Calizas Dolomitizadas



PT 437443924792- -

6.2.- Eventos Geolgicos Relevantes (Fallas, buzamientos, domos salinos, etc.)Eventos geolgicos esperadosProfundidad

(m.v.b.n.m.)Espesor

(m.v.b.n.m.)Observaciones

---No se esperan eventos geolgicos relevantes

7.- INFORMACIN ESTIMADA DEL YACIMIENTO

7.1.- Caractersticas de la formacin y fluidos esperados

Intervalo

(m.v.b.n.m.)Tipo de HidrocarburoGastos Cont.

H2S

(%Mol)Cont.

CO2

(%Mol)Presin

Yac. (psi)Temp.

Fondo

(C)Porosid.(%)Sw

(%)K.

(md)

Aceite (bpd)Gas (mmpcd)Agua

(%)

4330 4344(KS 3.0)Aceite y Gas (29 API)20253.2250.551.123501324 - 95 - 4016 - 20

Notas: Datos de Produccin en base a anlisis de productividad del Activo Samaria Luna7.2.- Resultados Mtrica de YacimientosEl anlisis de la mtrica del yacimiento consta de dos fases. La primera, consiste en identificar el nivel de conocimiento que se tiene del yacimiento (ndice de Calidad de Definicin del Yacimiento, ICADY), es decir, que tanta informacin se ha capturado y que nivel de procesamiento tiene la misma. Adems, considera las diversas restricciones asociadas al desarrollo del proyecto. La segunda fase, consiste en identificar el nivel de complejidad de yacimiento (ndice de Complejidad de Yacimiento, ICODY), es decir, identificar que tan complejo es el yacimiento desde el punto de vista esttico y conocer como interacta esta complejidad esttica con el esquema de desarrollo seleccionado y el mecanismo de produccin que opera en el yacimiento.

Una vez analizados los parmetros que componen la matriz de evaluacin, se obtuvieron los resultados de la mtrica de yacimiento para la localizacin Samaria-7114H. El valor obtenido del ndice de complejidad del yacimiento (ICODY= 17.8), indica que estamos en presencia de un yacimiento medianamente complejo, mientras que el ndice de calidad de definicin de yacimiento (ICADY= 1.5), corresponde a una clasificacin preliminar.La referencia de clase mundial, establece que un ndice de calidad de definicin de yacimiento menor a 2.0, garantiza un mnimo de riesgo en el xito de un proyecto. En este caso se ubica en 1.5, en la frontera del valor de referencia y con una complejidad de yacimientos mediana en las cercanas del pozo, existen buenas posibilidades de lograr el xito volumtrico especialmente por el conocimiento que se tiene del Campo.

7.3.- Requerimientos de la TR de explotacin y del aparejo de produccinLa ltima tubera de revestimiento ser de 5 ranurada y lisa (TR Corta) con empacadores reactivos (ver en el Anexo XXX las especificaciones de los empacadores reactivos)

El aparejo de produccin que se requiere para la terminacin del pozo ser de 4 con equipo de BN (Ver programa detallado de Terminacin)8.- PROGRAMA REGISTRO CONTINUO DE HIDROCARBUROS Registro continuo a partir de 4000 m. (que corresponde a la cuarta etapa de 12-1/4) Se recuperarn dos bolsas de muestras de canal cada 10 m para tener control de la columna geolgica, a partir de la profundidad mencionada, las cuales debern envasarse quitando el exceso de lodo y rotularlas con tinta indeleble. A partir del Cretcico Superior Mndez proporcionar a la perforadora toda la informacin de registro continuo de hidrocarburos durante la perforacin del pozo

Proporcionar a la perforadora toda la informacin de medicin de parmetros de perforacin en tiempo real (sitio y remoto)

9.- PROGRAMA DE MUESTREO

Registro de Hidrocarburos De la profundidad de 4000 md hasta la profundidad final

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

Ncleos de fondo.No se cortarn

Ncleos de pared.No se cortarn

Presin-Temperatura con probador de formacin modular (MDT).No se cortarn

Muestreo de fluidos a boca de pozosSe debern muestrear a boca de pozo los hidrocarburos producidos. El Activo asignar personal para realizar estas actividades.

Nota: La informacin del muestreo estar disponible para la perforadora con carcter confidencial exclusivamente para mejorar sus procesos.

10.- PRUEBAS DE FORMACINNo se tienen programado efectuar pruebas de produccin.

11.- GEOPRESIONES Y ASENTAMIENTO DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO11.1.- Modelo Geomecnico y Ventana Operacional


Para la calibracin del modelo Geomecnico del pozo Samaria 7114, se trabaj con toda la informacin disponible del campo calibrndolo con los pozos ms cercanos a la localizacin; Samaria 5111, Samaria 111, Samaria 830, Samaria 1081 y Samaria-5081.

La reconstruccin de los registros y la estimacin de la sobrecarga se llev acabo generando un modelo 3D y propagando las propiedades petrofsicas del campo respetando espesores de formaciones y estructuras.

La Presin de Poro para el intervalo Terciario de determin bajo la metodologa de Eaton a partir del comportamiento del DTCO, no se cuenta con ningn evento reportado tipo influjos/gasificaciones o quiebres y/o datos de calibracin (MDT, DST, etc) que validen la Presin de Poro, por lo que solo fue posible su calibracin considerando las densidades de lodo reportadas durante la perforacin para los pozos de correlacin. Para el caso de la Presin de Poro en Mesozoico, se empleo una funcin que considera la cada de presin y el efecto de depresin actual del campo. La zona de presin anormal en Samaria 7114 al igual que los pozos de correlacin inicia en la parte media de Concepcin Superior con una zona de transicin que va de 1.06gr/cc a ~1.3gr/cc y se espera alcanzar su mximo dentro de Eoceno con una presin de 1.65 gr/cc. Es importante considerar la zona de transicin entre Terciario y Cretcico caracterizada por el decremento gradual de la presin de poro hasta llegar a la zona depresionada (Yacimiento) con presiones actuales que se encuentran alrededor de los 0.5 gr/cc.

El anlisis de la direccin de esfuerzos se determin a partir de la interpretacin de Breakout de los pozos Samaria 1081 y 1128 que indican una direccin de Sh aproximada de 110 140deg para Mesozoico, esta variacin se ver reflejada en el incremento en la presin de derrumbe y un posible cierre en la curva de Prdida Total (Fractura). La calibracin del lmite de prdida parcial se utiliz el criterio poroelstico, asumiendo un medio homogneamente isotrpico pero aplicando esfuerzos constantes en direccin x y y correspondientes al mnimo y mximo esfuerzo respectivamente. De igual forma se utilizaron las pruebas de densidad equivalente y datos de prdidas parciales que se tienen en Campo ayudando a determinar el factor Ko para la columna somera, y estimando un lmite de Prdida Parcial mnimo para la zona de transicin de la ZPA de 1.66gr/cc en las formaciones Concepcin Superior/Inferior (SA-6091). Para reducir la incertidumbre en el modelo de Geomecnica se recomienda hacer prueba de Goteo a final de primera y segunda etapas (Filisola y Concepcin Superior/Inferior). Es importante que se grafique de manera digital la prueba completa con los datos de presin, tiempos y volumen para interpretar el lmite de prdida y presin de cierre de las fracturas.

La resistencia de la roca o fuerza de compresin sin confinamiento (UCS) es un parmetro fundamental para determinar la estabilidad del agujero representada por la presin de colapso, cuando el peso del lodo es menor a esta presin se presenta colapso y derrumbes en el agujero. Las propiedades elsticas y de resistencia de la roca medidas en las pruebas de laboratorio para los pozos Iride 1140 para carbonatos de KI y Samaria 830 en arenas de Filisola fueron utilizadas para calibrar las correlaciones aplicadas en el modelo de Samaria. Estas ecuaciones utilizan los parmetros de Petrofsica (Porosidad, velocidad de compresin, velocidad de cizalla, Modulo de Young esttico, volumen de arcilla, modulo de corte). Cuando no existen ensayos de laboratorio en ncleos, una alternativa consiste en utilizar las correlaciones establecidas en el mismo tipo de formacin y que da un comportamiento geomecnico similar a la ruptura que se puede observar en la pared del pozo. Para esta seleccin, se comparan las predicciones de ruptura del modelo de Geomecnica con los derrumbes o fracturas inducidas observadas en las imgenes o registros de calibrador orientado. Se recomienda tomar fotografas de los recortes de perforacin (3 veces al da) para analizar los tipos de derrumbes y identificar el mecanismo de ruptura principalmente en la Zona de presin anormal donde la presin de derrumbe estimada alcanza valores hasta de 1.80gr/cc.11.3.- Observaciones

La ventana operacional de la localizacin SA-7114 presenta dos zonas de riesgos de inestabilidad de agujero; en Concepcin Inferior y en Cretcico. En estos dos intervalos se analizo la sensibilidad de estabilidad de agujero (derrumbes y perdida total de circulacin) donde la desviacin alcanza los 70 grados en su objetivo.

Anlisis de sensibilidad Concepcin Inferior

En el Mioceno a nivel del inicio de la zona de presin anormal la localizacin SA-7114 es vertical. La ventana operacional segura es muy amplia; la densidad de control de fluido necesaria para guardar el agujero estable es ~1.4 gr/cc como lo indica el color azul. La densidad que genera una perdida total de circulacin alcanza los 2.29 gr/cc. La densidad propuesta para la localizacin Sa-7114 no debera generar inestabilidad mayor.

Anlisis de sensibilidad Cretcico Superior

A nivel de Cretcico Superior la localizacin SA-7114 tiene una desviacin de ms de 70 grados con un azimut de 152.8 grados. La localizacin SA-7114 esta perforado en la direccin del esfuerzo mnimo, rumbo ms estable para un pozo perforado en un campo de rgimen de esfuerzo normal. Sin embargo no se determino una anisotropa muy fuerte en el mesozoico del rea del Samaria-7114 entonces no existe un claro beneficio a perforar en la direccin del esfuerzo horizontal mnimo o mximo. Del punto de vista de la desviacin es recomendable que los pozos no sobrepasan una desviacin mayor a ~50 grados para perforar el mesozoicos bajo balance con una densidad equivalente de 0.45 gr/cc debido que a partir de esta desviacin los carbonatos del mesozoico empiezan a derrumbarse y puedan presentar inestabilidad (resistencia, fricciones y atrapamiento).

12.- ESTADO MECNICO PROGRAMADO Y GEOMETRA DEL POZO12.1.- Estado Mecnico Grfico

Nota: El asentamiento de la TR de 9-5/8 ser en la cima KS (base de Paleoceno). El Liner de 7-5/8 ser asentando a la cima de KS 2.0 antes del inicio de la zona de dolomitizacin y perdida de circulacin franca, este asentamiento permitir aislar las zonas arcillosas del KS 1.5 y base para la instalacin del sistema de Inyeccin Concntrica de N212.2.- Objetivo de Cada Etapa

EtapaDimetro

Barrena (pg)Profundidad

(mvbmr)Profundidad

(mdbmr)Dimetro

TR (pg)Objetivo

Cond.36505030Proveer soporte estructural al cabezal del pozo, equipos desviadores de flujo (en caso de ser usado) y establecer una va de retorno a los fluidos de perforacin.

12685085020Aislar las formaciones de alta permeabilidad no consolidadas y acuferos superficiales e instalar equipo de control del pozo.

Acorde con el registro del pozo SA-5111 la zona de alta permeabilidad finaliza a +/- 800m

217-1/22800280013 3/8Garantizar integridad y estabilidad del agujero y poder subir la densidad al fluido de control para perforar Zona de Presin Anormal

El asentamiento de la TR de 13-3/8 ser en la parte basal de Concepcin Inferior al inicio de la transicin de la zona de Alta Presin y en un cuerpo lutito para garantizar la integridad de la zapata.

312-1/4428043889 5/8Aislar Zona de Presiones Anormales para bajar la densidad al fluido de control y perforar las zonas con menor presin del Cretcico El asentamiento de la TR de 9-5/8 ser en la cima de la formacin KS (base de Paleoceno) al inicio de los cuerpos carbonatados del KS

48-1/2433245037 5/8Aislar las zonas arcillosas del KS 1.5 y servir de base para la instalacin del Sistema de Inyeccin Concntrica de N2 y permitir obtener telemetra para la perforacin direccional de la etapa de 6-1/2 El asentamiento del Liner de 7-5/8 ser en la Cima del KS 2.0 antes del inicio de la zona franca de perdida de circulacin.

56-1/2439247925Aislar la zona de inters para la explotacin selectiva de los intervalos que presenten caractersticas para ello.

12.3.- Problemtica que puede presentarse durante la perforacinEtapaDimetro

Barrena (pg)Prof.(mvbmr)Prof.(mdbmr)ProblemticaAlternativas de Solucin

126850850 Inestabilidad de agujero por reaccin de arcilla, y abundantes recortes Incertidumbre de colisin Gradiente insuficiente para alcanzar profundidad de la etapa de 17-1/2 Mantener estricto control de las propiedades y reologa del fluido de perforacin. Mantener una hidrulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero. Uso de sarta Navegable para control de verticalidad Asentar TR en cuello arcilloso.

217-1/228002800 Prdidas parciales de circulacin Deteccin de zona de transicin de alta presin (punto ptimo de asentamiento). Atrapamiento, Tortuosidad del agujero Incertidumbre de colisin Bombear baches de obturantes para controlar las prdidas y mantener una concentracin optima en el sistema.

Control estricto de las propiedades del fluido de perforacin (Cloruros, Estabilidad Elctrica, Filtrado, Reologa, etc.)

Viajes cortos de calibracin del agujero y monitoreo de los pesos de la sarta

Estricto control en la velocidad de corrida de la TR, Gasto de circulacin y desplazamiento durante la cementacin.

Monitoreo de la trayectoria

312-1/442804388 Zona de presiones anormales Atrapamientos e inestabilidad del agujero Altas presiones en el sistema durante la perforacin Acumulacin de recortes

Seguimiento adecuado del incremento de la densidad del fluido de perforacin con base al perfil de geopresiones. Control estricto de las propiedades del fluido de perforacin (Cloruros, Estabilidad Elctrica, Filtrado, Reologa, etc.) Viajes cortos de calibracin del agujero y monitoreo de los pesos de la sarta Calibracin y configuracin de herramientas direccionales Bombeo de baches de limpieza Optimizar practicas operaciones y supervisin para los viajes de tubera

4

58-1/2

6-1/24332439245034792 Yacimiento depresionado (Cretcico): Perdidas de circulacin, atrapamiento de sartas Telemetra para labor direccional Correr baches de alta viscosidad de barrido para mejor la limpieza del agujero Estricto monitoreo del programa de viajes de tubera. Utilizacin de equipo de perforacin a flujo controlado y concntrico Optimizar procedimiento para la toma de surveys

12.4.- Temperatura pozo de correlacinTemperatura CProfundidad mdbmrProfundidad mvbmrObservaciones

3500Superficie

71798797SAMARIA-5111

10327032702SAMARIA-5111

12245324309SAMARIA-5111

13849064379SAMARIA-5111

12.5.- Recomendaciones Iniciar la perforacin del agujero de superficie, con parmetros controlados/reducidos hasta tener todo el aparejo de fondo, en el agujero descubierto. Perforar con el gasto recomendado para garantizar una efectiva limpieza del agujero y mantenerlo en calibre. Se debe disponer de obturantes en el lodo y perforar bombeando baches viscosos e incrementando el peso, segn el tren de presiones de poro. Se requiere mantener la verticalidad en la etapa de 26 con la finalidad de minimizar un NUDGE y evitar la incertidumbre de colisin con el pozo SA-5111. Se recomienda el uso de sarta (empacada) navegable con motor de fondo. Durante la perforacin de la etapa de 17-1/2, correspondiente a la Formacin Filisola, Concepcin Superior e Inferior, se atravesaran arenas permeables que podran ocasionar perdidas de circulacin. De manera preventiva para minimizar las perdidas de circulacin y/o atrapamientos por presin diferencial se deber mantener una ptima concentracin de obturantes en el Fluido de Perforacin, propiedades del mismo, logstica optima para el bombeo de baches de limpieza y estricto control de los viajes de tubera. Dependiendo del comportamiento de desviacin en la etapa de 26, se requerir hacer labor direccional en la etapa de 17-1/2 para minimizar la incertidumbre de colisin con el pozos SA-111 de cual no se dispone de registro de desviacin, por lo tanto se recomienda el empleo de sarta Orientada Empacada y dependiendo de la tendencia de desviacin una sarta navegable podr ser requerida. Calcular la densidad equivalente de circulacin y acondicionar la densidad del lodo de perforacin, antes de realizar viajes de calibracin o para cambios de barrena, de modo de disminuir las posibles fricciones y/o resistencias. Verificar las variables o parmetros de perforacin, como son:

Velocidad de penetracin

Peso sobre la barrena.

Flujo a la entrada y salida del pozo.

Emboladas y presin de bomba.

Resistencia de la sarta, al momento de maniobrar hacia arriba o hacia abajo.

Revoluciones por minuto y torque, de la mesa rotatoria.

Niveles de volmenes en las presas.

Propiedades del fluido de perforacin.

Evaluacin fsica de los recortes, destacando la profundidad a la que corresponde.En el caso de un aumento de la velocidad de penetracin y el flujo a la salida, es inminente que estaramos en presencia de un influjo.En caso de un incremento en la presin de bomba, puede ser indicador de reduccin de rea de flujo, lo cual se puede traducir en abundantes recortes de perforacin en el espacio anular o reduccin del agujero, entre otras cosas. Con la adecuada interpretacin y conclusin de dichas variables, podemos prever con mucha certeza la presencia de un problema y dar soluciones inmediatas. En tal sentido, debemos tener disponibles dichas variables da a da, (hora a hora). Determinar diariamente las propiedades Reolgicas, fsico-qumicas del fluido de perforacin, manteniendo los equipos calibrados y en buen estado de los reactivos, logrando de esta forma obtener valores bien representativos, que permitan interpretaciones concretas durante la perforacin del pozo. Realizar un estricto control de las propiedades del fluido de perforacin y graficar el programa de fluidos con respecto a sus propiedades y se colocar en un lugar visible en el equipo de perforacin, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente los valores reales, que sern validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parmetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes. Planificar adecuadamente la logstica para el suministro de material densificante, con el objeto de evitar esperas y controlar el pozo cuando se manifieste. Igualmente, con el suministro del material obturante, para restaurar oportunamente la circulacin y evitar mayores problemas, durante la perforacin. En caso de presentarse friccin, no tensionar ms de 15-20 Tons, volver al fondo y acondicionar bien el fluido, operacin que se debe participar al supervisor en la oficina. En caso que se repita el comportamiento, sacar la tubera rotando y circulando, sin tensionar ms de 5 Tons, hasta donde se considere conveniente y volver al fondo, para acondicionar el fluido y el agujero. En caso de que se presente un atrapamiento sacando la tubera, no martillar hacia arriba. De la misma manera, si el atrapamiento es al bajar la tubera, no martillar hacia abajo.

Se requiere de un Gelogo y anlisis de muestras para la determinacin del asentamiento de la TR de 9-5/8 a la cima del Cretcico Superior. MUY IMPORTANTE

Realizar viajes cortos de limpieza cada 500m perforados y circular fondos arriba con la misma tasa de bombeo con la que se estaba perforando, el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero est lo suficientemente limpio para continuar con la perforacin y no comprometer el desarrollo de la misma. Al llegar a la profundidad final de cada seccin, realizar viajes de limpieza hasta la zapata anterior y circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero est lo suficientemente limpio. Durante la perforacin direccional de la etapa de 12-1/4 y 8-1/2 se requiere que la compaia direccional, incluya en el listado de mediciones la proyeccin al objetivo, para de esta forma analizar el trabajo direccional y la tendencia de la sarta de perforacin. MUY IMPORTANTE y de esta forma tomar las acciones pertinentes OPORTUNAMENTE que conlleven al xito de la perforacin. En los viajes de tubera para calibracin del agujero y cambios de barrenas llevar control de peso de la sarta SACANDO y BAJANDO y reportar los valores de Fricciones y Resistencias para comparar con el anlisis de Torque y Arrastre y tener otra manera para evaluar la limpieza del agujero y calcular los factores de friccin reales.13.- PROYECTO DIRECCIONAL

13.1.- Programa Direccional

El pozo Samaria 7114 tiene un diseo direccional horizontal de 82 grados de inclinacin. Se perforar controlando la verticalidad desde la etapa de 26 hasta el inicio del KOP a +/- 3780m, en el agujero de 12-1/4. La construccin de ngulo se la realizar a una tasa de 3.0/30m, en direccin del Azimut 152.8 hasta alcanzar la inclinacin de 60 a 4380m (cima de KS y punto asentamiento de la TR de 9-5/8). Se continuar la perforacin a una tasa de 2.5/30m manteniendo el azimut hasta alcanzar la inclinacin mxima de 82 a +/- 4672m en la etapa de 6-1/2. Se continuara perforando manteniendo la inclinacin y direccin hasta la profundidad final programada 4792md (4392mv) con un desplazamiento de 678m.

Dependiendo del desplazamiento real del pozo en las etapas de 26 y 17-1/2 la trayectoria se deber replanificar para cumplir con el desplazamiento y rumbo requerido. El control de la verticalidad en las etapas previas en fundamental para lograr el objetivo planteado.

Prof.Inc.Az.TVDN/SE/OVSTasaNorteEste

mdegmmmm/30mmm

0.000.000.000.000.000.000.000.001990527.39489475.83

3780.000.000.003780.000.000.000.000.001990527.39489475.83

3810.003.00152.803810.00-0.700.400.803.001990526.69489476.19

3840.006.00152.803839.90-2.801.403.103.001990524.60489477.26

3870.009.00152.803869.60-6.303.207.103.001990521.12489479.05

3900.0012.00152.803899.10-11.105.7012.503.001990516.25489481.55

3930.0015.00152.803928.30-17.408.9019.503.001990510.03489484.75

3960.0018.00152.803957.10-24.9012.8028.003.001990502.45489488.65

3990.0021.00152.803985.30-33.8017.4038.103.001990493.54489493.23

4020.0024.00152.804013.00-44.1022.6049.503.001990483.33489498.47

4050.0027.00152.804040.10-55.5028.5062.403.001990471.85489504.38

4080.0030.00152.804066.50-68.3035.1076.803.001990459.12489510.92

4110.0033.00152.804092.10-82.2042.3092.403.001990445.18489518.08

4140.0036.00152.804116.80-97.3050.00109.403.001990430.07489525.85

4170.0039.00152.804140.60-113.6058.40127.703.001990413.82489534.19

4200.0042.00152.804163.40-130.9067.30147.203.001990396.50489543.10

4230.0045.00152.804185.10-149.3076.70167.803.001990378.13489552.54

4260.0048.00152.804205.80-168.6086.70189.603.001990358.78489562.48

4290.0051.00152.804225.30-188.9097.10212.403.001990338.49489572.91

4320.0054.00152.804243.50-210.10108.00236.203.001990317.33489583.79

4350.0057.00152.804260.50-232.10119.30260.903.001990295.34489595.09

4380.0060.00152.804276.20-254.80130.90286.503.001990272.59489606.78

4407.6060.00152.804290.00-276.10141.90310.400.001990251.33489617.71

4410.0060.20152.804291.20-277.90142.80312.502.501990249.48489618.66

4420.0061.03152.804296.10-285.70146.80321.202.501990241.73489622.64

4430.0061.87152.804300.90-293.50150.80330.002.501990233.92489626.65

4440.0062.70152.804305.50-301.30154.90338.802.501990226.05489630.70

Prof.Inc.Az.TVDN/SE/OVSTasaNorteEste

mdegmmmm/30mmm

4450.0063.53152.804310.10-309.30158.90347.702.501990218.11489634.78

4460.0064.37152.804314.40-317.30163.10356.702.501990210.12489638.88

4470.0065.20152.804318.70-325.30167.20365.802.501990202.08489643.02

4480.0066.03152.804322.80-333.40171.40374.902.501990193.97489647.18

4490.0066.87152.804326.80-341.60175.50384.002.501990185.82489651.37

4500.0067.70152.804330.70-349.80179.80393.302.501990177.62489655.59

4510.0068.53152.804334.40-358.00184.00402.502.501990169.36489659.83

4520.0069.37152.804338.00-366.30188.30411.902.501990161.06489664.10

4530.0070.20152.804341.50-374.70192.60421.302.501990152.72489668.39

4540.0071.03152.804344.80-383.10196.90430.702.501990144.33489672.70

4550.0071.87152.804348.00-391.50201.20440.202.501990135.90489677.03

4560.0072.70152.804351.00-400.00205.60449.702.501990127.42489681.38

4570.0073.53152.804353.90-408.50209.90459.302.501990118.91489685.76

4580.0074.37152.804356.70-417.00214.30468.902.501990110.37489690.15

4590.0075.20152.804359.30-425.60218.70478.502.501990101.78489694.56

4600.0076.03152.804361.80-434.20223.20488.202.501990093.17489698.99

4610.0076.87152.804364.10-442.90227.60497.902.501990084.52489703.43

4620.0077.70152.804366.30-451.50232.10507.702.501990075.85489707.89

4630.0078.53152.804368.40-460.20236.50517.502.501990067.14489712.37

4640.0079.37152.804370.30-469.00241.00527.302.501990058.41489716.85

4650.0080.20152.804372.10-477.70245.50537.102.501990049.66489721.35

4660.0081.03152.804373.70-486.50250.00547.002.501990040.88489725.86

4670.0081.87152.804375.20-495.30254.50556.902.501990032.09489730.38

4671.6082.00152.804375.40-496.70255.30558.502.501990030.67489731.11

4680.0082.00152.804376.60-504.10259.10566.800.001990023.28489734.91

4710.0082.00152.804380.80-530.50272.70596.500.001989996.86489748.49

4740.0082.00152.804384.90-557.00286.20626.200.001989970.44489762.07

4770.0082.00152.804389.10-583.40299.80655.900.001989944.01489775.64

4792.0082.00152.804392.20-602.80309.80677.700.001989924.64489785.60

13.2.- Grficos del plan direccional

13.3.- Anlisis de anticolisinAcorde con el anlisis de anticolisin realizado, basado en la premisa que el pozo SA-111 no dispone de registro de desviacin y que la tendencia de desviacin del pozo de correlacin SA-5111, perforado con sarta pendular, tuvo desplazamientos de +/- 24m cerrando en el azimut 311 en la etapa de 26 hasta 800m. Se tiene incertidumbre de colisin a la profundidad de 3960m con el SA-111 si el pozo SA-7114 se mantiene perfectamente vertical (evento poco probable). En el caso de que el pozo SA-7114 presente con comportamiento de desviacin en la etapa de 26 similar al SA-5111 la trayectoria quedara entre los dos pozos y se maximizara la incertidumbre de colisin.

13.4.- Recomendaciones Confirmar las coordenadas del contrapozo del SA-7114, una vez posicionado el equipo en el contrapozo.

Controlar verticalidad en la etapa de 26 con sarta navegable Evaluar tendencia de desviacin y desplazamiento del pozo en las etapas de 17-1/2 y 12-1/4 con datos del MWD y el empleo de sartas Orientada y navegables. Es Importante el monitoreo y evaluacin de las tendencias de las sartas de perforacin, para la toma oportunas de decisiones.

14.- PROGRAMA DE FLUIDOS DE PERFORACIN Y CONTROL DE SLIDOS

14.1.- Programa de fluidos

Propiedades del fluido base agua Etapas de 36 y 26

Intervalo

mTipo FluidoDen.

g/cm3Visc

segFiltr.

mlMBTKg/m3Sl.

%Vp

cpsYp

lb/100p2Gel-0Gel-10Salin. ppmK+EmulLubric.

volts

050BENTONITICO1.15504.0338 - 1014 - 1814 - 197 - 1113 - 211000N/A0.18-0.20

51200POLIM. INHIB1.18504.0359 - 1114 - 1914 - 197 - 1113 - 2130000N/A0.18-0.20

201400POLIM. INHIB1.20604.0359 - 1215 - 1914 - 207 - 1113 - 2135000N/A0.18-0.20

401600POLIM. INHIB1.24604.03510 - 1316 - 2014 - 207 - 1113 - 2235000N/A0.18-0.20

601850POLIM. INHIB1.28603.03511 - 1316 - 2015 - 207 - 1113 - 2240000N/A0.18-0.20

Propiedades del fluido base aceite Etapas de 17-1/2, 12-1/4, 8-1/2 y 6-1/2

Intervalo

mTipo FluidoDen.

g/cm3Visc

segFiltr.

mlRAA

Ac/AgSl.

%Vp

cpsYp

lb/100p2Gel-0Gel-10Salin. ppmCaCl2 x1000Emul

voltsLubric.

8211200E. INVERSA1.30603.070/3012 - 1517 - 2115 - 207 - 1114 - 22150-1808000.18-0.20

12011400E. INVERSA1.33603.070/3013 - 1618 - 2215 - 207 - 1114 - 22150-1808000.06-0.08

14011600E. INVERSA1.35603.070/3014 - 1618 - 2315 - 207 - 1214 - 22150-1808000.06-0.08

16011800E. INVERSA1.37603.070/3014 - 1719 - 2315 - 207 - 1214 - 22150-1808000.06-0.08

18012000E. INVERSA1.39653.070/3015 - 1819 - 2415 - 217 - 1214 - 23180-2008000.06-0.08

20012200E. INVERSA1.40653.070/3015 - 1820 - 2415 - 217 - 1214 - 23180-2008000.06-0.08

22012800E. INVERSA1.43653.070/3016 - 1920 - 2515 - 218 - 1214 - 23180-2008000.06-0.08

28012900E. INVERSA1.60702.070/3022 - 2426 - 3116 - 228 - 1315 - 24180-2009000.06-0.08

29013000E. INVERSA1.65702.070/3023 - 2627 - 3316 - 228 - 1316 - 25180-2009000.06-0.08

30014388E. INVERSA1.75702.075/2526 - 2931 - 3717 - 239 - 1417 - 26180-2009000.06-0.08

43894792E. INVERSA0.9250390/100 - 27 - 1214 - 197 - 1112 - 18150-1809000.18-0.20

EtapaIntervalomdbmrTipo FluidoDimetro

Agujero

(pg)Densidadgr/cc

150850Polimrico Inhibido261.18 1.28

28512800Emulsin Inversa17-1/21.30 1.43

328014388Emulsin Inversa12-1/41.60 - 1.75

443894503Emulsin Inversa Baja Densidad8-1/20.92

545044792Emulsin Inversa Baja Densidad6-1/20.92 + N2

(ECD = 0.50 0.45 )


Durante la perforacin de las formaciones del yacimiento, utilizar obturantes biodegradables y solubles al cido. Emplear sistemas compatibles con la formacin para evitar en lo posible el dao al yacimiento En la etapa de 8-1/2 se minimizara el empleo de N2 para garantizar la toma de registros de desviacin. En caso de perdidas de circulacin se tratara de emplear la mnima tasa permisible de N2 para bajar el ECD y mantener el control direccional del pozo. En caso contrario se evaluar la corrida del Liner de 7-5/8 para continuar la perforacin con el sistema de Inyeccin concntrica de N2 En la etapa de 8-1/2 se empleara el sistema de Inyeccin concntrica de N2 la tasa de inyeccin estar sujeta al ECD que requiera el pozo para minimizar las perdidas de circulacin y la toma de los registros de desviacin que permitan el control direccional y cumplir con la trayectoria propuesta. Se deber llevar un monitoreo continuo de la humedad relativa (entre el recorte y el fluido de perforacin) y el factor de lubricidad, para ajustar la salinidad y el poder lubricante del fluido respectivamente. Se graficar la densidad real del fluido con respecto sus propiedades, conforme avance la perforacin, y se colocarn en un lugar visible en el equipo de perforacin, para que el Ingeniero de Fluidos coloque diariamente los valores reales, que sern validados por el supervisor de fluidos de PEMEX, Ingeniero de Pozo e ITP, para visualizar la tendencia de los parmetros y con oportunidad hacer los ajustes correspondientes.

Vigilar y exigir que el equipo de control de slidos, tenga las mallas recomendadas, para que el fluido est siempre limpio y las propiedades dentro de sus parmetros, para aprovechar la mejor hidrulica, acarreo, y riesgos potenciales de pegaduras diferenciales y de colapso de agujero. Realizar tres (3) anlisis diario al Fluido de Control, por lo que es necesario mantener los equipos de laboratorio calibrados y los reactivos en buen estado, con la finalidad de obtener valores representativos que faciliten la interpretacin de los resultados fsico-qumicos obtenidos. Para establecer las propiedades del fluido de control a condiciones de fondo, es necesario efectuar una prueba completa al fluido de control en la salida, detectar los efectos de la temperatura sobre el fluido y definir el tratamiento necesario para mantenerlo en buenas condiciones. Durante la perforacin de la seccin de 26 y 17-1/2 se recomienda bombear combinaciones de baches viscosos y pesados cada 1 o 2 lingadas, lo que garantizar una mejor limpieza del agujero y evitar la acumulacin de recortes. Se deber circular el tiempo que sea necesario hasta que haya evidencia en las temblorinas de que el agujero est lo suficientemente limpio para continuar con la perforacin y no comprometer el desarrollo de la misma. Es necesario disponer de suficiente material obturante para aadir al sistema y para bombear baches obturantes preventivos que permitan minimizar las posibles prdidas que se puedan presentar durante la perforacin del pozo.14.2.- Equipo de control de slidos.

EtapaProfundidad Intervalo (m)Dimetro Agujero

(pg)Tipo y densidad lodo (g/cm3)Equipo de control de slidosTamao (API)de mallas en vibradoresTamao (API)de mallas en limpialodos

Cond(*)0 - 5036Bentontico

(1.15)(4) Vibradores Alto ImpactoBrandt 6BHX-140AT

API-100,

(corte 140 micras)Brandt 6BHX250-ATAPI-200(corte 78.4 micras)

150 - 85026Polimrico

(1.18 - 1.28)(4) Vibradores Alto Impacto

(1) LimpialodosBrandt 6BHX-140AT

API-100,

(corte 140 micras)Brandt 6BHX250-ATAPI-200(corte 78.4 micras)

2850 - 280017-1/2E. Inversa


(1) LimpialodosBrandt 6BHX-175-AT

API-120

(corte 116.8 micras)Brandt 6BHX250-AT

API-200(corte 78.4 micras)

32800 - 438812-1/4E. Inversa


(1) Limpialodos

(2) CentrifugasBrandt 6BHX210-AT

API-140

(corte 102 micras)Brandt 6BHX250-AT

API-200

(corte 78.4 micras)

Trabajar centrfugas en serie

44388 45038-1/2E. Inversa

(0.92)(4) Vibradores Alto Impacto

(1) Limpialodos


API-170(corte 94.8 micras)Brandt 6BHX250-AT

API-200 (corte 78.4 micras)

5 4503 - 47926-1/2E. InversaBaja densidad

(0.92)(4) Vibradores Alto Impacto

(1) Limpialodos


API-200

(corte 78.4 micras)Brandt 6BHX270-AT

API-230 (corte 67.6 micras)


En el sistema de control de slidos, se recomienda revisar que las mallas instaladas sean las recomendadas, en caso de no cumplir con el parmetro del porcentaje de slidos recomendado para la densidad de trabajo, es necesario un ajuste para cerrar ms las mallas. Para abrir las mallas deber de ser aprobado por el Supervisor operativo de fluidos, Ing. de pozo, y tcnico o coordinador del pozo.

Las centrfugas decantadoras debern operar continuamente, debern estar instaladas en paralelo para trabajar con densidades menores a 1.35 gr/cc; para densidades mayores a estas, debern operar en serie.El Primer Frente, compuesto de cuatro vibradores de alto impacto de movimiento lineal con ngulo de inclinacin variable de la canasta de -3 a 5, permite utilizar un mximo de mallas API 200 con la finalidad de remover selectivamente partculas desde 70 micrones en adelante, garantiza la eliminacin continua de un alto porcentaje del material slido, en especial arena. Favorece y mejora la eficiencia de los Equipos de Control de Slidos ubicados corrientes abajo.

Limpialodos, conformado por un desarenador y desarcillador integrados de 2 y 16 conos de 12 y 4 respectivamente, con capacidad de procesar 1000 GPM en cada unidad de separacin. Permite un arreglo de malla en la canasta por encima de 250 Mesh. El Vibrador de alto impacto de movimiento lineal o de mocin elptica balanceada, debe de tener 5 Gs de fuerza, como mnimo en operacin y con carga.Adecuar la presa de trasiego del Fluido de Control de la malla del limpialodos con drenaje al tanque de coloides que alimenta las centrfugas, para asegurar limpiar este fluido. No es recomendable un arreglo de mallas mayor de 250 mesh en fluidos pesados para evitar prdida de densificante. En las dos primeras etapas mantener operando el Desarenador con la finalidad de limitar el contenido de arena menor al 1%, ya que este material es abrasivo y puede causar daos a las partes sensibles de las Bombas y reducir su eficiencia.Centrfuga Decantadora, permite el proceso de toda la corriente lquida proveniente de las mallas del Limpialodos y el fluido recuperado debe ser procesado en doble etapa de centrifugacin recuperando el material densificante. La Centrifuga de baja gravedad especfica tiene alta capacidad volumtrica hasta 160 GPM y permite descargas continuas hasta 5 toneladas/hora con fluidos de control de bajas densidades. La Centrfuga recuperadora de Barita deber ser de bajas revoluciones con velocidades variables entre 2500 y 3250 RPM y fuerza G entre 1250 y 2100, permite eliminar slidos finos en la limpieza del fluido de control y durante la deshidratacin de los recortes.Deshidratador de recortes, Los recortes con impregnacin de lquidos deben tener como mximo 20% para los humectados con Fluido a base de Aceite y 30% para los impregnados con Fluidos a base de Agua. Es necesario, utilizar un Deshidratador de recortes para obtener recortes secos, y reducir el riesgo de derrames en su transportacin a confinamiento.Los vibradores deben mantener 5 Gs de fuerza como mnimo en operacin y con carga, y motores adecuados que aseguren la fuerza G solicitada. Asegurarse que mantengan un adecuado ngulo de inclinacin, a fin de obtener la mejor eficiencia de remocin y cumplan con los valores de Fuerza G requeridos por los equipos. Si se requiere, se pueden usar las Centrifugas de Alta y Baja revoluciones con un arreglo en serie con el objeto de limpiar el sistema, eliminando slidos de baja gravedad y recuperar barita al mismo tiempo.Mantener los slidos de baja gravedad en valores menores del 6-8% en volumen, para ello es necesario utilizar peridicamente la Centrfuga de Alta Revoluciones. 15.- PROGRAMA DE BARRENAS E HIDRULICA15.1.- Programa de Barrenas

EtapaBnaNo.Diam.(pg.)TipoTFA(Pulg2)Intervalo(m.)MetrosROP(m/hr)PSB(ton.)RPMPres.

Bba.(psi)Gasto(gpm)

1126TRIC0.91350850800155 - 1580 - 12037251000

2217-1/2TRIC0.88785020001150155 - 15100 - 1203755850

317-1/2PDC1.05220002800800124 - 8120 - 1603875800

3412-1/4PDC0.739280043881588104 - 8120 - 1403909550

458-1/2PDC0.4604388450311554 - 1240 + 1203101420

566 1/2PDC0.2784503479228952 - 840 + 1203000220


Las profundidades de cambio de barrenas, ser ajustado acorde con la perforabilidad, horas de rotacin y recomendaciones de la Compaa suplidora del servicio. La barrena de 26 debern poseer recubrimiento de material duro (hardface) en los dientes y calibre reforzado con resistencia a formaciones altamente abrasivas. En esta barrena, se utilizar una tobera central El uso de barrena PDC para perforar toda la etapa de 17-1/2 ser evaluada, acorde con la propuesta definitiva de la compaa suplidora del servicio Se recomienda utilizar barrenas PDC para el Terciario adecuadas para perforar secuencias de lutitas-areniscas. Se debe mantener una hidrulica adecuada para garantizar el enfriamiento y lubricacin de la barrena, y adicionalmente, se recomienda mantener altas RPM para evitar embolamiento. Las barrenas PDC de la etapa de 8-1/2 y 6-1/2 deben estar diseadas para perforar Mudstone con Pedernal y realizar labor direccional Ver Registro de barrenas de pozos de correlacin en los anexos

Ver especificaciones de las barrenas propuestas en los anexos

Programa hidrulico

Bna.

No.Dens.(gr/cc)Vp

(cp)Yp

lb/100p2TFA(pg)DPbna(psi)%

BnaHP @

Bna.HSI

(Hp/pg2)V. Anul.(m/min)EficienciaTransporteDEC(gr/cc)HP

(sup)Camisas(pg.)

11.2820180.9131019275531.0411.45851.3721736.0

21.3924200.887981264872.0218.82921.4318626.0

31.4324201.052635162961.2317.71911.4718086.0

41.7534220.739744192392.0231.89801.8012546.0

50.9212140.460584191432.5168.221000.988146.0

6Hidrulica de la etapa de 6-1/2 en base a Sistema de Inyeccin Concntrica de N2

15.2.- Programa de Hidrulica15.2.1.- Observaciones y Recomendaciones

Mantener las propiedades fsico-qumicas del fluido durante la perforacin, a objeto de obtener mejores tasas de penetracin y minimizar problemas del agujero (Drill Off Test).

Mantener las bombas del fluido de perforacin en buenas condiciones, como la carga de la cmara de pulsaciones, fugas en las vlvulas o problemas elctricos con las mismas, ya que todos estas fallas ocasionan tiempos de espera del equipo de perforacin.

Validar la hidrulica definitiva a condiciones de perforacin, por el Ingeniero de proyecto del pozo. Se efectuarn ajustes en los parmetros, en caso de ser necesario para garantizar la limpieza y calidad del agujero. La etapa de 6-1/2 se perforara empleando el sistema de Inyeccin Concntrica de N2 con la finalidad de disminuir la ECD al mnimo posible acorde con las condiciones de perforacin, reservorio y garantizar tener la telemetra en el MWD para realizar la labor direccional. La hidrulica definitiva, se validara con la Compaa suplidora del servicio y las condiciones reales de perforacin.

15.3.- Resultados Grficos de Hidrulica

15.3.1.- Etapa de 26

Nota: se recomienda optimizar las prcticas operacionales para minimizar la concentracin de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a travs del bombeo de baches y circulaciones. Las cadas de presin en el sistema son altas dado que la hidrulica se calcul considerando herramientas direccionales para el control de verticalidad y monitoreo de la trayectoria del pozo.El gasto mximo a emplear en esta etapa estar limitado a la permisible por las herramientas direccionales y la potencia mxima de las bombas.15.3.2.- Etapa de 17-1/2 a 2000m

Nota: se recomienda optimizar las prcticas operacionales para minimizar la concentracin de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a travs del bombeo de baches y circulaciones. Las cadas de presin en el sistema son altas dado que la hidrulica se calcul considerando herramientas direccionales para el control de verticalidad y monitoreo de la trayectoria del pozo.

El gasto mximo a emplear en esta etapa estar limitado al permisible por las herramientas direccionales.

15.3.3.- Etapa de 17-1/2 a 2800m

Nota: se recomienda optimizar las prcticas operacionales para minimizar la concentracin de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a travs del bombeo de baches y circulaciones. Las cadas de presin en el sistema son altas dado que la hidrulica se calcul considerando herramientas direccionales para el control de verticalidad y monitoreo de la trayectoria del pozo.


15.3.4.- Etapa de 12-1/4 a 4388m

Nota: se recomienda optimizar las prcticas operacionales para minimizar la concentracin de recortes y optimizar la limpieza del agujero, a travs del bombeo de baches, circulaciones y viajes cortos de calibracin.

Las cadas de presin en el sistema son altas dado que la hidrulica se calcul considerando herramientas direccionales para la labor direccional. Es importante verificar la configuracin y cadas de presin en las herramientas direccionales para perforar con el mximo gasto permisible y optimizar la limpieza del agujero.


15.3.5.- Etapa de 8-1/2 a 4503m

15.3.6.- Etapa de 6-1/2 a 4792m Sensibilidad de Gastos

Nota: Se requiere un gasto de 175 GPM para alcanzar una ECD de 0.5 con una inyeccin de N2 de 150 m3/min

15.3.7.- Etapa de 6-1/2 a 4792m Ventana operativa de Inyeccin de N2

16.- APAREJOS DE FONDO Y DISEO DE SARTAS16.1.- Primera Etapa - Agujero de 26



Nota: Sarta para control de verticalidad y/o corregir trayectoria en caso de ser requerido16.2.- Segunda Etapa - Agujero de 17-1/2


16.2.2.- Diagrama de la Sarta de Perforacin a 2000m (para control de verticalidad)

Nota: Sarta para control de verticalidad y/o corregir trayectoria en caso de ser requerido16.2.3.- Diagrama de la Sarta de Perforacin a 2800m

Nota: Sarta para control de verticalidad y/o corregir trayectoria en caso de ser requerido16.2.4.- Anlisis de Torque y Arrastre

Observaciones

Peso de la sarta: +/- 100 Ton

Margen de Jaln: 93 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium)

Peso Operativo sobre barrena: 15 Ton Mximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo 24 Ton.

16.3.- Tercera Etapa - Agujero de 12-1/4



Nota: Sarta para control de verticalidad y labor direccional hasta +/- 4200m, profundidad a la cual se verificara la barrena y se incluir LWD en el BHA para detectar cima de KS (punto de asentamiento de la TR de 9-5/8)16.3.3.- Diagrama de la Sarta de Perforacin a 4388m


Observaciones

Factores de Friccin: 20% en la TR y 30 % en el agujero abierto

Margen de Jaln: 85 Ton para alcanzar el Factor de Seguridad de 1.25 (TP Premium)Peso de la sarta rotando: 115 Tf

Peso de la sarta sacando: 123 Tf

Peso de la sarta bajando: 105 TfFricciones Normales: 8 Ton

Resistencias Normales: 7 Ton Torque en superficie: 12400 Ft-LbsPeso Operativo sobre barrena: 4 - 8 Ton

Mximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 25 Ton.

Factor de Seguridad Triaxial: 2.35 (sacando tubera)Fuerzas de contacto: 0.55 Ton (sacando tubera)16.4.- Cuarta Etapa - Agujero de 8-1/2



Nota: Sarta de perforacin navegable con MDF - LWD - MWD para perforar y toma de registros en Tiempo Real. La utilizacin de sistema rotatorio esta sujeto a garantizar la tasa de construccin de ngulo requerida. 16.4.3.- Anlisis de Torque y Arrastre

Observaciones


Torque en superficie: 7400 Ft-LbsPeso Operativo sobre barrena: 4 - 12 Ton

Mximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 16 Ton. ( Modo RotandoMximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 14 Ton. ( Modo Deslizando

Factor de Seguridad Triaxial: 2.17 ( Sacando tubera

Fuerzas de contacto: 0.73 Ton ( Modo Perforando con mximo peso operativo en la barrena Fuerzas de contacto: 0.79 Ton ( Modo Deslizando con mximo peso operativo en la barrena

Observaciones





Resistencias Normales: 5 Ton 16.5.- Sexta Etapa - Agujero de 6-1/2



Nota: Sarta de perforacin navegable con MDF - LWD - MWD para perforar y toma de registros en Tiempo Real.16.5.3.- Anlisis de Torque y Arrastre

Observaciones


Torque en superficie: 3800 Ft-LbsPeso Operativo sobre barrena: 4 - 8 Ton

Mximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 10 Ton. ( Modo Rotando

Mximo peso permisible sobre la barrena para el inicio de pandeo: 08 Ton. ( Modo Deslizando

Factor de Seguridad Triaxial: 1.86 ( Sacando tubera

Fuerzas de contacto: 0.29 Ton ( Modo Perforando con mximo peso operativo en la barrena Fuerzas de contacto: 0.35 Ton ( Modo Deslizando con mximo peso operativo en la barrena16.5.4.- Grafica de Arrastre en viaje

Observaciones





Resistencias Normales: 4 Ton 17.- PROGRAMA DE REGISTROS POR ETAPA17.1.- Registros Geofsicos con cable y en tiempo real mientras se perfora.EtapaIntervalo (m.d.b.m.r.)RegistroObservaciones

dea

1 50 850 Induccin / SP / RG

Calibracin Desviacin

Snico de Porosidad Registro bsico de correlacin

Geometra y desviacin


Calibracin - Desviacin

Snico de Porosidad Registro bsico de correlacin



Calibracin - Desviacin

Snico de Porosidad

LWD Registro bsico de correlacin


Detectar punto de asentamiento de la TR de 9-5/8

4 4388 4503 LWD (triple combo Resistividad / Densidad / Neutron) Evaluacin del Cretcico

Ajustar punto de asentamiento Liner de 7-5/8

5 4503 4792 LWD (triple combo Resistividad / Densidad / Neutron) Evaluacin del Cretcico

Observaciones

En la etapa de 8-1/2 y 6-1/2 se tomara registro con herramienta LWD en tiempo real (Resistividad, Densidad y Porosidad Neutron) para minimizar los riesgos operacionales al tomar registros con cable y sistema TLC Los registros debern entregarse por triplicado en papel y un archivo electrnico en formato las.

Este programa est sujeto a modificaciones antes y durante la intervencin del pozo, de acuerdo al comportamiento del mismo. Los registros definitivos a correr en cada etapa dependern de los requerimientos finales del Activo, prospectividad de las zonas de inters y las condiciones de operacin18.- PROGRAMA DE TUBERAS DE REVESTIMIENTO

18.1.- Criterios de diseo20

94.0lb/ft

K-55

BCN20

106.5lb/ft

K-55

BCN13 3/8

68 lb/ft

N-80

BCN9 5/8

53.5lb/ft

TRC-95

BCN9 5/8

53.5lb/ft

TAC-110

HD 5139 7/8

62.8 lb/ft

TAC-140HD 5137 5/8

39 lb/ft

P-110

HD 513

Profundidad (md)65085028001500350043884503

Profundidad (mv)65085028001500350042804332

Criterio PI1.101.101.101.251.251.251.25

Mnimo FS PI2.852.801.512.533.402.491.78

Criterio Colapso1.001.001.001.1251.1251.1251.125

Mnimo FS al colapso1.131.471.011.901.171.311.88

Criterios de tensin1.601.601.601.801.801.801.80

Mnimo FS a la tensin2.843.682.201.952.035.123.89

Criterios Triaxial1.251.251.251.251.251.251.25

Mnimo FS Triaxial2.452.701.671.721.271.461.89

18.2.- DistribucinDim.

Ext.

(pg)GradoPeso

lb/pieConexinDrift

(pg)Resist.

Presin Interna

(psi)Resist. Colapso

(psi)Resistencia Tensin (1000 lbs)Distribucin

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

CuerpoJuntadea

20K-5594.0BCN18.9362110520148014800650

20K-55106.5BCN18.813241077021252125650850

13 3/8N-8068BCN12.259502022601556155602800

9 5/8TRC-9553.5BCN8.5 A941093401477147701500

9 5/8TAC-11053.5HD 5138.5 A10900105201710117615003500

9 7/8TAC-14062.8HD 5138.5 A15510143902543170535004388

7 5/8P-11039HD 5136.50012620110801231102142384503

Nota: Se requerir tubera LISA y RANURADA de 5; 18 Lb/ft; P-110; HD 513 para la terminacin del agujero horizontal de 6-1/2. Las especificaciones de las ranuras sern acordadas con el Activo dependiendo de los requerimientos de productividad proporcionados. 18.3.- Criterios de Diseo de TRs TR 20 ( Nivel de vaci para colapso de 250m y perfil de presin externo lodo de la etapa. En base al comportamiento de los pozos del Campo no se esperan perdidas de circulacin severas en la perforacin de la etapa de 17-1/2 que ameriten usar tubera de revestimiento de mayor resistencia la colapso. TR 13-3/8 ( Nivel de vaci para colapso de 1100m y perfil de presin externo lodo de la etapa. En base al comportamiento de los pozos del Campo no se esperan perdidas de circulacin severas en la perforacin de la etapa de 12-1/4 que ameriten usar tubera de revestimiento de mayor resistencia la colapso y tomando en consideracin que el punto de sentamiento de la TR de 9-5/8 ser en la base de Paleoceno sin penetrar la zona depletada del Cretcico Superior. TR de 9 5/8 9 7/8 (Vaco total para colapso con perfil de presin externo lodo de la etapa La TR de 9-7/8 se justifica para soportar la carga de vaci de total que estar expuesta la TR durante la inyeccin concntrica de N2 y las cargas triaxiales que se originan con una inclinacin de 60 y la condicin de vaci total. Conexin BTC en TR de 9-5/8 ( Diferencial de presin de 3730 PSI considerando vaci en el interior de la TR y lodo de la etapa en el exterior. LINER de 7-5/8 ( Vaco total para colapso con perfil de presin externo lodo de la etapa18.4.- Observaciones y recomendaciones. Las tuberas de 9-5/8 y 9-7/8 sern utilizadas con el DRIFT ALTERNO.

Para determinar el punto de asentamiento de la TR de 9-7/8, se recomienda el uso de LWD, la presencia de un Gelogo Operacional en el equipo de perforacin y realizar un seguimiento estricto de los parmetros de perforacin (utilizando Registro Continuo de Hidrocarburos).

La profundidad de asentamiento de la TR de 7-5/8 ser a cima del KS2, la profundidad definitiva de asentamiento se definir acorde con el anlisis de muestras y las correlaciones efectuadas por el Gelogo Operacional en el equipo de perforacin.

Usar grasa API en los tubulares a dejar en el pozo.

Usar protectores de goma, al momento de subir la tubera de revestimiento.

Las tuberas de revestimiento deben ser medidas y calibradas con suficiente anticipacin.

Registrar el volumen desplazado por la TR para observar el comportamiento del pozo durante la bajada de las tuberas de revestimiento y TR corta.

La longitud de traslape entre la TR de 7-5/8 y la TR Corta de 5, ser ajustada acorde con las condiciones reales del pozo y la prospectivitas de los intervalos propuestos. Se usaran empacadores reactivos (hinchables) en el Liner de 5. La cantidad y profundidad ser ajustada con las condiciones reales del pozo y los requerimientos del Activo.

18.5.- Capacidades de cargas y corridas de TR18.5.1.- Caso de cargas perforando y viajes de tubera

18.5.2.- Caso de carga corriendo TR s

18.5.3.- Caso de carga ms critica

19.- CEMENTACIONES

19.1.- Resumen

Dimetro TR (pg)Prof.

(m)Densidad de lechadas (gr/cc)Cima Cemento

(m)Base Cemento

(m)Observaciones

20 850 1.60 Sup. 650 Lechada de Llenado

1.90 650 850 Lechada de Amarre

13 3/8 2800 1.60 Sup. 2500 Lechada de Llenado


9 5/8 4388 1.60 Sup. 2500 Lechada de Llenado


7 5/8 4503 1.10 42384503 TR Corta / Lechada nica de baja densidad

19.2.- Primera Etapa TR de 20

Dimetro TR (pg)Profundidad (m)Densidad de lechadas (gr/cm3)Cima

Cemento

(m)Base

Cemento

(m)Gasto desplaza-miento

(bpm)Densidad equivalente de circulacin mxima

(gr/cc)

208501.60 / 1.90Superficie85010 - 121.67

ACCESORIOS:Zapata gua 20 y Cople Flotador 20 106.5 lb/ft, BCNTapn de desplazamiento para TR de 20Centradores de fleje de 20 x 26

DATOS PARA EL DISEO

Profundidad:850mDensidad del lodo:1.28gr/cc

Dimetro agujero:26pg.Tipo de lodoBase Agua

Exceso:30%Temp. de fondo:60C

Cima de cemento:Sup.mTemp. circulante:42C

LECHADA DE LLENADO

Cantidad de cemento:99.06TonAgua de mezcla41.80lt/saco

Volumen de lechada115.9m3Rendimiento58.50lt/saco

Vol. fluido de mezcla82.8m3Densidad lechada1.60gr/cc

Tirante a cubrir650mTiempo bombeable10.0Hrs

LECHADA DE AMARRE

Cantidad de cemento53.0TonAgua de mezcla20.20lt/saco


Fluido de mezcla21.4m3Densidad lechada1.90gr/cc


BACHES PROGRAMADOS

TIPODENSIDAD (gr/cc)VOLUMEN

(bls)OBSERVACIONES

11.0560Remover lodo alta movilidad

21.3560Separar interfase lodo cemento

19.3.- Segunda Etapa TR de 13 3/8


Cemento

(m)Base

Cemento



(gr/cc)

13 3/828001.60 / 1.90Superficie280010 - 121.63

ACCESORIOS :Zapata Flotadora 13 3/8 - 68 lb/ft, N-80, BCNCople Diferencial 13 3/8 - 68 lb/ft, N-80, BCNTapn de Desplazamiento (Diafragma) de 13 3/8

Tapn de Desplazamiento (Rgido) de 13 3/8

Centradores de Fleje 13 x 17

DATOS PARA EL DISEO


Dimetro agujero:17 pg.Tipo de lodoE.I.



LECHADA DE LLENADO





LECHADA DE AMARRE





BACHES PROGRAMADOS


(bls)OBSERVACIONES

11.0560Remover lodo alta movilidad


19.4.- Tercera Etapa TR de 9 5/8


Cemento

(m)Base

Cemento



(gr/cc)

9 5/843881.60 / 1.90Superficie438810 - 121.83

ACCESORIOS :Zapata Flotadora 9 7/8 - 62.8 lb/ft, TAC-140, HD513Cople Diferencial 9 7/8 - 62.8 lb/ft, TAC-140, HD513 Combinacin 9-5/8 x 9-7/8 HD513

Tapn de desplazamiento para T.R de 9-5/8 & 9-7/8Centradores de Flejes 9-5/8 x 12-1/4

Centradores de Rigidos 9-5/8 x 12

DATOS PARA EL DISEO


Dimetro agujero:12 pg.Tipo de lodoE.I.



LECHADA DE LLENADO





LECHADA DE AMARRE





BACHES PROGRAMADOS


(bls)OBSERVACIONES


Nota: se requiere completar desplazamiento con +/- 27 m3 de agua para crear diferencial de presin de 550 PSI a favor de la columna de cemento19.5.- Cuarta Etapa TR Corta de 7-5/8

Dimetro TR (pg)Profundidad (m)Densidad de lechadas (gr/cc)Cima

Cemento

(m)Base

Cemento



(gr/cc)

745031.1042384503

ACCESORIOS :Zapata Flotadora 7-5/8 39 lb/ft, P-110, HD513

Cople Flotador 7-5/8 39 lb/ft, P-110, HD513

Cople de Retencin 7-5/8 39 lb/ft, P-110, HD513Centradores Rgidos de 7-5/8 x 8 1/2

Tapn limpiador para T.P.Tapn de desplazamiento para TR 7-5/8

Conjunto Colgador-Soltador Hidrulico 7-5/8 x 9-7/8

DATOS PARA EL DISEO


Dimetro agujero:8 1/2pg.Tipo de lodoE.I


Cima de cemento:4238mTemp. circulante:115C

LECHADA UNICA





BACHES PROGRAMADOS


(bls)OBSERVACIONES


Nota: La composicin definitiva de las lechadas y baches lavadores/espaciadores sern determinadas en base a los requerimientos de cada etapa, una vez analizados los registros geofsicos y las condiciones de operacin

Los aditivos a emplear en las lechada de cada etapa, sern determinados en base a las pruebas pilotos corridas con las condiciones reales del pozo (temperatura, profundidad, condiciones operacionales, etc).

19.6.- Centralizacin.

Se determin el nmero de centradores mediante las simulaciones realizadas con el programa DSP-One, sin embargo, la ubicacin y nmero se ajustado en base a los registros de desviacin reales y la geometra del pozo. Preliminarmente se pudiera considerar la siguiente distribucin para cada una de las TRs consideradasDimetro TR (pg)Intervalo

(mdbmr)Tipo de CentradorEspecificacinCant. % Standoff

Min. Req.Espaciamiento

2050 - 850Flejes20 x 2610701 Centrador c/6 tramos

13 3/8850 - 2800Flejes13 3/8 x 17-1/235701 Centrador c/6 tramos

9 5/8

&

9 7/850 - 2600Flejes9-5/8 x 12-1/431701 Centrador c/10 tramos

2600 - 3500Flejes9-5/8 x 12-1/410701 Centrador c/6 tramos

3500 - 3788Flejes9-7/8 x 12-1/44701 Centrador c/6 tramos

3738 - 4388Rgidos9-5/8 x 1246701 Centrador c/1 tramos

7 5/84388 - 4503Rgidos7 5/8 x 8 3/88701 Centrador c/1 tramos

19.7.- Garantizar la Hermeticidad de la Boca de TR Corta de Explotacin.

Realizar prueba de admisin y de alijo. En caso de no existir hermeticidad, se debe corregir.

19.8.- Pruebas de Densidad Equivalente.

Realizar pruebas de Goteo o en su defecto Prueba de Densidad Equivalente a las TR Superficial a 853 m, (TR de 20 @ 850 m) y la Intermedia a 2803 m (13 3/8 @ 2800 m). Estas pruebas permitirn la calibracin del Modelo Geomecnico y garantizar tener la integridad para soportar las condiciones dinmicas durante la perforacin y cementacin de las TRs correspondientes a cada etapa. 20.- CONEXIONES SUPERFICIALESDESCRIPCIN GENERAL ARBOL PRODUCCIONArbol de vlvulas Semicompacto

20 3M x 13 5M x 4 1/16 5M

TRs: 20 x 13-3/8 x 9-5/8 x 4-1/2

20.1.- Distribucin de cabezales y medio rbolCOMPONENTEMARCATAMAO NOMINAL Y PRESIN DE TRABAJO (PSI)ESPECIFICACION

DEL MATERIALOBSERVACIONES

CABEZAL PARA TR DE 20" CON BRIDA SUPERIOR DE 20 3,000 PSI SISTEMA DE CUAS SUJETADORAS SURELOK20 3MS/AA/PSL-1/PR-1

SELLOS SECUNDARIOS PARA TUBERA DE 20 Y ORIFICIO DE PRUEBA, CON PREPARACIN PARA RECIBIR COLGADOR DE T.R. CON DOS SALIDAS LATERALES DE 2 1/16 3,000 PSI

CABEZAL SEMICOMPACTO BIPARTIDO PARA TRs DE 13 3/8 Y 9 5/8 BRIDA INFERIOR DE 20 3/4" 3,000 PSI X 13 5/8 5,000 PSI20 3Mx13 5/8 5M

T/BB/PSL-1/PR-1

U/DD/PSL-2/PR-1

BRIDA SUPERIOR, CON PREPARACIN INFERIOR PARA SELLOS SECUNDARIOS Y ORIFICIOS DE PRUEBA

CONEXIN INTERMEDIA BRIDADA DE 13 5/8" 5,000 PSI, CON 4 SALIDAS LATERALES DE 2 1/16 5,000 PSI CON BIRLOS EMPOTRADOS

MEDIO RBOL DE VLVULAS DE 13 5/8 5,000 PSI x 4 1/16 5,000 PSI x 2 9/16 5,000 PSI 13 5/8 5M

x

4 1/16 5M

U/DD/PSL-3/PR-1

ADAPTADOR DEL MEDIO RBOL CON BRIDA INFERIOR DE 13 5/8 5,000 PSI CON SELLOS METLICOS Y ORIFICIO DE PRUEBA

La seleccin de cabezales y medio rbol es de acuerdo a especificacin API 6A ltima versin (Anexo C).20.2.- Diagrama del rbol de Vlvulas.

20.3.- Arreglo de Preventores



20.3.3.- Conexiones superficiales de control etapas de 8-1/2 y 6-1/2

20.4.- Presiones de Prueba

EtapaTR

(pg)Resistencia

Presin Interna

(psi)Resistencia

Al

Colapso

(psi)Prueba de cabezal

(orificio)

(psi)Prueba de preventores (probador de copas)

(psi)Prueba de TR

(psi)

Superficial2021105204002000200

Intermedia13 3/85020226018002000500

Explotacin9 5/89410934040004000500

Explotacin7 5/8 1262011080400040001500

Explotacin51394013470400040001500

Nota: Probar las CSC de acuerdo al procedimiento 223-21100-OP-211-0269, Procedimiento para el diseo de las conexiones superficiales de control.

21.- IDENTIFICACIN DE RIESGOS POTENCIALES

21.1.- Riesgos Potenciales y alternativas de solucin

Riesgos PotencialesAlternativas de Solucin

Inestabilidad de agujero por reaccin de arcilla, y abundantes recortesSupervisar las condiciones reolgicas del fluido de perforacin polimrico para evitar problemas de inestabilidad mecnica en el agujero y mantener una hidrulica adecuada para una limpieza eficiente del agujero.

Prdidas parciales de circulacin en el Terciario Bombear baches de obturantes para controlar las prdidas.

Deteccin de zona de alta presin (punto optimo de asentamiento), atrapamientos.Monitorear los recortes de perforacin y registrar su forma y litologa para confirmar el tipo de falla que esta ocurriendo para ajustar el valor de la densidad del fluido de perforacin, utilizar una salinidad hasta 200,000 ppm y mantener estabilidad elctrica > 800 volt

Zona de presiones anormales, Atrapamientos Utilizacin de equipo de caracterizacin de formacin (mudlogging), seguimiento adecuado del incremento de la densidad del fluido de perforacin con base al perfil de geopresiones, utilizar una salinidad del orden de 200,000 ppm y mantener estabilidad elctrica > 800 volt

Incertidumbre de ColisinMonitoreo y tendencia de la trayectoria de la sarta de perforacin. Realizar proyecciones para toma de decisiones oportunas

Yacimiento depresionado (Cretcico), Perdidas de circulacin, atrapamientos de sartasUtilizacin de equipo de perforacin a flujo controlado (UBD) y fluido EI de baja densidad nitrogenado a travs de sistema de Inyeccin Concntrica. Correr baches de alta viscosidad para barrido y enfriamiento de la barrena. Estricto monitoreo del programa de viajes de tubera.

21.2.- Resultados de la Mtrica de Pozos

22.- TECNOLOGA DE PERFORACIN NO CONVENCIONAL

Perforacin horizontal: Se realiza labor direccional para navegar en el cuerpo KS 3.0 del Cretcico Superior con inclinacin de 82

Perforacin bajo balance: Se utilizar cabeza rotatoria y equipo de flujo controlado para la perforacin de la etapa de 8-1/2 y 6-1/2

Sistema de Inyeccin concntrica de N2: Se utilizar inyeccin concntrica de N2 en espacio anular de 9-5/8 x complemento de 7-5/8 a +/- 4214md. Con este sistema lograra la telemetra para la transmisin de datos direccionales y de registros en tiempo real en un sistema de lodo bifsico con inyeccin de N2 entre 130 150 m3/min Terminacin: Uso de Empacadores Reactivos en Liner de 5 para aislamiento selectivo23.- TAPONAMIENTO TEMPORAL O DEFINITIVO DEL POZO

Se deber cumplir con la norma NMX-L-169-SCFI-2004.24.- TIEMPOS DE PERFORACIN PROGRAMADOS

24.1.- Distribucin por actividadesCons.Descripcin de la ActividadProf. (m)Tiempos Programados

Hrs.Hrs.Das

Act.Acum.Acum.

Mover equipo a posicin de conductor central. 36036015.00

1Conductor 30"

1.01Preparativos para perforar agujero de 36"330.13

1.02Efectuar junta de trabajo y seguridad con el personal involucrado140.17

1.03Perforar Agujero de 36" @ 50 m. Cementar Conductor 30"5050542.25

1.04Instalar Campana, Lnea de flote, y Charola ecolgica18723.00

TOTAL ETAPA723.00

2Agujero de 26

2.1Armar barrena y aparejo de fondo. Checar resistencia.508803.33

2.2Lavar conductor 504843.50

2.3Perforar hasta 850m (Incluye circulaciones para conexiones)8501111958.13

2.4Circular y bombeo de baches85041998.29

2.5Realizar viaje corto hasta superficie y regresar al fondo850122118.79

2.6Circular y acondicionar lodo.85042158.96

2.7Sacar barrena a superficie. 85082239.29

2.8Plticas de seguridad, simulacros y mantenimiento de equipo8501724010.00

TOTAL ETAPA8501682407.00

3Cementar TR 20

3.1Tomar registros geofsicos.8501225210.50

3.2Bajar barrena en viaje de calibracin850625810.75

3.3Circular y acondicionar lodo para meter TR 850426210.92

3.4Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste.850827011.25

3.5Preparativos para meter TR 850227211.33

3.6Meter TR de 20" a 850m (Checar equipo de flotacin a 40 m)8502429612.33

3.7Instalar cabeza de cementar, instalar U.A.850430012.50

3.8Circular TR y preparativos para cementar850230212.58

3.9Cementar TR" (Desplazar con fluido de control prxima etapa)850831012.92

3.10Esperar fraguado (realizar actividades paralelas: Retirar lneas, limpieza de presas, desconectar tuberia, etc.).8502433413.92

3.11Cortar TR's. Afinar corte de TR. Instalar cabezal 20-3/4" 3M8501234614.42

3.12Instalar Preventores e Instalar L.S.C. Probar. 8502437015.42

3.13Instalar campana, lnea de flote, llenadera y charola ecolgica.8502439416.42

3.14Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena y estabilizadores de la etapa anterior8502441817.42

3.15Plticas de seguridad y simulacros.8502644418.50

TOTAL ETAPA8502044448.50

4Agujero de 17-1/2

4.1Armar barrena y aparejo de fondo. Meter y Checar cople8501245619.00

4.2Circular tiempo de atraso y probar TR.850245819.08

4.3Rebajar cemento y accesorios. Perforar a 803m. Realizar LOT850446219.25


4.5Viaje para cambio de barrena TRIC x PDC20002460625.25


4.7Circular y acondicionar lodo para registros2800467027.92

4.8Realizar viaje corto hasta 2000m y regresar al fondo28001268228.42

4.9Circular - acondicionar lodo - Bombear bache de limpieza.2800468628.58



TOTAL ETAPA280027672011.50

5Cementar TR 13-3/8


5.2Bajar barrena en viaje de calibracin28001275631.50

5.3Circular y acondicionar lodo para meter TR 2800476031.67

5.4Sacar barrena a superficie. Recuperar buje de desgaste.28001277232.17

5.5Preparativos para meter TR de 13-3/8"2800477632.33

5.6Meter TR de 13-3/8" (Checar equipo de flotacin a 40 m) 28003681233.83

5.7Instalar cabeza de cementar, instalar U.A.2800481634.00

5.8Circular TR y preparativos para cementar2800482034.17

5.9Cementar TR2800882834.50


5.11Instalar Cabezal 20-3/4" 3M x 13-5/8" 5M28002487636.50


5.13Instalar campana, lnea de flote, llenadera y charola ecolgica.28002492438.50

5.14Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena y herramientas de la etapa anterior28002494839.50

5.15Plticas de seguridad y simulacros.28001296040.00

TOTAL ETAPA280024096010.00

6Agujero de 12 1/4

6.1Armar barrena y aparejo de fondo direccional. Probar. Meter y checar cople28001497440.58

6.2Circular tiempo de atraso y probar TR.2800297640.67

6.3Rebajar cemento y accesorios. Probar TR.2800498040.83

6.4Circular y acondicionar lodo a densidad requerida2800498441.00

6.5Perforar 3m por debajo de la TR2800298641.08

6.6Circular y acondicionar lodo. Levantar a 2800m y realizar LOT2800499041.25

6.7Perforar hasta 3780m (Incluye circulaciones para conexiones y calibracin del agujero) 378072106244.25

6.8Viaje corto de calibracin del agujero378012107444.75

6.9Perforar hasta 4200m (Incluye circulaciones para conexiones y calibracin del agujero) 4200144121850.75

6.10Viaje para cambio de barrena y agregar LWD al BHA420024124251.75

6.11Perforar hasta +/- 4388m (Incluye circulaciones para conexiones, registros de desviacin, calibracin del agujero y muestras)438860130254.25

6.12Circular y acondicionar lodo. 43886130854.50

6.13Realizar viaje corto hasta la zapata 438824133255.50

6.14Deslizamiento y corte de cable. Meter barrena al fondo43888134055.83

6.15Circular y acondicionar lodo para registros43884134456.00

6.16Sacar barrena a superficie.438824136857.00


TOTAL ETAPA4388432139218.00

7Cementar TR de 9-5/8 & 9 7/8


7.2Meter barrena para calibracin del agujero y meter TR438818143459.75

7.3Circular y acondicionar lodo para meter TR. Bombear baches viscosos.43884143859.92


7.5Preparativos para meter TR43884146661.08

7.6Meter TR de 9-5/8" & 9-7/8"438836150262.58

7.7Instalar cabeza de cementacin. Circular.43882150462.67

7.8Cementar TR43888151263.00


7.10Colgar TR e Instalar cabezal438812154864.50


7.12Instalar Cabeza Rotatoria y equipo BB438848162067.50

7.13Instalar campana, linea de flote y charola ecolgica.438824164468.50

7.14Instalar buje de desgaste. Eliminar barrena y herramientas de la etapa anterior438824166869.50


TOTAL ETAPA4388300169212.50

8Agujero de 8 1/2

8.1Meter BNA de 8-1/2" con BHA navegable con MDF hasta el cople. Probar TR. Rebajar cemento y accesorios. Reconocer PI. Probar TR. 438824171671.50

8.2Desplazar fluido de control. Circular y acondicionar43888172471.83

8.3Rebajar cemento y zapata. 43884172872.00

8.4Perforar hasta 4503m (Incluye circulaciones y repaso para conexiones y muestras)450372180075.00


8.6Realizar viaje corto hasta la zapata y regresar al fondo450312181675.67


8.8Sacar barrena a superficie 450324184476.83


TOTAL ETAPA450316818607.00

9Cementar TR Corta 7-5/8"


9.2Meter barrena para calibracin del agujero y meter TR450324193280.50

9.3Circular y acondicionar lodo para meter TR. Bombear baches viscosos.45034193680.67


9.5Deslizamiento y corte de cable.45038196882.00

9.6Recuperar buje de desgaste y cambiar rams superior. Probar.45032197082.08

9.7Preparativos para meter LINER45032197282.17

9.8Meter LINER de 7-5/8" a 4503m450336200883.67

9.9Instalar cabeza de cementacin. Circular.45032201083.75

9.10Anclar colgador y verificar anclaje45034201483.92

9.11Cementar LINER y activar empacador de BL45038202284.25

9.12Esperar fraguado (realizar actividades paralelas: Sacar soltador, retirar lneas, li

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