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LICITACION PUBLICA #1

Servicio de Perforación con Plataforma Autoelevable, logística y administración portuaria

Anexo V.b – Programa General de Perforación de Pozo 2 Pág. 1 de 61

Tabla de Contenido

1. Introducción .................................................................................................................... 3

1.1. Alcance de este programa....................................................................................... 3

1.2. Abreviaturas del idioma Inglés usadas en este documento ..................................... 3

2. Datos Generales ............................................................................................................ 9

2.1. Información General del Pozo ................................................................................. 9

3. Ubicación del pozo y de pozos de referencia: ...............................................................10

4. Geología .......................................................................................................................11

4.1. Tabla de Prognosis Geológica - Cronoestratigrafía ................................................11

4.2. Gradientes de Presión de Poro y de Fractura ........................................................12

4.3. Perfil de Temperatura .............................................................................................17

5. Programa de Revestimiento ..........................................................................................17

5.1. Profundidades y propiedades de los revestimientos ...............................................17

5.2. Contingencias ........................................................................................................20

5.3. Criterio para el asentamiento del revestimiento ......................................................21

5.4. Factores de Diseño ................................................................................................22

5.5. Tolerancia al influjo ................................................................................................22

6. Programa de Fluidos de Perforación .............................................................................23

6.1. Sección de Hueco de 36” .......................................................................................23

6.2. Sección de Hueco de 26” .......................................................................................23

6.3. Sección de Hueco de 17-1/2” .................................................................................24

6.4. Sección de Hueco de 12-1/4” .................................................................................25

6.5. Sección de Hueco de 8-1/2” ...................................................................................26

6.6. Contingencias y aspectos de diseño ......................................................................27

7. Programa de Cementación ............................................................................................28

7.1. Conductor de 30” ...................................................................................................28

7.2. Revestimiento de superficie de 20” ........................................................................28

7.3. Revestimiento intermedio de 13.5/8” ......................................................................29

7.4. Revestimiento de producción de 9.5/8” ..................................................................30

8. Plan Direccional y Plan de Registro de Posicionamiento ...............................................30

8.1. Plan Direccional .....................................................................................................30

8.2. Esquemas Direccionales ........................................................................................31

8.3. Plan de Registro de Posicionamiento .....................................................................31

8.4. Consideraciones sobre Interferencia Magnética y Anti-Colisión .............................32




8.5. Plan de Ensamblajes y Barrenas............................................................................32

9. Evaluación de Formaciones ..........................................................................................34

9.1. Registros Eléctricos con Cable ...............................................................................34

9.2. Toma de Núcleos ...................................................................................................35

9.3. Muestreo de cortes, gas y lodo de perforación .......................................................35

9.4. Monitoreo y predicción en tiempo real de presión de poro y G.F. ...........................35

9.5. Prueba de producción ............................................................................................35

9.6. Programa de Cabezal de Pozo ..............................................................................36

9.7. Programa de Control de Pozo ................................................................................37

9.8. Presiones de pruebas de Preventoras (BOP) .........................................................37

9.9. Pruebas de presión para los revestimientos ...........................................................38

9.9.1. Revestimiento conductor de 30” / Sección de Hueco de 26” ...........................38

9.9.2. Revestimiento de 20” / Sección de Hueco de 17-1/2” ......................................38

9.9.3. Revestimiento de 13-5/8” / Sección de Hueco de 12-1/4” ................................39

9.9.4. Revestimiento de 9-5/8” / Sección de Hueco de 8-1/2” ....................................39

10. Diagrama del pozo (Sarta Completa) .........................................................................40

10.1. Diagrama de Pozo (Liner) ...................................................................................41

11. Abandono Definitivo ...................................................................................................42

11.1. Sistema de suspensión en el Lecho Marino (MLS) - Caso Base ........................42

11.2. Diagrama de Abandono Temporal propuesto .....................................................44

12. Plan operativo ............................................................................................................45

12.1. Resumen del plan de operaciones ......................................................................46

12.2. Guías Generales para cada Sección de Hueco ..................................................47

12.2.1. Sección de Hueco de 36” y Conductor de 30”..............................................47

12.2.2. Sección de Hueco de 26” y Revestimiento de 20” .......................................48

12.2.3. Sección de Hueco de 17-1/2” y Revestimiento de 13-5/8” ...........................50

12.2.4. Sección de Hueco de 12-1/4” y Revestimiento de 9-5/8”(Sarta Completa) ..53

12.2.5. Sección de Hueco de 8-1/2” ........................................................................55

12.2.6. Abandono / Suspensión temporal ................................................................57

13. Esquema de Pozo y Tiempos Estimados ...................................................................59

13.1. Esquema de Pozo ..............................................................................................60

13.2. Tiempos Estimados ............................................................................................61




1. Introducción

1.1. Alcance de este programa

Este Programa General de Perforación comprende el trabajo de diseño de pozo hecho hasta la etapa de ingeniería Conceptual del proyecto, de acuerdo a la metodología para la planeación y ejecución de proyectos de perforación asumida por la EMPRESA.

La EMPRESA usa la metodología de etapas para la planificación y construcción de pozos, comenzando por la etapa de Ingeniería Conceptual, hasta la etapa de ingeniería de detalles y ejecución durante las operaciones. Como es de amplio conocimiento esta metodología permitir llevar a cabo las labores de planeación e ingeniería de una manera progresiva, por etapas, para ir avanzando o madurando el proyecto hasta sus etapas de Ejecución y Cierre.

Esto implica que la ingeniería de perforación, cuyos resultados generales se resumen en este documento, está sujeta a ajustes y refinamientos, por cuanto es Ingeniería conceptual, y por ende, en desarrollo. Una vez se completen más estudios y se completen las labores de ingeniería de detalle, se tendrá un programa más detallado, el cual será la base de las labores a ejecutar Costa Afuera.

1.2. Abreviaturas del idioma Inglés usadas en este documento

Se han incluido la mayor parte de términos en idioma Español (Castellano). Sin embargo, algunos términos o abreviaturas pueden aún encontrarse en parte de este documento. Con el fin de evitar confusiones, a continuación se lista los términos y abreviaturas en Inglés que pueden estar presentes en este documento.

Abreviatura Significado en idioma original Significado en Castellano

AMSL Above Mean Sea Level Sobre el nivel medio del mar

API American Petroleum Institute Instituto Americano del Petróleo (API)

APWD Annulus Pressure while drilling Presión anular mientras se perfora

Bbl / bbl Barrels Medida volumétrica de barril (42 galones USA)

BGL Below Ground Level Debajo del nivel del suelo

BHA Bottom Hole Assembly Aparejo o Ensamblaje de Fondo

BHP Bottom Hole Pressure Presión en el fondo del pozo

BHST Bottom Hole Static Temperature Temperatura en el fondo del pozo a condiciones

estáticas

BHCT Bottom Hole Circulating

Temperature

Temperatura en el fondo del pozo a condiciones

de circulación

BML Below Mud line Debajo del nivel del lecho marino

BMSL Below Mean Sea Level Por debajo del nivel medio del mar




BOP Blow Out Preventer Preventora para control de pozo

BPV Back Pressure Valve Válvula de contra presión

BRT Below Rotary Table Debajo de la mesa rotaria-piso de perforación

BUR Build-up rate Tasa de incremento de ángulo de inclinación

(perforación direccional)

CaCO3 Calcium Carbonate Carbonato de Calcio

CBL Cement Bond Log Registro de adherencia del cemento

CCU Cargo Carrying Unit Canasto o canasta de carga

CH Cased Hole Hueco entubado o revestido

CO2 Carbon Dioxide Dióxido de Carbono

Cps Centipoise Centipoise - unidad de medida de viscosidad

DC Drill Collar Porta-barrenas, Porta-mechas

DIF Drill-In Fluid Fluido especial para perforar reservorio

DLS Dog Leg Severity Severidad del cambio en la trayectoria direccional

DP Drill pipe Tubería de perforación

ECD Equivalent Circulating Density Densidad equivalente de Circulación (DEC)

EMW Equivalent Mud Weight Peso de lodo equivalente

EOB End of Build Point Punto de final de construcción de ángulo de

inclinación

EOC End of curve Punto de final de curva

ESD Equivalent Static Density Densidad equivalente a condición estática

FIT Formation integrity test Prueba de integridad de la formación

FJ Flush Joint Conexión lisa (sin acople)

FOSV Full opening safety valve Válvula de seguridad de apertura total (conocida

comúnmente como TIW)

ft Feet Pie (unidad de medida de longitud)

GPM/gpm Gallons per Minute Galones por minuto

GR Gamma Ray Registro de Rayos Gamma




GWD Gyro while drilling Registro giroscópico mientras se perfora

H2S Hydrogen Sulphur Sulfuro de Hidrógeno

HSE Health, Safety and Environment Salud, Seguridad industrial y Medio Ambiente

HSI Horsepower per Square Inch Caballos de fuerza por pulgada cuadrada

HP Horse power Caballos de fuerza

HPHT High pressure-High temperature Alta presión-Alta temperatura

HT High Torque Alto Torque

HWDP Heavy Wate Drill Pipe Tubería de perforación de alto peso

IADC

International Association of

Drilling Contractors

Asociación Internacional de Contratistas de

Perforación

IBC Image Behind Casing Imagen detrás del revestimiento

ID Inside Diameter Diámetro interno

in INCH Pulgada (unidad de medida de longitud)

IWCF

International Well Control Forum Foro Internacional de Control de Pozo

J-U Jack-up Plataforma Auto-elevable

KCl Potassium Chloride Cloruro de Potasio

KMW Kill mud weight Peso de lodo de matar el pozo

KOP Kick Off Point Punto de inicio de trabajo direccional.

LCM Loss Circulation Material Material para control de pérdidas de circulación

LINER Liner Tubería de revestimiento colgada (tramo corto)

LOT Leak off Test Prueba de Goteo o fuga a la formación

LTI Lost Time incident Incidente con pérdida de tiempo laboral

LWD Logging while drilling Registro mientras se perfora

MASP Maximum allow Surface pressure Presión máxima permitida en superficie

M/U Make Up (M/U) Torque - Apriete

MBT

Methyl Blue Test (Shale

Concentration in Mud)

Prueba de azul de Metileno (concentración de

arcilla en el pozo).




MD Measured Depth Profundidad Medida

MDT Modular formation dynamics

tester

Probador modular de la dinámica de la formación

MDBML Measured Depth below Mud line Profundidad medida desde el lecho marino.

MDBRT Measured Depth below Rotary

Table

Profundidad medida desde la mesa rotaria (piso

de perforación).

ML Mud line Lecho marino

MLS Mud line suspension system Sistema de suspensión en el lecho marino

MODU Mobile offshore drilling unit Equipo móvil de perforación costa afuera

MSDS Material Safety Data Sheet Hoja de datos de Seguridad de un material o

producto

MSL Mean Sea Level Nivel medio del Mar

MW Mud weight Peso o densidad de lodo

MWD Measurement while drilling Herramienta para tomar desviaciones

direccionales mientras se perfora.

N/D Nipple down Desmontar

N/U Nipple up Montar

NC50 Numbered Connection 50 Conexión Número 50 del API

NMDC Non-Magnetic Drill Collar Porta-barrenas de material no magnético-

NPT Non-Productive Time Tiempo no productivo

OBM Oil Based Mud Lodo base aceite

OD Outside Diameter Diámetro Externo

OH Open Hole Hueco Abierto

OIM Offshore installation manager Gerente de instalación costa afuera

OSV Offshore Supply Vessel Barco de suministro costa afuera

OWC Oil Water Contact Contacto Agua - Aceite

OWR Oil -water ratio Relación Agua - Aceite

P&A Plugging and Abandonment Taponamiento y Abandono

P/U Pick Up Levantar




PDC Polycrystalline Diamond

Compact (cutter)

Cortador de diamante poli-cristalino compacto

(barrenas)

PDM Positive Displacement Motor Motor de desplazamiento positivo

PJSM Pre-Job safety meeting Junta de Seguridad pre-operacional

POOH Pull Out of Hole Sacar del hoyo

ppf / # Pounds per foot Libras por pie

PPFG Pore pressure - Frac gradient Presión de poro - Gradiente de fractura

PPG /ppg Pound per gallon Libras por galón

PPGE/ppge Pound per Gallons Equivalent

Density

Densidad equivalente en libras por galón

PSI/psi Pounds per Square Inch Libras por pulgada cuadrada

PSV Platform Supply Vessel Barco de suministro a plataforma

PV Plastic viscosity Viscosidad plástica

PVT Pit Volume Totalizer Totalizador de volumen de las presas

R/U Rig Up (R/U) Armar

REG Regular connection (API) Conexión tipo Regular (API)

RES Resistivity Registro de Resistividad

RSS Rotary Steerable System Sistema de orientación direccional rotativo

RIH Run in Hole Correr en el hoyo

ROP Rate of Penetration Tasa de penetración - perforación

RPM Revolutions per Minute Revoluciones por minuto

ROV Remote Operated Vehicle Submarino operado a control remoto

RT Rotary Table Mesa rotaria o piso de perforación

RTE Rotary Table Elevation Elevación de la Mesa rotaria o piso de

perforación

SDE Senior Drilling Engineer Ingeniero Sénior de perforación

SFJ Semi-Flush Joint Junta casi-lisa (sin acople)

SG Specific Gravity Gravedad Especifica de un fluido; equivalente a gr/cc




SCR Slow circulation rate Tasa o gasto de bomba reducido / lento

SPP Standpipe pressure Presión en la línea de bombeo de lodo

T&C Thread & Coupled Roscado y Acoplado

TCI Tungsten carbide insert Inserto de carburo de tungsteno (barrenas)

TD Total Depth Profundidad total

TFA Total flow area Área total de flujo

TOC Top of Cement Tope o cielo del cemento

TOL Top of Liner Tope del revestimiento colgado

TVD True Vertical Depth Profundidad vertical verdadera

TVDBRT True Vertical Depth below rotary

table

Profundidad vertical verdadera medida desde la

mesa rotaria (piso de perforación).

TVDSS True Vertical Depth Sub-sea Profundidad vertical verdadera medida desde el

nivel medio del mar

TWCV Two-way check valve Válvula de verificación bidireccional

VDL Variable Density log Registro de Densidad Variable

VS Vertical Section Sección Vertical

WH Well head Cabezal de pozo

WBM Water Based Mud Lodo base agua

WOB Weight on Bit Peso sobre la barrena

WOC Wait on cement Esperar fragüe de cemento

WSS Well site supervisor Supervisor de sitio del pozo

Xmas Christmas (Production) Tree Árbol de producción

WT Wall thickness Espesor de pared (revestimiento)

Wt weight peso

XO Cross-Over Sub Sustituto convertidor- adaptador

YP Yield Point Punto de cedencia




2. Datos Generales

2.1. Información General del Pozo

Nombre del pozo Pakal-1

Bloque / Concesión Área 2 (México, Ronda-1 - Licitación 1 CNH)

Área / Región Coatzacoalcos, Estado Veracruz, México

Clasificación del pozo Exploratorio

Tipo de pozo Posible Productor de Aceite

Tipo de construcción de pozo Costa Afuera, Aguas Someras, Vertical, Abandono

Objetivos Estratigráficos Pliestoceno, Mioceno Superior y Medio. Arenas/ Reservorios

Coordenadas WGS-84/UTM-15 X (m) : 352,960 Y (m) : 2,024,377

Tamaño de los Objetivos Círculos de 100m de radio con centro en los puntos de entrada preferidos

Producción y tipo de fluido esperados Aceite de 28 grados API

Profundidad Total estimada (TD) Criterio para TD

4365 MDBRT / – 4330m TVDSS Suficiente espacio debajo de la base del Objetivo, para evaluación con registros eléctricos

Profundidad del Agua -. provisional 30 metros

Elevación de la plataforma Auto-elevable de perforación (RT) - provisional

35 metros sobre el Nivel medio del Mar (AMSL)

Distancia Mesa rotaria al Lecho Marino 65 m MDBRT

Tipo de Equipo de Perforación definido preliminarmente.

Unidad de perforación marina móvil (MODU), tipo Plataforma Auto-elevable (Jack up), de 3,000 HP, con Patas de soporte independientes (ILC)

CONTRATISTA A definir

Denominación del equipo A definir

Profundidades de Asentamiento de Revestimientos - provisionales

MD (BRT) TVD (BRT)

30” Revestimiento Conductor 200 m 200 m

20” Revestimiento de Superficie 1,000 m 1,000 m

13-5/8” Revestimiento intermedio 2,200 m 2,200 m

9-5/8” Revestimiento de Producción 3,500 m 3,500 m

8-1/2” Hueco Abierto 4,365 m 4,365 m




3. Ubicación del pozo y de pozos de referencia:

El pozo está ubicado en Aguas someros del Golfo de México bajo Jurisdicción Mexica, Aproximadamente a 17 Km al Norte del Puerto de Coatzacoalcos, Estado de Veracruz. Se estima que posee una lámina de agua de 30m y se ubica en la cuenca marina sur del GoM.

La Figura 1 muestra la ubicación propuesta para el pozo el cual se encuentra, según sus coordenadas en:

X (m): 352,960

Y (m): 2,024,377

WGS84 – UTM 15N

A modo de referencia, el pozo se encuentra a 115km al Sur-Oeste del bloque Hokchi o a 135 km al Sur-Oeste del puerto de Dos Bocas de Paraíso Tabasco (145 km aprox de ruta navegable).

Los pozos de referencia considerados para el análisis del pozo Pakal-1 son:

LUHUA-1 @ 4.2 km al Sur-Este

XAXAMANI-1 @ 13.6 km al Sur-Este

NAMACA-1 @ 12.3 km Este

TONALLI-1 @ 16.0 km al Sur-Este

Figura 1: Ubicación Bloque 2, Bloque 31 y Hokchi




Pakal-1

Tonalli-1

Namaca-1

Octli-1

Xaxamani-1

Ihzaz-1

Xicope-1

Chichini-1

Luhua-1

Figura 1-1: Ubicación propuesta para Pakal-1

4. Geología

El pozo tiene por objetivo definir la existencia de una acumulación de hidrocarburos en la trampa y los objetivos identificados y/o en cualquier otro nivel atravesado por el pozo, definir propiedades sedimentológicas, petrográficas y petrofísicas de dichos intervalos, estimar un rango de capacidad productiva; refinar la estimación volumétrica de recursos.

Obtener información geológica y geofísica a lo largo de toda la columna estratigráfica perforada por el pozo a fin de optimizar futuras operaciones de exploración, delineación y desarrollo.

4.1. Tabla de Prognosis Geológica - Cronoestratigrafía

Asumiendo una Elevación de la mesa rotaria de 35m sobre el nivel del mar (air gap), y una profundidad del agua de 30m, se tienen pronosticadas las siguientes profundidades:

Profundidad

mTVDSS

Profundidad Medida mTVDBRT

Incertidumbre + / - (m)

Objetivo

Nivel del Mar 0 30

Lecho Marino 30 65

P1 - Cima 2,200.0 2,235.0 100 "P1"

P1 - Base 4,300.0 4,335.0 100

Profundidad Total 4,365.0




Los datos de tope y base del reservorio P1, son datos estimados y podrán ser ajustados al momento de finalizar el procesamiento final de la sísmica.

4.2. Gradientes de Presión de Poro y de Fractura

Basados en la información obtenida de los pozos de referencia (Área 31, Área 2 y otros pozos de referencia), se han graficado las curvas de densidad de lodos de perforación, las pruebas de Goteo (Leak-off Test), las pruebas de equivalente de densidad y los eventos de influjos y pérdidas de fluido en el fondo del pozos, adicionalmente se realizó un estudio de presión poral con la empresa e-Seis del análisis de toda esta información se obtuvieron los Figuras 2 y 3.

Sera parte del desarrollo de la ingeniera Básica para este pozo la realización de un estudio Geomecánico con el fin de determinar con mayor certeza los gradientes de presión de poro y de fractura, que entre otras cosa permitirá corroborar la profundidad de asentamiento de las sarta de revestimiento, así como también servirá para poder establecer las densidades de lodos requeridas para perforar el prospecto reduciendo los potenciales problemas de estabilidad de pozo. Se espera tener este estudio listo en el Cuarto trimestre del 2018.




TONALLI-1 Water Influx

Chichini-1 Kick-1

Chichini-1 Kick-2

Chichini-1 Kick-3

Xícope-1 Kick-1

Xícope-1 ST Kick-2Luhua-1 Test 1

Luhua-1 Test 2

Ihzaz-1 Test 1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.9 1.1 1.3 1.5 1.7 1.9 2.1 2.3 2.5

TVD[mts]

MW [sg]XAXAMANI-1 MW

NAMACA-1 MW

LUHUA-1 MW

TONALLI-1 MW

XICOPE-1 MW

IHZAZ-1 MW

LUHUA-1SHOEIHZAZ-1SHOEXAXAMANI-1SHOENAMACA-1SHOETONALLI-1SHOELUHUA-1 LOT

IHZAZ-1 LOT 1

XAXAMANI-1 LOT

NAMACA-1 LOT

TONALLI-1 LOT

Bacab-1 PP Cent Max [sg]

Bacab-1 FG [sg]

Pakal-1 FG [sg]

Pakal-1 PP-V [sg]


Chichini-1 Kick-1

Chichini-1 Kick-2

Chichini-1 Kick-3

Xícope-1 Kick-1

Xícope-1 ST Kick-1

Xícope-1 ST Kick-2

NAMACA-1 Wtr Influx

Tonalli-1 MDT

Xaxamani-1 Test

Luhua-1 Test 1

Luhua-1 Test 2

Ihzaz-1 Test 1

Ihzaz-1 Test 1

Pakal-1 OBG [sg]

Pakal-1 PP-Min [sg]

Pakal-1 PP-Q [sg]

Bacab-1 PP-Min [sg]

Pakal-1 Max MW [sg]

Figura 2. Eventos pozos offset área 31 y área 2

Del análisis de la información evaluada en los pozos offset se observa una sobre presión regional que empieza en un intervalo entre los 1100 a 1600 metros. Para los pozos offset más cercanos a la locación de Pakal-1, Luhua-1, Ihzaz-1, Tonalli-1 esta sobre presión también está presente, pero la pendiente de incremento en la presión poral tiene un




gradiente más bajo que en los pozos hacia el sur del prospecto esto puede estar relacionado con la cercanía a las intrusiones salinas.

Lo anterior concuerda con el estudio de presiones elaborado por la empresa eSeis recibido Agosto 2018, que muestra incrementos máximos de presión alrededor de 1200 mtrs y muestra un aumento claro en la presión después de los 2100 metros de profundidad, este incremento se hace progresivo hasta la profundidad total del pozo a los 4365 metros. (Figura 3)

Figura 3. Curva de presión Poral y Fractura provista por Talos eSeis análisis




Del análisis de las curvas se puede establecer las profundidades de revestimiento para aislar sobre presiones adicionalmente se puede establecer los pesos de lodo recomendados para cada uno de los intervalos de pozo. Los mismos serán tabulados en la sección de fluidos del presente documento.

También se puede observar que la ventana operativa entre los gradientes de presión de poro y presión de fractura presenta un margen óptimo para el manejo de la densidad equivalente de Circulación (ECD) y tolerancia al brote.

Sin embargo habría que identificar las razones por la cuales pozos como Ihzaz-1 muestran una presión anormal por arriba de los 1.65 SG equivalente a profundidades de 1700 metros de comprobarse que puede ser una anomalía regional se tendría que revaluar la profundidad del revestimiento de 13-5/8” basado en el LOT obtenido en el zapato de 20”

Hacia profundidad total del pozo se observa una presión superior a los 10.000 psi, considerando para exploración una columna de gas en el interior de la tubería, la MASP estaría por arriba de 10.000 psi requiriendo equipo de wellhead y BOP con ratings de presión de 15.000 psi.

Figura 4 Distancia de los pozos offset a Pakal

En la Figura 4 se observa las distancias de los pozos offset más cercano, siendo Luhua-1 el más representativo al igual que Ihzaz-1. Estos dos pozos se pueden correlacionar por los horizontes someros ya que las profundidades finales alcanzan los 2000 metros. Para poder correlacionar información de ambientes más profundos se incluyó el pozo Tonalli-1 que se perforo hasta una profundidad de 4700 metros.

En la figura 5 solo consideran los pozos más cercanos.





Luhua-1 Test 1

Luhua-1 Test 2

Ihzaz-1 Test 1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.9 1.1 1.3 1.5 1.7 1.9 2.1 2.3

TVD[mts]

MW [sg] LUHUA-1 MW

TONALLI-1 MW

IHZAZ-1 MW

LUHUA-1 LOT

IHZAZ-1 LOT 1

TONALLI-1 LOT


Bacab-1 FG [sg]

Pakal-1 FG [sg]

Pakal-1 PP-V [sg]


Tonalli-1 MDT

Luhua-1 Test 1

Luhua-1 Test 2

Ihzaz-1 Test 1

Ihzaz-1 Test 1

Pakal-1 OBG [sg]

Pakal-1 PP-Min [sg]

Pakal-1 PP-Q [sg]

Bacab-1 PP-Min [sg]

Pakal-1 Max MW [sg]

FIT

Figura 5 Análisis MW Vs Profundidad de offset pozos más cercanos




4.3. Perfil de Temperatura

El documento de prognosis proporcionado por Exploración especifica como gradiente de temperatura esperable de 3.1 °C/100m TVD y, este gradiente está representado en el grafico 3 como [Gradient “Geology”] y se representa como el gradiente máximo esperado. Adicionalmente se representan los datos de temperatura obtenidos en los ensayos de formación del pozo Luhua-1 y Tonalli-1.

El gradiente de temperatura representando el ajuste con los datos de ensayo de formación del pozo Luhua-1 es de 2.48 °C/100 m TVD y representa el gradiente más probable del pozo Pakal-1.

Finalmente tenemos el gradiente de temperatura mínimo esperado el cual representa a los datos obtenidos en las mediciones de puntos de presión y temperatura que se realizaron en el pozo Tonalli-1 y que en el intervalo de los 3350m TVD las mediciones quedan representadas por este gradiente de temperatura menor el cual alcanza los 2.05 °C/100m TVD. En la profundidad final del pozo se estima una temperatura de 130°C.

Figura 6 Perfil de Temperatura Estático

5. Programa de Revestimiento

5.1. Profundidades y propiedades de los revestimientos

Este Programa de Revestimiento presenta las profundidades de asentamiento de cada tubería, desarrollado sobre la base inicial de los requerimientos del pozo (Prognosis).

El diseño del pozo incluye cuatro sartas de revestimiento (30”, 20”, 13-5/8”, 9-5/8”) la sección de yacimiento será dejada a hueco abierto.




En la Figura 7 se puede apreciar las profundidades de asentamiento de cada zapato de Casing en función del perfil de presiones esperado.

Tamaño

(pulgadas)

Profundidad Asentamiento

Grado

Peso por pie

lb/pie

Especificaciones

Conexión MD BRT

(m)

TVD BRT

(m)

Estallido

(psi)

Colapso

(psi)

Tensión

(Klbs)

30" 200 200 X-52/

X-65 310.0 3,045 1,690 4,540

S-60 MT / Viper / RL4

20” 1,000 1,000 X-56 133.0 3,060 1,450 1,125 RL-4S / XLF /

ER

13-3/8"

13-5/8” 2,300 2,300

P110

Q-125

72.0

88.2

7,400

10,030

2,880

4,800

1,856 / 2,282

Wedge 523 Conexión lisa o semi-lisa

9-5/8" 3,500 3,500 P110

Q-125 53.5

10,900

12,390

7,950

8,440

1,260

1,432

Wedge 523

Conexión lisa o semi-lisa





Chichini-1 Kick-1

Chichini-1 Kick-2

Chichini-1 Kick-3

Xícope-1 Kick-1

Xícope-1 ST Kick-2Luhua-1 Test 1

Luhua-1 Test 2

Ihzaz-1 Test 1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0.45 0.65 0.85 1.05 1.25 1.45 1.65 1.85 2.05 2.25

TVD[mts]

MW [sg]XAXAMANI-1 MW

NAMACA-1 MW

LUHUA-1 MW

TONALLI-1 MW

XICOPE-1 MW

IHZAZ-1 MW

LUHUA-1 LOT

IHZAZ-1 LOT 1

XAXAMANI-1 LOT

NAMACA-1 LOT

TONALLI-1 LOT


Bacab-1 FG [sg]

Pakal-1 FG [sg]

Pakal-1 PP-V [sg]


Chichini-1 Kick-1

Chichini-1 Kick-2

Chichini-1 Kick-3

Xícope-1 Kick-1

Xícope-1 ST Kick-1

Xícope-1 ST Kick-2

NAMACA-1 Wtr Influx

Tonalli-1 MDT

Xaxamani-1 Test

Luhua-1 Test 1

Luhua-1 Test 2

Ihzaz-1 Test 1

Ihzaz-1 Test 1

Pakal-1 OBG [sg]

Pakal-1 PP-Min [sg]

Pakal-1 PP-Q [sg]

Bacab-1 PP-Min [sg]

Pakal-1 Max MW [sg]

30"

20"

13-3/8"

9-5/8"

FIT

Figura 7 Esquemático de pozo vs presiones de poro y gradientes de fractura

Notas:




• El requerimiento técnico, y la disponibilidad de ciertos grados y conexiones puede hacer modificar la selección de sartas de revestimiento a ser corridas finalmente.

• Las profundidades de asentamiento son provisionales y podrán ser ajustadas de acuerdo a las recomendaciones inferidas del estudio de Geo-mecánica y de acuerdo a los puntos expuestos más adelante.

5.2. Contingencias

Contingencia Somera: En caso que el revestimiento de 20” quede aprisionado durante la bajada antes de llegar a fondo. Se cementara en su lugar y se efectuará drill out, se evaluará la posibilidad de perforar adelante teniendo en cuenta el Kick Tolerance. Revestimiento de 16” 94.5#/ft P-110. Sera usado como contingencia en caso de esta eventualidad.

Contingencia intermedia: Para problemas de pozo que puedan ocurrir debajo del 13.5/8” o si el 13-5/8” queda aprisionado fuera de fondo (con un considerable longitud de pozo abierto no entubado), se propone:

o Colgar liner de 11-7/8” como otro revestimiento intermedio, teniendo que ampliar el hueco de 12-1/4” a 14-3/4. Perforar el hoyo siguiente con 10-5/8” ampliando a 12-1/4” para luego asentar un 9-5/8” sarta completa o tubería corta dependiendo del revestimiento anterior, esto al tope del yacimiento.

Contingencia profunda: si se tiene que asentar el revestimiento de 9-5/8” antes del tope de la zona de interés se generan dos posible opciones:

o Contingencia de asentar 7-5/8” al tope de la zona de interés y terminaría con hueco abierto de 6.5” hasta TD

o Perforar 8-1/2” hasta la profundidad final esto dependería de la ventana operativa que se tenga.

Revestimientos de Contingencia

Tamaño

(pulgadas) Grado

Peso por pie

lb/pie

Especificaciones

Conexión Estallido

(psi)

Colapso

(psi)

Tensión

(Klbs)

16” P-110 94.5 6,760 2,190 1,225 HD 521 Conexión lisa o semi-lisa

11-7/8" P-110 71.8 9,430 5,290 1,689 HD 521 Conexión lisa o semi-lisa

7-5/8” P-110 39 12,620 11080 1,231 HD 521 Conexión lisa o semi-lisa




5.3. Criterio para el asentamiento del revestimiento

El Criterio para definir los puntos de asentamiento del revestimiento está basado en la prognosis geológica y los perfiles de presión de poro y gradientes de fractura, al igual que a consideraciones de tipo estructural.

Revestimiento Conductor de 30”

El uso de este conductor de 30” es requerido para brindar soporte estructural para el Equipo de desviación de influjos (diverter), a ser instalado para perforar la sección de 26” adicionalmente cubrir la zona de arenas someras permitiendo así alcanzar una resistencia al zapato que prevenga pérdidas durante la perforación de la sección de 26”. El conductor de 30” se requiere posicionarlo a 200m MDBRT.

Se planea perforar con un ensamblaje de 36” hasta 200m MDBRT, lo cual ya se ha hecho sin mayores dificultades en los pozos offset.

El estudio geotécnico podría garantizar la posibilidad de hincar este conductor, sin embargo al momento con la información en los pozos offset y analizando el riesgo-beneficio se recomienda perforarlo y cementarlo.

Revestimiento de Superficie de 20"

Una vez sentado el conductor de 30”, se perforará un hueco de 26” hasta la profundidad de

1000mTVD /1000mDBRT.

El criterio de selección de la profundidad de asentamiento del revestimiento de 20” es:

1- El de obtener una buena prueba de Goteo (FIT/LOT), tal que se consiga la tolerancia al influjo suficiente para poder entrar dentro de la rampa de presión de poro en la siguiente etapa del hueco.

2- Evitar entrar en la zona de potenciales influjos de pozo teniendo solamente el sistema de Desviación de influjos (Diverter).

Revestimiento Intermedio de 13.5/8"

El revestimiento de 13.5/8 se asienta en la zona competente de Lutitas (en la rampa de presión) a 2,200MBRT, sin entrar a la zona máxima de presión por debajo de 2500MBRT. El objetivo es obtener una prueba de goteo necesaria para perforar de manera segura la siguiente sección de hueco.

Información del pozo Ihzaz-1 sugiere que la máxima profundidad para esta sección seria de 1700 MBRT sin embargo regionalmente este se encuentra a más de 10km de la locación seleccionada para Pakal-1

Revestimiento de Producción de 9-5/8"

Se planea perforar la sección de hueco de 12-1/4” hasta el tope de la zona de interés a +/- 3,500m, y asentar allí el revestimiento de producción de 9-5/8” para aislar la parte alta de la rampa de presión de poro (2500-3500 m MDBRT), y logrando el aislamiento hidráulico del reservorio para su posterior perforación y evaluación.




El revestimiento de 9-5/8” está planeado como una sarta completa sin embargo en la etapa de diseño definitivo se evaluará la posibilidad de correr tubería corta. Esto dependerá de las presiones de formación máxima revisadas y del revestimiento intermedio seleccionado sea 13-5/8”.

En caso de asentarse el Revestimiento de 9-5/8” antes de la profundidad planeada se prevé como contingencia un revestimiento colgado (liner) de 7-5/8”, el cual requerirá perforar un hueco de 8-1/2 hasta el tope del reservorio, para luego perforar el reservorio en hueco de 6.5”.

5.4. Factores de Diseño

Tamaño

(pulgadas)

Profundidad Asentamiento

Mínimos Factores de Diseño para los revestimientos

MD BRT

(m)

TVD BRT

(m) Estallido Colapso Tensión Triaxial

30" 200 200 1.0 1.10 1.40 1.25

20” 1,000 1,100 1.0 1.10 1.40 1.25

13-3/8"

13-5/8” 2,200 2,200 1.0 1.10

1.40 1.25

9-5/8" 3,500 3,500 1.0 1.10 1.40 1.25

Esta tabla es del Estándar interno 005 Diseño de Casing

Los Factores de Diseño son calculados usando el paquete de computación (software) Wellcat.

5.5. Tolerancia al influjo

Sección / Hueco

Zapata y mTVD BRT

Gradiente de

Fractura (SG)

Presión de Poro Anticipada Peso de

lodo planeado

(SG)

Tolerancia al influjo (bbl) Min

(SG) Max (SG)

17-1/2" 20” @1000 m 1.78 1.24 1.44 1.60 SG 80

12-1/4" 13.5/8”@2200 m 1.97 1.40 1.58 1.80 SG 126

8-1/2" 9-5/8” @3500 m 2.08 1.62 1.80 1.90 SG 52

Los cálculos son realizados usando parámetros del Estándar OTD-EST-002

Para la sección de hueco de 17-1/2”, en caso de obtenerse un valor menor de 1,73 SG EMW en la prueba de Goteo (LOT), se procederá a evaluar la situación y decidir las medidas preventivas y correctivas a que haya lugar.

Los siguientes parámetros fueron usados para el cálculo de tolerancia al influjo:

Intensidad del kick de 0.12sg




Margen de seguridad por manejo de equipo de presión igual a 100psi

Perfil de temperatura de la figura 6

Fluido de influjo usado como peor caso es gas

6. Programa de Fluidos de Perforación

Este programa está sujeto a cambios y ajustes que se realizarán luego de que se realice las asignaciones de los servicios y, particularmente dependiendo de la compañía que se seleccione para la prestación del servicio de Fluidos de perforación y completamiento.

6.1. Sección de Hueco de 36”

Tipo de Fluido: Agua de Mar y píldoras viscosas con bentonita con densidad aproximada a 1.2 SG usado para limpiar el hueco y estabilizarlo previo a la corrida del conductor de 30”

6.2. Sección de Hueco de 26”

Tipo de Fluido: Lodo Base Agua (WBM)

Propiedad Unidad Mínimo Máximo

Densidad gr/cc, SG 1,05 1,25

Viscosidad Embudo API (FV) segundos 50 70

Viscosidad Plástica (PV) Centipoise 12 18

Punto de Fluencia (YP) lb/100pie2 15 20

Gel 10 segundos lb/100pie2 6 12

Gel 10 minutos lb/100pie2 8 15

Filtrado API cc /30min 6 12

Solidos % Vol. 7 10

MBT lb/bbl SC SC

Perfil de ECD estimado para la sección de 26”




Figura 8 – Perfil de ECD estimado para sección 26”

6.3. Sección de Hueco de 17-1/2”

Tipo de Fluido: Lodo Base Aceite (OBM), emulsión inversa.

Propiedades Unidad Mínimo Máximo

Densidad g/cc, SG 1,30 1,60




Estabilidad eléctrica mili voltios 700




Pom (alcalinidad de fenolftaleína) cm3 2 3

Filtrado HPHT cc /30min 4 6

Relación Aceite/Agua relación vol. 80/20 85 / 15

Sólidos de baja gravedad (LGS) % Vol. 5

Cloruros en agua mg/l 180.000 220.000




Figura 9 – Perfil de ECD estimado para sección 17 1/2”

















Perfil de ECD estimado para la sección de 12-1/4”





















Perfil de ECD estimado para la sección 8-1/2”





6.6. Contingencias y aspectos de diseño

Para perforar la sección desde 1000m hasta la profundidad final del pozo se estiman usar alrededor de 14,400 bbls de Emulsión inversa (ya sea como lodo listo ya preparado, o como base diésel y aditivos para prepararlo). Este volumen incluye un exceso de volumen contemplando 300 bbl de pérdidas de circulación y las pérdidas de lodo por humectación de recortes.

El fluido de perforación debe incorporar una estrategia para incluir un tratamiento de fortificación de la cara del pozo (well bore strenghtening), para la prevención de perdida de circulación. El programa del pozo también incluirá las guías de manejo de los factores que afectan la densidad equivalente de circulación (DES o ECD).




7. Programa de Cementación

Los diseños finales de los trabajos se revisaran, para producir un programa detallado de cementación antes del inicio del pozo

7.1. Conductor de 30”

Tipo de Trabajo: Una sola etapa, sarta interna sin acoplamiento

Tope del cemento: Lecho marino

Lechada de Cemento: 1.87 SG (15.6 ppg)

Objetivo: Tener retorno de cemento al fondo marino

Descripción de la lechada: A ser confirmada en programa detallado

Centralización: Ninguna

Equipo de flotación: Zapato guía. Collar flotador doble válvula de 30”

Sistema de sarta interna (inner string).

7.2. Revestimiento de superficie de 20”

Tipo de Trabajo: Dos lechadas, sarta interna con acoplamiento

Tope del cemento: Aprox. 110m MDBRT (50m debajo del lecho marino).

Lechadas de Cemento: 1.50 SG (12.5 ppg) – Relleno con bloqueador de gas

1.81 SG (15.1 ppg) – Amarre con bloqueador de gas

Objetivo: Cumplir con el tope de cemento planeado y obtener

una prueba de goteo suficiente para perforar la siguiente sección en forma segura.


Centralización: 1,000m a 200m MDBRT - 1 centralizador por junta.

De 200m BRT a superficie- 1 centralizador / 3 juntas

Equipo de flotación: Zapato flotador

Collar flotador, para sarta interna (inner string).

Notas Importantes:

1. Se tendrá listo un ducto para lavar el cemento en el anular 30”x20”, por encima del Mud line, tal como una manguera o tubería de diámetro pequeño esto facilitara el corte de tubería para el abandono definitivo.

2. En este revestimiento de 20” es importante disminuir su área de contacto con la cara del pozo en zonas permeables tales como entre 290 m a 350m, siendo esto más importante que la centralización como tal (stand-off).

3. Se usarán centralizadores rígidos o similares que permitan usar herramientas de corrida de revestimiento (CRT) o herramientas impulsadoras, para rotar el




revestimiento sin mayores riesgos de romper las aletas de los centralizadores. Y lograr un standoff adecuado para asegurar una buena calidad de cementación.

4. Se controlará el tiempo de fragüe de la lechada de cementación (Thickening time), para esperar el tiempo requerido antes de hacer el trabajo de montaje del cabezal de pozo y Preventoras (BOP).

5. Se controlará el tiempo de transición y/o cierre de la lechada de cemento con control de gas que el mismo sea menor a 25 minutos y que asegure evitar la migración de gas o agua a alta presión durante el tiempo de pasaje de la lechada de cemento de líquido a sólido.

7.3. Revestimiento intermedio de 13.5/8”

Tipo de Trabajo: Una lechada, con cabeza y tapones de cementación

Tope del cemento: 850m (150m dentro del revestimiento anterior)

Lechadas de Cemento: 1.92 SG (15.6 ppg) con bloqueador de Gas

Objetivo: Cumplir con el tope de cemento planeada y obtener una prueba de goteo suficiente para perforar la siguiente sección en forma segura


Centralización: Zapato hasta encima collar flotador: 2 centralizadores / junta

Desde 2,200m a 850 m MDBRT - 1 centralizador cada 3 juntas.

Dos juntas debajo del cabezal de pozo - 1 centralizador cada una

Equipo de flotación: Zapato rimador / flotador

Collar flotador NR

Notas Importantes:

1. Se usarán centralizadores rígidos o similares que permitan usar herramientas de corrida de revestimiento (CRT), para rotar el revestimiento sin mayores riesgos de romper las aletas de los centralizadores. Y lograr un standoff adecuado para asegurar una buena calidad de cementación.

2. Se instalaran centralizadores dejando el revestimiento centralizado justo por debajo y por encima del zapato del revestimiento anterior. Esto ayudaría en el caso de tener que realizar trabajos remediales para sello de espacios anulares.

3. Como barrera secundaria se considera instalar un empaque - empacador hinchable (swellable packer) en el revestimiento de 13-5/8” arriba de 1100m MBRT, para que se hinche en hueco entubado y selle el anular 13-5/8” x 20”. Los cálculos finales de cementación darán más bases para esta opción.

4. Se controlará el tiempo de fragüe de la lechada de cementación (Thickening time), para esperar el tiempo requerido antes de hacer el trabajo de desmontaje de Preventoras (BOP) y montaje de la siguiente sección del cabezal de pozo.




5. Se controlará el tiempo de transición y/o cierre de la lechada de cemento con control de gas que el mismo sea menor a 25 minutos y que asegure evitar la migración de gas o agua a alta presión durante el tiempo de pasaje de la lechada de cemento de líquido a sólido.

7.4. Revestimiento de producción de 9.5/8”

Tipo de Trabajo: Dos lechada, con cabeza y tapones de cementación

Tope del cemento: 100m dentro del zapato anterior

Lechadas de Cemento: 1.86 SG (15.5 ppg)

Objetivo: Cumplir con el tope de cemento planeada y obtener un prueba de goteo suficiente para perforar la siguiente sección en forma segura.

Descripción de la Lechada: A ser confirmada en programa detallado

Centralización: Zapato hasta encima collar flotador: 2 centralizadores / junta

Desde 3,500m a 2,100 m MDBRT - 1 centralizador cada 3 juntas.

Dos juntas debajo del cabezal de pozo - 1 centralizador cada una

Equipo de flotación: Zapato rimador / flotador

Collar flotador NR

Notas importantes:

1. Se usarán centralizadores rígidos o similares que permitan usar herramientas de corrida de revestimiento (CRT), para rotar el revestimiento sin mayores riesgos de romper las aletas de los centralizadores. Y lograr un standoff adecuado para asegurar una buena calidad de cementación.

2. Se instalaran centralizadores dejando el revestimiento centralizado justo por debajo y por encima del zapato del revestimiento anterior. Esto ayudaría en el caso de tener que realizar trabajos remediales para sello de espacios anulares.

8. Plan Direccional y Plan de Registro de Posicionamiento

8.1. Plan Direccional

Este pozo Pakal-1 planeado como vertical, considerando los siguientes objetivos técnicos específicos:

1. Lograr perforar la sección objetivo en una posición óptima para corroborar su espesor verdadero y propiedades.

2. Minimizar la “tortuosidad” del hueco para facilitar la toma de registros / perfiles eléctricos así como también para evitar incrementar la dificultad técnica de las operaciones de corrida de revestimientos.

3. Contribuir al incremento de la eficiencia de perforación.




8.2. Esquemas Direccionales

PAKAL-1 VERTICAL WELL

13 5/8”

Figura 12 – Plan de Pozo

8.3. Plan de Registro de Posicionamiento

Sección de Hueco

Tipo de Herramienta

Intervalo

(MD BRT) Comentarios

30" Totco 62 - 200m Un registro al final de la sección

26" MWD 200 - 1000m Tomar registros de desviación cada 30 metros

17.1/2” MWD 1000 - 2200m Tomar registros de desviación cada 30 metros

12.1/4” MWD 2200 - 3500m Tomar registros de desviación cada 30 metros

8.1/2” MWD 3500 -4365m Tomar registros de desviación cada 30 metros

8.1/2” Gyro 0 – 4365 Tomar registro con Herramienta Giroscópica (buscador de Norte), para tener la desviación y orientación definitivas del pozo.

Se cumplirá con la política de Toma de Registros de Posicionamiento de Trayectorias de Pozos asumida por la EMPRESA, y por la compañía de perforación direccional seleccionada.




8.4. Consideraciones sobre Interferencia Magnética y Anti-Colisión

La información disponible muestra que la trayectoria de este pozo no cruza o intercepta la trayectoria de otro pozo perforado anteriormente en el área.

Por ser el primer pozo a perforarse en el área este pozo no tiene problemas de colisión ni de interferencia magnética. Sin embargo, se debe mantener con la mayor verticalidad posible, especialmente para hasta 1,000m MDBRT, para disminuir la tortuosidad y problemas de torque o desgaste de cañería hacia el final de la perforación.

8.5. Plan de Ensamblajes y Barrenas

Tamaño de Hueco x TR

CASO BASE - Vertical

BHA Tipo Servicio Direccional

36" x 30" 36" bit, Rotary BHA sin Stabs MWD

26" x 20"

26" bit, Rotary BHA con PDM y 3 Stabs LWD/MWD Alternativa 1: Rotary BHA con 3 Stabs

MWD / LWD / Gamma Ray (GR) - Resistivity - Sónico (ondas P y S) - APWD - Dinámica de la sarta. Servicio de Transmisión en RT de: Parámetros operativos, Vibración, Presión anular / ECD, registros LWD (Resistividad con curvas Shallow y Deep, Sónico ondas P y S) Servicio de LWD Memory: Resistividad con las curvas Shallow y Deep, Sonico ondas P y S.

17 1/2" x 13 5/8"

17 1/2" bit, Rotary BHA con Sistema de orientación rotativa (RSS), MWD / LWD Alternativa 1: Ensamble rotario, pendular o empacado con estabilizadores de 17 1/4" o dependiendo de la tendencia del pozo. Alternativa 2: Ensamble rotario con PDM estabilizado con estabilizadores de 17 1/4".

MWD / LWD / Gamma Ray (GR) - Resistivity - Sónico (ondas P y S) - APWD - Dinámica de la sarta. Servicio de Transmisión en RT de: Parámetros operativos, Vibración, Presión anular / ECD, registros LWD (Resistividad con curvas Shallow y Deep, Sónico ondas P y S). Servicio de LWD Memory: Resistividad con las curvas Shallow y Deep, Sonico ondas P y S.

12 1/4" x 9 5/8"

12 1/4" bit, Rotary BHA con sistema de orientación rotativo RSS MWD / LWD Alternativa: Rotario pendular o empacado

MWD / LWD / Gamma Ray (GR) - Resistivity - Sónico (ondas P y S) - Densidad - Neutrón - APWD - Dinámica de la sarta Servicio de Transmisión en RT de: Parámetros operativos, Vibración, Presión anular / ECD, registros LWD (Resistividad con curvas Shallow y Deep, Sónico ondas P y S). Servicio de LWD Memory: Resistividad con las curvas Shallow y Deep, Sonico ondas P y S, Densidad - Neutrón.




Tamaño de Hueco x TR

CASO BASE - Vertical

BHA Tipo Servicio Direccional

8 1/2" OH

8 1/2" bit, Rotary BHA con sistema de orientación rotativo RSS MWD / LWD Alternativa: Rotario pendular o empacado. Se realizará registro total de la trayectoria de pozo con Giróscopo modalidad Wireline.

MWD / LWD / Gamma Ray (GR) - Resistivity - Sónico (ondas P y S) - Densidad - Neutrón - APWD - Dinámica de la sarta. Servicio de Transmisión en RT de: Parámetros operativos, Vibración, Presión anular / ECD, registros LWD (Resistividad con curvas Shallow y Deep, Sónico ondas P y S). Servicio de LWD Memory: Resistividad con las curvas Shallow y Deep, Sonico ondas P y S, Densidad - Neutrón.




9. Evaluación de Formaciones

9.1. Registros Eléctricos con Cable

Los objetivos claves de correr registros de evaluación de formación con Cable:

Determinar las características petrofísicas básicas de la roca y sus fluidos.

Caracterizar el espesor completo y neto del intervalo de interés.

Hacer una caracterización PVT del fluido y comprobar el gradiente de presión.

Definir los caracteres petrofísicos para el ajuste de los modelos de yacimiento.

Determinación y ajustes de las curvas de presión poral y gradientes de fracturas para ajuste en el modelo Geomecánico del Campo.

El programa de Evaluación propuesto por secciones se resume en la siguiente tabla:

Sección de Hueco

Cable Eléctrico

36” Ninguno

26” Ninguno

17 ½” Contingencia: Los mismos registros que con LWD Si se corre cable, se correría un registro de Calibración del Tamaño del hueco (Caliper) Hueco entubado (13-5/8” TR): Rayos Gamma, Registro de Evaluación de Cemento cualitativa y cuantitativa

12 ¼” Presión de Formación e identificación de fluidos en tiempo real y toma de muestra Núcleos de Pared de Hueco, con cable Caliper de 6 brazos 2 de los 4 registros mencionados abajo: Rayos Gamma espectral Resonancia Magnética Nuclear Imagen de pozo Registro Geoquímico (Litoescáner) Hueco entubado (9-5/8” TR): Rayos Gamma, Registro de Evaluación de Cemento cualitativa y cuantitativa

8 ½” Presión de Formación e identificación de fluidos en tiempo real y toma de muestra Núcleos de Pared de Hueco, con cable 2 de los 4 registros mencionados abajo: Rayos Gamma espectral Resonancia Magnética Nuclear Imagen de pozo Registro Geoquímico (Litoescáner) Gyro




9.2. Toma de Núcleos

No se tienen planeado realizar operaciones de toma de núcleos (coring) en este pozo solo se tomarán testigos rotados con herramienta de extracción bajada con unidad de wireline

9.3. Muestreo de cortes, gas y lodo de perforación

Comenzando desde la sección de 36” (~70m MD ó lecho marino)

- Parámetros de perforación: ROP, Carga en el gancho, Posición del bloque, Peso sobre la barrena, Torque, RPM, Presión de Bomba, Flujo bombeado, contador de emboladas para todas las bombas de lodo

- Volumen en cada una de las piscinas / piletas y total

- Transmisión de los datos anteriores en Tiempo real a las oficinas dentro y fuera del Taladro (Supervisor del equipo perforador, oficinas en tierra)

Comenzando desde la sección de 26” (200m MD)

- Gas total y cromatografía a volumen constante o con membrana semi-permeable

- Análisis cualitativo y cuantitativo de CO2 y H2S

- Parámetros de perforación: ROP, Carga en el gancho, Posición del bloque, Peso sobre la barrena, Torque, RPM, Presión de Bomba, Flujo bombeado, contador de emboladas para todas las bombas de lodo

- Volumen en cada una de las piscinas / piletas y total

- Exponente D

- Transmisión de los datos anteriores en Tiempo real a las oficinas dentro del Taladro (Supervisor del Operador, Supervisor del equipo perforador, oficinas en tierra)

Comenzando desde la sección de 26” (200m MD)

- Descripción de los cortes de perforación cada 20-10-5 metros perforados hasta el tope del reservorio. Intervalos a definir.

- Desde 3500m, Descripción de los cortes de perforación cada 5 metros perforados

9.4. Monitoreo y predicción en tiempo real de presión de poro y G.F.

Este servicio será utilizado durante la perforación para calibrar el modelo de Presión de poro y Gradiente de Fractura en Tiempo real, para poder hacer ajustes a las curvas de densidad del lodo de perforación tal como lo vaya requiriendo el pozo. Además, esto ayudará a una determinación más precisa de los puntos de asentamiento de los revestimientos.

9.5. Prueba de producción

No se planea realizar pruebas de presión (DST).




9.6. Programa de Cabezal de Pozo

Se utilizará un Sistema de Cabezal de pozo de superficie, diseñado con cuñas colgadoras de revestimiento que requieran mínima tensión para su energización. Este cabezal será temporal, ya que el pozo será abandonado definitivamente una vez se termine la fase de pruebas del pozo.

El cabezal de 30” x 20” x 13-5/8” x 9-5/8” estaría compuesto por:

Sección “A”

Cabezal de 20” con conector tipo ”Slip-Lock” para la placa base en el conductor de 30”, con 21-1/4” 5K en el tope, con un colgador de revestimiento 21-3/4”x 13-5/8”. Debe tener salidas de 2-1/16” 5K.

Sección “B”

Cabezal de 21-1/4” 5K x 13-5/8” 10K con colgador de revestimiento de 13-5/8”, con salidas de 2-1/16” 10K

Sección “C”

Cabezal de 13-5/8” 10K x 11”10K o 15K con colgador de revestimiento de 9-5/8”, con salidas de 2-1/16” 10K o 15K

La siguiente figura 13 muestra un esquemático del cabezal propuesto (referencial de FMC):

Figura 13 – Cabezal de Pozo




9.7. Programa de Control de Pozo

Se contratará un equipo de perforación que tenga un sistema de Preventoras de mínimo 15,000 que tendría:

1) Un Equipo de Desviación de influjos (diverter)

2) Un sistema de Preventoras de 15,000 psi que podría ser:

a) Combinación 21-1/4” 5 K BOP y 13-5/8” 15K BOP

b) Sistema 18-3/4” 18-3/4” 15 K

9.8. Presiones de pruebas de Preventoras (BOP)

El conjunto de Preventoras BOP se probará en el banco de pruebas (Stump), antes de iniciar la operación. De esta forma, sólo se probará la conexión del cabezal de 20” con la conexión del BOP y las conexiones del arreglo de las BOP con las líneas al manifold, en el momento de instalar el cabezal de pozo. Una prueba funcional del conjunto de BOP será hecha en este momento. A ser Confirmado:

Sistema - Componente

Presión de Prueba (psi)

Comentarios

18-3/4” (15K) BOP - Prueba en el banco de pruebas

15,000 Prueba a la presión de trabajo del equipo, para detectar cualquier problema con el equipo. Prueba de acuerdo a los procedimientos del CONTRATISTA.

Sección A del Cabezal de pozo (5K) y BOP de 18-3/4” 15 K

3,500 La presión máxima en superficie con el pozo lleno de gas seco es de 2,300 psi.

Use un Tapón de pruebas (test plug) para aislar el revestimiento de 20”

Sección B del cabezal de pozo (10K) y BOP de 18-3/4” 15K

8,000 El valor esperado de presión del yacimiento seria alrededor de 7,100 psi en un caso extremo.

Use un Tapón de pruebas (test plug) para aislar el revestimiento de 13.5/8”.

Sección C del cabezal de pozo (15K) y BOP de 18 3/4” 15K

10,000 El valor esperado de presión del yacimiento seria alrededor de 10,000 psi en un caso extremo.

Use un Tapón de pruebas (test plug) para aislar el revestimiento de 9.5/8”.

Las pruebas de presión para el conjunto de BOP, manifold y equipamientos de control de brotes se realizarán cumpliendo el estándar interno 014, que especifica cada 14 días y como máximo 21 días y considerando lo que quede estipulado en el Documento puente de las políticas de Control de Pozo entre compañías siempre que no se superen los 21 días. En




ningún caso se podrán tomar periodos de pruebas BOP y equipamientos de control de brotes mayores a 21 días

Como regla mínima se tomarán los siguientes puntos para la frecuencia de pruebas de equipamientos de control de brotes:

a. Una vez instalada la BOP sobre el Well Head y antes de ser puesto en servicio operativo.

b. Después de la desconexión, reparación o remplazo de cualquier componente (sello, RAM´s, válvulas, bridas, coflexip, etc.) que esté sometido a presión

c. Cada 15 días, aceptando su extensión hasta máximo a 21 días con la aprobación de un ADR por parte del Líder de Operaciones. Por encima de los 21 días no se aceptaran dispensaciones.

Arreglo de BOP Mínimo:

1. Preventor Esférico o Anular

2. Un preventor de arietes de tubería (Pipe Ram) (1)

3. Un preventor de arietes ciegos y cizalla (Blind Shear Ram) (2)

4. Salidas para líneas del choke y kill line arriba de la Ram más baja

5. Un preventor de arietes de tubería (Pipe Ram) (1)

6. Al menos una Válvula manual y una Válvula HCR en la línea de ahogue de 2 1/16” diámetro nominal mínimo.

7. Al menos una Válvula manual y una Válvula HCR en la línea de choque de 3” diámetro nominal mínimo.

9.9. Pruebas de presión para los revestimientos

Las siguientes presiones de prueba están basadas en las suposiciones de que se mencionan para cada revestimiento. Estas suposiciones deben ser revisadas con base en los valores reales de las densidades de lodos, profundidades de asentamiento y presiones de poro realmente observadas durante la perforación del pozo, y los cálculos de las presiones de prueba deben revisarse antes de realizar cada prueba.

9.9.1. Revestimiento conductor de 30” / Sección de Hueco de 26”

Prueba: Máximo 500 psi en superficie con lodo de 1.20 SG en el pozo

Este es un revestimiento que no va a contener presión, ya que se usar un Desviador de Flujo (diverter) para perforar la sección

9.9.2. Revestimiento de 20” / Sección de Hueco de 17-1/2”

Prueba: Máximo. 2,200 psi en superficie con lodo de 1.25 SG en el pozo




Considera para hacer honor a presión de fractura en el zapato de 20” 1.72SG (1.71 x 1.42 x 1000 = 2428psi) y gas hasta superficie. No considera la carga de presión de poro en sección TD de 17-1/2” porque esta presión con gradiente de gas hasta superficie, en la profundidad del zapato de 20” es mayor presión de fractura.

9.9.3. Revestimiento de 13-5/8” / Sección de Hueco de 12-1/4”


Considera para hacer honor a presión de fractura en el zapato de 13-5/8” 1.99SG (1.99 x 1.42 x 2200 = 6300psi) y gas hasta superficie. No considera la carga de presión de poro en sección TD de 12-1/4” porque esta presión con gradiente de gas hasta superficie, en la profundidad del zapato de 13-5/8” es mayor presión de fractura.

9.9.4. Revestimiento de 9-5/8” / Sección de Hueco de 8-1/2”


Considera hacer honor a una carga alternativa de circular un influjo de 200bbls con 0.12sg de intensidad de kick




10. Diagrama del pozo (Sarta Completa)

Updated: 12-sep-18

MDBRT TVDBRT TVDSS RT

[m] [m] [m]

Gap SL-RT: 31 m

35 m 35 m 0 m

Water Depth: 35 m

66 m 66 m 35 m

21 °C

70 °F TOC 30" COND @ ML

Mud line Suspension System

30" x 20" x 13 3/8" x 9.5/8"

36" Hole section

Vertical Hole TOC 20" CSG @ MLS depth (ca. 70 m MD)

200 m 200 m 165 m 30" COND 30” Conductor

26 °C 30”, 310 lb/ft, X-52, Blue Dock or DQ

79 °F Drift: 27.75"

26" Hole section TOC 13.3/8" CSG @ 550 m MD

Vertical Hole

1000 m 1000 m 965 m 20" Csg 20” Csg

51 °C 20”, 133 lb/ft, K-55, TSH ER or BD

124 °F Drift: 18.54"

17.1/2" Hole section

Vertical Hole

TOC 9.5/8" CSG @ 600/663 m (TVDMD)

2200 m 2200 m 2165 m 13.5/8" Casing shoe 13.5/8” Surface casing

88 °C 13.625”, 88.2 lb/ft, P-110, TSH-523 or Similar

191 °F Drift: 12.25"


Vertical Hole

3500 m 3500 m 3465 m 9.5/8" Casing shoe 9.5/8” Production casing

128 °C 9.625”, 53.5 lb/ft, 140 HC, TSH 523

263 °F Drift: 8.5"

8.1/2" Open Hole

*** DRAWING NOT TO SCALE

Pozo Pakal-1

( Vertical well)

Proposed Mechanical Status

RT: 35 m ASL

Figura 14 – Esquema de pozo 9-5/8” hasta Superficie




10.1. Diagrama de Pozo (Liner)

Updated: 12-sep-18


[m] [m] [m]

Gap SL-RT: 31 m

35 m 35 m 0 m

Water Depth: 35 m

66 m 66 m 35 m

21 °C



30" x 20" x 13 3/8" x 9.5/8"

36" Hole section




79 °F Drift: 27.75"


Vertical Hole

1000 m 1000 m 965 m 20" Csg 20” Csg


124 °F Drift: 18.54"


Vertical Hole

TOC 9.5/8" CSG @ 600/663 m (TVDMD)

2200 m 2200 m 2165 m 13.5/8" Casing shoe 13.5/8” Surface casing


191 °F Drift: 12.25"


Vertical Hole

3500 m 3500 m 3465 m 9.5/8" Casing shoe 9.5/8” Production Liner

128 °C 9.625”, 53.5 lb/ft, 140 HC, TSH 523

263 °F Drift: 8.5"

8.1/2" Open Hole


Pozo Pakal-1

( Vertical well)

Proposed Mechanical Status

RT: 35 m ASL

Figura 15 – Esquema de pozo 9-5/8” como Liner




11. Abandono Definitivo/Temporal

El pozo se abandonará definitivamente en caso de falla siguiendo las normas y regulaciones de México y las políticas de la EMPRESA. El abandono definitivo se hará cortando todas las tuberías instaladas a diferentes niveles cercanos al lecho marino o usando el sistema de MLS en caso de ser instalado.

Se colocaran tapon en hueco abierto arriba de la zona permeable, luego entre pozo abierto y zapata de 9-5/8”, con un bridge plug, con cemento arriba y otros dos tapones de cemento en casing de 9-5/8”.

En caso de éxito el pozo se abandonara temporalmente, se evaluara correr liner de 7-5/8” atravez del yacimiento.

11.1. Sistema de suspensión en el Lecho Marino (MLS) - Caso Base

La siguiente ilustración se muestra un Sistema similar a usarse en este pozo. Este dibujo es provisional ya que este por definirse el proveedor para este equipamiento en caso de ser usado.

Figura 16 – MLS




Se llevan conexiones para suspender - recuperar el pozo en los revestimientos de 20” y 13-5/8”, 9-5/8”. El conductor de 30” será cortado a nivel del lecho marino.

Una vez se recuperen las sartas de revestimiento desde el lecho marino, se procederá a la desmovilización de la plataforma autoelevable.




11.2. Diagrama de Abandono Definitivo propuesto

Updated: 12-Sep-18


[m] [m] [m]

Gap SL-RT: 35 m

35 m 35 m 0 m

Water Depth: 35 m

70 m 70 m 35 m

21 °C



30" x 20" x 13 3/8" x 9.5/8"

36" Hole section




79 °F Drift: 27.75"

26" Hole section

Vertical Hole

1000 m 1000 m 965 m 20" Csg Shoe 20” Surface Csg


124 °F Drift: 18.54"


Vertical Hole

2200 m 2200 m 2165 m 13.5/8" Casing shoe 13.5/8” Intermediate casing


191 °F Drift: 12.25"


Vertical Hole

3500 m 3500 m 3465 m 9.5/8" Casing shoe 9.5/8” Production casing

128 °C 9.625”, 53.5 lb/ft, TSH 523

263 °F Drift: 8.5"

4300 m 4300 m 4300 m 8.1/2" Open Hole


Pozo Pakal-1

( Vertical well)

Proposed Mechanical Status (Abandonment)

RT: 35 m ASL

Figura 17 – Esquema Abandono de Pozo




11.3. Diagrama de Abandono Temporal propuesto

Updated: 12-Sep-18


[m] [m] [m]

Gap SL-RT: 31 m

35 m 35 m 0 m

Water Depth: 35 m

66 m 66 m 35 m

21 °C



30" x 20" x 13 3/8" x 9.5/8"

36" Hole section




79 °F Drift: 27.75"


Vertical Hole

1000 m 1000 m 965 m 20" Csg 20” Surface Casing


124 °F Drift: 18.54"


Vertical Hole

2200 m 2200 m 2165 m 13.5/8" Casing shoe 13.5/8” Intermediate casing


191 °F Drift: 12.25"


Vertical Hole

3500 m 3500 m 3465 m 9.5/8" Casing shoe 9.5/8” Production Liner

128 °C 9.625”, 53.5 lb/ft, 140 HC, Q-125, P110 TSH 523

263 °F Drift: 8.5"

4300 m 4300 m 4265 m 7-5/8" Liner


Pozo Pakal-1

( Vertical well)

Proposed Mechanical Status Abandono Temporario

RT: 35 m ASL




12. Plan operativo

12.1. Resumen del plan de operaciones

1) Movilización e instalación del Equipo de perforación (Jack up)

2) Preparación del Jack-up y servicios relacionados. Antes de comenzar a perforar el pozo tiene que estar aprobado el “Check List” de aceptación del equipo

3) Perforar sección de 36" a 200m

4) Instalar revestimiento conductor de 30"

5) Perforar sección de 26" a 1,000m

Nota: No hubo evidencia de problemas en el lecho marino en los pozos perforados anteriormente, luego no se espera tener que hacer un “hueco piloto” en esta sección. Esto se debe revisar una vez se tengan datos Geofísicos y Geológicos del Estudio del Sitio (Site Survey) y el Estudio de Riesgos de Geológicos a nivel somero.

6) Instalar revestimiento de 20"

7) Perforar sección de 17-1/2"

8) Instalar revestimiento de 13-5/8"


10) Evaluación del reservorio - tomar los registros eléctricos adicionales y toma de núcleos laterales con cable (side-wall coring)

11) Tomar los registros eléctricos en hueco revestido.

12) Instalar revestimiento de 9-5/8"


14) Evaluación del reservorio - tomar los registros eléctricos adicionales y toma de núcleos laterales con cable (side-wall coring)

15) Tomar los registros eléctricos en hueco revestido.

16) Abandono Permanente (P&A)

17) Retraer el Cantilever, bajar el casco y movilizar al siguiente pozo




12.2. Guías Generales para cada Sección de Hueco

12.2.1. Sección de Hueco de 36” y Conductor de 30”

Objetivos:

Perforar hasta 200m MDBRT

Asentar el conductor de 30” requerido para brindar soporte estructural para el Equipo de Desviación de influjos (diverter), a ser instalado para perforar de 26”, y las demás sartas de revestimiento.

El conductor de 30” tendrá un anillo de soporte del Sistema de Suspensión en el lecho marino (Mud line suspensión system o MLS), el cual permitirá colgar todos los pesos de los revestimientos subsiguientes de dicho anillo y evitar transferir todas las cargas al CTU deck.

Plan direccional:

El objetivo direccional es perforar verticalmente para correr revestimiento conductor.

o Se planea perforar con un ensamblaje rotario Pendular de 9-1/2” y barrena de 36”, lo cual ya se ha hecho sin mayores dificultades en los pozos offset.

No hay información disponible que muestre que la trayectoria de este pozo cruce o intercepte la trayectoria de otro pozo perforado anteriormente en el área.

Por ser el primer pozo a perforarse en la locación, este pozo no tiene problemas de colisión ni de interferencia magnética.

Ensamblaje de Fondo (BHA):

36” Bit (115), Bit Sub, X/O, MWD, 9-1/2” NMDC, 3x9-1/2” DC, X/O, 3x8” DC, 9x5-1/2” HWDP.

Requerimientos de Medición y evaluación mientras perfora (MWD/LWD):

No se requieren herramientas de LWD. La opción principal de medición de inclilnación es tomar un registro Totco (Totco single shot) o Gyro lanzado (Dropping Gyro) y, la alternativa a considerar, es el uso de un MWD que se utlizará para realizar medición de verticalidad antes de comenzar a perforar el lecho marino y también mediciones durante la sección

Trépano o barrena (Drilling Bit):

Una (1 ea) Barrena tricónica de dientes de 36” (Mill tooth), Tipo IADC, 115




Fluido de Perforación:

Tipo de Fluido: Agua de Mar y píldoras viscosas con bentonita y bajas concentraciones de controladores de filtrado y PHPA para limpiar el hueco y para dejar cubriendo el hueco abierto previo a la bajada del conductor de 30”.

Esta sección se perforará sin tubería conductora a superficie (riserless), por lo tanto no habrá retorno de cortes ni de fluidos a superficie.

Profundidad total de la sección:

200 m MDBRT

Secuencia operativa - pasos mayores

Levantar y amar BHA de 36”

Correr hasta el lecho marino, realizar medición de verticalidad o cuerda de alineación.

Perforar hueco de 36” hasta profundidad total de la sección, enviando píldoras viscosas para limpiar el hueco.

Tomar Registro de desviación.

Sacar BHA de 36”.

Correr y cementar conductor de 30”. Verificando retornos en el lecho marino.

Cortar el conductor de 30” en la plataforma Texas Deck.

Instalar línea de flujo y conectar el Sistema de desviación de Flujo (diverter).

Bajar con BHA de la próxima sección y realizar prueba del equipo de diverter con tubería al tope del collar flotador.

12.2.2. Sección de Hueco de 26” y Revestimiento de 20”

Objetivos:

Perforar un hueco de 26” hasta la profundidad de 1000 MDBRT

Asentar allí un revestimiento de 20”

o El criterio de selección de la profundidad de asentamiento del revestimiento de 20” es el de obtener una buena prueba de Goteo (LOT), tal que se consiga la tolerancia al influjo suficiente para poder entrar en la Rampa de presión de poro en la siguiente etapa del hueco.

o El revestimiento de 20” llevará el componente del Sistema de Suspensión en el lecho marino (MLS) que le permitirá colgarse en el Conductor de 30” y tener el perfil para soportar el Revestimiento de 13-5/8”.

Contingencias:

Ensamblaje con motor de fondo para hacer correcciones direccionales.




Hueco piloto-si se determina en el Estudio de Riesgos Someros.

La contingencia denominada “Contingencia Somera” definida en la sección 4.2.

Plan direccional:

El objetivo direccional es continuar perforando el pozo verticalmente.

Se planea perforar con un ensamblaje rotario Pendular de 26” hasta 1,000m MDBRT, lo cual ya se ha hecho sin mayores dificultades en los pozos offset.

Se debe mantener la verticalidad, especialmente hasta 1,000m MDBRT, para evitar problemas relacionados con tortuosidad, torque o desgastes de las cañerías siguientes cuando se perforen secciones subsiguientes.


26” Bit (115), Mud Motor W/Stab, X/O, Stab 25-3/4”, , MWD/LWD, X/O, Stab 25-3/4”, 9-1/2” NMDC, 3x9-1/2” DC, Jar, 3x9-1/2” DC, X/O, 3x8” DC, 15x5-1/2” HWDP.

Alternativa: Rotario


Tomar registros de desviación (MWD) cada 30 metros.

En esta sección se planea tener herramientas de perfiles/registros mientras se perfora (LWD), registrando Rayos Gama y Resistividad (GR-RES), Sónico de ondas P y S lo cual ayudara a la determinación de la profundidad total de la sección.

Si está la herramienta de LWD para registro Sónico disponible (solo onda P y S), se pide incorporarla al conjunto del MWD/LWD, para obtener información que complemente el análisis de geo-presiones.


Una (1 ea) Barrena tricónica de 26”, de dientes (Mill tooth), Tipo IADC, 115

Alternativa: Barrena PDC de cuerpo de acero, 6 aletas, cortadores de 19mm.


Tipo de Fluido: Lodo Base Agua (WBM)

Propiedad Unidad Mínimo Máximo

Densidad gr/cc, SG 1,05 1,25









Filtrado API cc /30min 5 8

Solidos % Vol. 5 8

MBT lb/bbl 12 - 14 15-17

El plan contempla “Cero Descargas” de cortes y fluidos de perforación o sus remanentes, luego estos deben ser colectados en el Jack-up y enviarse a tierra para su disposición final. Sin embargo se tramitara permiso con la autoridad marina SEMAR para disponer los cortes en el mar.


1,000 m MDBRT


Levantar y amar BHA de 26”

Correr en el hueco hasta el tope del cemento dentro del conductor de 30”. Hacer los simulacros de Control de pozo (referidos a gas somero y uso del Derivador de flujo).

Perforar el cemento y equipo de flotación del revestimiento de 20”.

Perforar hueco de 26” hasta profundidad total de la sección, tomando registros de desviación MWD/LWD.

Sacar BHA de 26”, preparando el agujero para corrida de revestimiento.

Correr y cementar revestimiento de 20”, verificando retornos de espaciador en superficie.

Si se observa cemento en superficie, circular el exceso con tubería macarroni.

Esperar por fragüe de cemento.

Hacer corte de revestimiento de 20”, y conductor de 30” en la plataforma Texas Deck. Hacer los biselados requeridos.

Instalar la placa base del Cabezal de pozo y Sección A con slip lock.

Instalar línea de flujo

Instalar la Preventoras BOP. Probarlas.

Instalar buje de desgaste.

12.2.3. Sección de Hueco de 17-1/2” y Revestimiento de 13-5/8”

Objetivos:

Perforar verticalmente el hueco de 17-1/2” hasta la profundidad de 2,300 MDBRT para asentar allí un revestimiento de 13-5/8”.




o Se perforará la sección de 17-1/2” desde 1,000m MDBRT hasta 2,300m MDBRT, usando un sistema de Preventoras (BOP) 21-1/4” - 5K o 18-3/4”.

Instalar el revestimiento de 13-5/8” con su zapato a 2,200m MDBRT, en una zona competente (Lutita), para tener la prueba de Goteo necesaria (LOT), para perforar de manera segura la siguiente sección de hueco.

Contingencias:

En caso de asentarse el Revestimiento de 13-5/8” antes de la profundidad planeada, o si se requiere profundizar para alcanzar una sección con un mayor Gradiente de Fractura (Prueba de Goteo - LOT), se prevé como contingencia un revestimiento colgado de 11-7/8”, el cual requerirá perforar un hueco de 12-1/4” y la ampliación del mismo a 14-3/4”, además de requerir una operación similar para la siguiente sección de hueco (perforar 10-5/8” y ampliar a 12-1/4”).

Si los registros de la herramienta MWD/LWD son de un calidad inaceptable o no pudieron ser tomados, se harían corridas de registros eléctricos con cable.

Plan direccional:


Se planea perforar con un ensamblaje con un Sistema de orientación rotativa (RSS), para garantizar la verticalidad, (Alternativa: Ensamble rotario pendular o empacado con estabilizadores de 17-1/4”) ayudar a la limpieza del agujero, y optimizar la tasa de penetración al tiempo que se procura un agujero de buena calidad (sin tortuosidad excesiva).


En esta sección se planea tener herramientas de perfiles/registros mientras se perfora (LWD), registrado Rayos Gama y Resistividad, lo cual ayudara a la determinación de la profundidad total de la sección.

El registro de presiones anulares mientras se perfora (PWD) ayudará a manejar la evacuación de los cortes de perforación, evitando un exceso perjudicial de Densidad Equivalente de Circulación (DEC - ECD). También se tendrá medición en tiempo real de la dinámica de la sarta.

Si está la herramienta de LWD para registro Sónico (solo onda P), se pide incorporarla ala conjunto del MWD/LWD, para obtener información que complemente el análisis de geo-presiones.


17-1/2” PDC, RSS, 17-3/8” Stab, MWD/LWD, NMDC 9-1/2”, 3x9-1/2” DC, Jar, 3x9-1/2” DC, X/O, 3x8”DC, 15x5-1/2” HWD.

Alternativa 1: BHA rotario, MWD / LWD.





1 (ea) Barrena PDC de 17-1/2” de cuerpo de Acero o Matriz, 7 aletas , cortadores de 16/19 mm

Alternativa: Barrena Tricónica de dientes para hacer la perforación del equipo de flotación del Revestimiento de 20”

















El plan contempla el “Cero Descargas” de cortes y fluidos de perforación o sus remanentes, luego estos deben ser colectado en el Jack-up y enviarse a tierra para su disposición final.


2,200 m MD BRT


Levantar y amar BHA de 17-1/2”

Correr en el hueco hasta el tope del cemento dentro del revestimiento de 20”. Hacer los simulacros de Control de pozo.

Probar el revestimiento.

Perforar el cemento y equipo de flotación del revestimiento de 20”.




Perforar 2-3 metros de formación nueva y hacer prueba de Goteo (LOT).

Perforar hueco de 17-1/2” hasta profundidad total de la sección, tomando registros de desviación MWD/LWD.

Sacar BHA de 17-1/2”, preparando el agujero para corrida de revestimiento.

Recuperar buje de desgaste.

Correr y cementar revestimiento de 13-5/8”.


Levantar sistema de preventoras BOP y colocar cuñas.

Hacer corte de revestimiento de 13-5/8”. Hacer los biselados requeridos.

Instalar Sección B del Cabezal de pozo



12.2.4. Sección de Hueco de 12-1/4” y Revestimiento de 9-5/8”(Sarta Completa)

Objetivos:

Perforar la sección de hueco de 12-1/4” hasta +/- 3,500m.

Asentar allí el revestimiento de producción de 9-5/8” para aislar la parte alta de la rampa de presión de poro (2200-3500m MDBRT), logrando el aislamiento hidráulico del reservorio para su posterior perforación, evaluación.

Contingencias:

Si los registros de la herramienta MWD/LWD son de un calidad inaceptable o no pudieron ser tomados, se harían corridas de registros eléctricos con cable.

En caso de asentarse el Revestimiento de 9-5/8” antes de la profundidad planeada se prevé como contingencia un revestimiento colgado (liner) de 7-5/8”, el cual requerirá perforar un hueco de 8-1/2 hasta el tope del reservorio, o TD dependiendo del LOT obtenido en el caso de tener que correr liner de 7-5/8” se perfora a TD en hueco de 6.5”.

Plan direccional:


Ensamble rotario pendular o empacado con estabilizadores de 12, dependiendo de la tendencia del pozo

Alternativa: Rotario con Sistema de orientación rotativa (RSS), y MWD/LWD.





12-1/4” PDC, RSS with Stab, LWD/MWD, 12-1/8” Stab, NMDC 8”, 6x8” DC, Jar, 3x8” DC, X/O, 15 5-1/2” HWDP.

Alternativa 1: BHA rotario MWD / LWD.


En esta sección se planea tener herramientas de perfiles/registros mientras se perfora (LWD), registrado Rayos Gama y Resistividad, Sónico (full wave), Porosidad-Neutrón, Densidad, y el APWD como opcional.

El registro de presiones anulares mientras se perfora (PWD) ayudará a manejar la evacuación de los cortes de perforación, evitando un exceso perjudicial de Densidad Equivalente de Circulación (DEC - ECD). También se tendrá medición en tiempo real de la dinámica de la sarta.

Se debe evaluar la calidad del cemento detrás del revestimiento de 13-5/8”, antes de correr el revestimiento de 9.5/8”.

Barrena (Drilling Bit):

(1 ea) Barrena PDC de 12-1/4” de cuerpo de Matriz, 5 aletas , cortadores de 16/19 mm

Alternativa / contingencia: Barrena Tricónica de dientes para hacer la perforación del equipo de flotación del Revestimiento de 13.5/8”.




















El plan contempla el “Cero Descargas” de cortes y fluidos de perforación o sus remanentes, luego estos deben ser colectado en el Jack-up y enviarse a tierra para su disposición final


3,500 m MDBRT



Correr en el hueco hasta el tope del cemento dentro del revestimiento de 13-5/8”. Hacer los simulacros de Control de pozo


Perforar el cemento y equipo de flotación del revestimiento de 13-5/8”.

Perforar 2-3- metros de formación nueva y hacer prueba de Goteo (LOT).

Perforar hueco de 12-1/4” hasta profundidad total de la sección, tomando registros de desviación MWD/LWD.

Sacar BHA de 12-1/4”, preparando el agujero para perfilar y corrida de revestimiento.

Correr perfiles eléctricos según programa de exploración.

Registrar el cemento del revestimiento de 13-5/8”

Bajar con barrena y acondicionar hueco previo a correr el revestimiento de 9 5/8” y sacar herramienta.

Recuperar buje de desgaste.

Correr y cementar revestimiento de 9-5/8”.


Levantar sistema de preventoras BOP y colocar cuñas.

Hacer corte de revestimiento de 9-5/8”. Hacer los biselados requeridos.

Instalar Sección C del Cabezal de pozo



12.2.5. Sección de Hueco de 8-1/2”

Objetivos

Perforar la zona de interés hasta alrededor de 30m por debajo de la base del Reservorio.




o De esta manera se deja espacio para evaluar completamente toda la sección de interés con las herramientas de perforación y de registros eléctricos con cable.

Tomar registros eléctricos según el plan previamente establecido.

Evaluar el cemento detrás del revestimiento de 9-5/8”, desde el zapato del mismo.

Contingencias

En caso de haber usado la contingencia de 7-5/8” antes de la profundidad planeada se requerirá perforar a TD en hueco de 6.5”.

Plan direccional:

El objetivo direccional es continuar perforando el pozo sin inducir altos cambios de inclinación / dirección (Dog leg severity - DLS).

Se planea perforar con un ensamblaje rotario convencional. La tasa de penetración estará controlada debido a los requerimientos de evaluación de cortes de perforación y toma de registros en la zona de interés.


8-1/2” PDC, RSS with Sta 8-3/8” Stab, LWD/MWD, 3x6-3/4” DC, X/O, 12x5-1/2” HWDP, Jar, 9x5-1/2” HWDP

Alternativa: Rotario MWD/LWD.


En esta sección se planea tener herramientas de perfiles/registros mientras se perfora (LWD), registrado Rayos Gama y Resistividad, Sónico (full wave), Porosidad-Neutrón, Densidad, y el APWD.


1 (ea) Barrena PDC de 8-1/2” de cuerpo de Matriz

Alternativas / contingencia: Barrena Tricónica de dientes para hacer la perforación del equipo de flotación del Revestimiento de 9.5/8”, 1 (ea) Barrena PDC de cuerpo de Acero, 5 aletas , cortadores de 16 mm




















El plan contempla el “Cero Descargas” de cortes y fluidos de perforación o sus remanentes, luego estos deben ser colectado en el Jack-up y enviarse a tierra para su disposición final


4,365 m MDBRT



Correr en el hueco hasta el tope del cemento dentro del revestimiento de 9-5/8”. Hacer los simulacros de Control de pozo


Perforar el cemento y equipo de flotación del revestimiento de 9-5/8”.

Perforar 5 metros de formación nueva y hacer prueba de Goteo (LOT).

Perforar hueco de 8-1/2” hasta profundidad total del pozo, tomando registros de desviación MWD/LWD.

Sacar BHA de 8-1/2”, preparando el agujero para corrida de registros eléctricos.

Armar unidad de Cable eléctrico, registrar y tomar los núcleos de pared.

Registrar el cemento del revestimiento de 9-5/8”, especialmente alrededor del zapato

Proceder a la etapa de Abandono.

12.2.6. Abandono / Suspensión temporal

Objetivos

Abandonar definitivamente el pozo, siguiendo las normas, regulaciones y requerimientos de la CNH de México y en concordancia con las políticas de la EMPRESA.

Verificar visualmente el estado de suspensión del pozo.




Contingencias

Se deben tener identificadas herramientas para cortar y recuperar de manera segura sartas de revestimiento de 30” y 20”, que pudiesen hacer quedado cementadas concéntricamente.

En caso de falla de las conexiones del sistema de suspensión de lecho marino, se deben tener identificadas herramientas de corte interno del revestimiento (mecánicas / hidráulicas).

Fluido de Abandono:

Agua de Mar tratada (1.01 SG), con inhibidor de corrosión y bactericida.

Se deberá contar con un volumen remanente mínimo de lodo pesado utilizado para perforar la última sección de hueco para ahogar o matar el pozo en caso de que se tenga alguna situación de descontrol de pozo.


Correr con cement stinger. Balancear tapón de cemento enfrente de la formación productora

Balancear un tapón de cemento hasta 60 metros (200 ft) arriba del zapato de 9-5/8”.

Probar cemento con peso y presión

Instalar tapón permanente de acero (cast iron bridge plug), y asentar tapón de cemento de 60 metros (200 pies), en el revestimiento de 9-5/8”.

Probar tapón con peso.

Desplazar a agua tratada de mar.

Asentar tapón de cemento de 60 metros (200 pies), en el revestimiento de 9-5/8”, a atraves del tope de cemento del casing de 13-5/8”.

Asentar tapón de cemento de 60 metros (200 pies), en el revestimiento de 9-5/8. 200 metros por debajo del lecho marino.

En caso de tener instalado el MLS desmontar BOP, cabezal de 9-5/8” desenroscar Tiebacks de 9-5/8” recuperar a superficie.

Desmontar cabezal de 13-5/8” desenroscar Tiebacks de 13-5/8” recuperar a superficie.

Desmontar cabezal de 20” desenroscar Tiebacks de 20” recuperar a superficie.

Correr con cortador de 30” cortar conductor de 30” a altura del lecho marino.

Sin MLS es necesario repetir el mismo procedimiento pero después de cada colgador es necesario correr el cortador de tubería. Los cortes se harán en secuencia de 4 metros entre cada una de las cañerías.

Prepare para moverse a iniciar operaciones en el siguiente pozo.




13. Esquema de Pozo y Tiempos Estimados




13.1. Esquema de Pozo

Prof

(mTVD) (mTVD) (mMD)Diám.

[in]Tipo

0 0 0 Surface WH-MLS30 30 30

100 Drlg & Cemt

200 200 200 30" 36" 36" Triconica 115

300 |

400 Rot w/PDM

500 Con MWD y LWD Base agua Cemento tipo H Con LWD

600 1.25 SG con control de Gas GR, Resistividad

700 26" Alt 1: Rotario Pendular MBT: 17 ppb 1.5 SG (Relleno) Sonico ondas P & S

800 Triconica 115 y 1.81 SG (Amarre)

900

1000 1000 1000 20" 26"

1100

1200 Con LWD

1300 RSS con OBM Cemento tipo H GR, Resistividad

1400 17 1/2" MWD y LWD 1.6 SG con control de Gas Sonico ondas P & S

1500 PDC Baches de control 1.92 SG

1600 6 aletas x Alt 1: Rotario Pendular de perdidas 1700 16mm

1800

1900

2000

2100

2200 2200 2200 13-5/8" 17-1/2"

2300

2400 Con LWD

2500 RSS con GR, Resistividad

2600 MWD y LWD OBM Cemento tipo H Sonico ondas P & S

2700 12 1/4" 1.8 SG con control de Gas Densidad - Neutrón

2800 PDC Alt 1: Rotario Pendular Baches de control 1.86 SG

2900 7 aletas (8 aletas) x de perdidas Cable: RG Espectral, RMN

3000 13mm Imagen, Geoquímico,

3100 Puntos de Presión, Ident Fluidos,

3200 Testigos laterales

3300

3400

3500 3500 3500 9-5/8" 12-1/4" Con LWD

3600 GR, Resistividad

3700 RSS con Sonico ondas P & S

3800 MWD y LWD Densidad - Neutrón

3900 OBM

4000 8 1/2" Alt 1: Rotario Pendular 1.90 SG Cable: RG Espectral, RMN4100 PDC Baches de control Imagen, Geoquímico, 4200 7 aletas (8 aletas) x de perdidas Puntos de Presión, Ident Fluidos,

4300 13mm (precautivo) Testigos laterales

4400 4365 4365 8-1/2"

No planeado.30"

13-5/8"

Lecho Marino

Pendulo con Stb

helicoidal y MWD

Agua de mar + Baches

de 1.2sg con sello

Cemento tipo H 1.87 SG

200% exceso

9-5/8"

Pakal-1Formación /

Unidad /

Litologia

Zapatos Diámetr

o Casing

Diámetro

HuecoEsquema

BarrenasBHAs Lodos Cemento

20"

Evaluación

Figura 18 – Detalle Plan de Pozo




13.2. Tiempos Estimados

La siguiente figura 19 muestra la curva de profundidad versus días para el pozo Pakal 1.

Figura 19 – Curva de Avance Pakal 1

Phase TMD [Mts] Dias Accum

PRE 0 5.30

Drilling 36 200 6.50

Flat 30 200 8.24

DRLG 26" 1000 12.24

Flat 20" 1000 18.67

DRLG 17.5" 2200 22.46

Flat 13-3/8" 2200 29.16

DRLG 12.25 3500 33.06

Flat 9.625" 3500 38.66

DRLG 8.5 4450 42.86

Logging 4450 46.96

Abandono 4450 53.91

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