Programacion De La Perforacion.pdf

INSTITUTO TECNOLÓGICO SUPERIOR DE COATZACOALCOS INGENIERÍA PETROLERA

NOMBRE DEL ALUMNO: RAMÍREZ APELLIDO PATERNO

NOMBRE DE LA ASIGNATURA: ELEMENTOS DE PERFORACION DE POZOS

NO. CONTROL:

NOMBRE DEL DOCENTE:

15081821

ING. ESCALANTE APELLIDO PATERNO

CABRERA

PAULINO

APELLIDO MATERNO

NOMBRE(S)

PERIODO: FEBRERO-JUNIO 2019

SEMESTRE:

8°

COBOS APELLIDO MATERNO

GRUPO:

C

ELISA NOMBRE(S)

COATZACOALCOS, VER

PROGRAMA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO ITESCO

Nombre del pozo. Nombre: ITESCO

Número: 85

Clasificación: (02) EVALUACIÓN DE POTENCIAL Plataforma: OCEAN VOYAGER Objetivo. Evaluar el potencial de la roca almacén de hidrocarburos, constituida por arenas y areniscas, en el play de abanicos de talud y de cuenca del Mioceno Inferior, su clasificación es de evaluación de potencial (02). Ubicación. La localización Leek se ubica en Aguas Territoriales del Golfo de México frente a las costas del Estado de Veracruz, a aproximadamente 5 Km al SE del pozo Noxal-1, a 23.46 Km al NW del pozo Tabscoob-101, a 94 km. al NW del Puerto de Coatzacoalcos, Tipo de Pozo

Marino( x)

Pozos marinos. Tirante de agua (m):

925 m

Coordenadas UTM conductor:

X = 300 906m

Y= 2´092, 744m

Coordenadas UTM objetivos:

X = 300 906m

Y = 2´092, 744m

Coordenadas geográficas del conductor: Lat: 18º 55’ 06.42” N Long= 94º 53’ 25.48” W Coordenadas UTM a la Profundidad Total:

X = 300 906m

Y= 2´092, 744m

Plano de Ubicación Geográfica.

N

Labay-

1500

Lakach-1

NOXAL-1

1000

Leek5.1

23.1 KM.

500

23 KM.

TABSCOOB

TABSCOOBGAS

TABSCOOB 44°

Tocha -1

94 K M.

Tucoo 3D

Colhu -1

Cipa -1

Tonatiu -1

Marbell - 1

Localizaciones estudio Holok

Itl -1

Poctl -1

Pozos

Anad - 1

Yeti -1

Chapoll -1 Amoc - 1 Nemit -1 Gaviot - 1

Campos Namac -1 Xicop -1

Luhu -1

Chichin -1 Camp -1

Luhu -1 Xaxaman -1 Guruma - 1

25 Km

Rabas -1

COATZACOALCOS

Ostr -1 Xopa -1

Lakach-1

Noxal-1

N

ITESC O

Tabscoo T.A. 207 m

T.A. 836 m

S

Reciie ente - Plle eiis stoceno Plliio oceno Superiio or Plliio oceno Mediio o Plliio oceno IIn nferiio or Miio oceno Mediio o-Sup..

2000

Miio oceno IIn nferiio or Olliig goceno Eoceno

Cretaciic co Superiio or

Cretaciic co Mediio o-IIn nf-

38 Km

27 Km

Reciie ente - Plle eiis stoceno Plliio oceno Superiio or Plliio oceno Mediio o Plliio oceno IIn nferiio or

2000

Miio oceno Mediio o-Superiio or Miio oceno IIn nferiio or Olliig goceno

Eoceno Cretaciic co Superiio or

Cretaciic co Mediio o-IIn nfJurásiic co Superiio or

L-2DL Noxal-1 Tabscoob-1

Tirante PleistocenoPlioceno Plioceno

Plioceno Mioceno Mioceno Oligoce

Eoceno Eoceno Cretácico Cretácico

Jurási Basament Plays Información Proporcionada por la Coord. de D.P.E.

Situación Estructural. Descripción estructural. El primer objetivo de la Localización ITESCO, correspondiente al límite de secuencias del Mioceno Inferior, 16.5 m, evaluado como una trampa de tipo combinado con un área P1 de 19 km2. Para el segundo objetivo correspondiente al límite de secuencias del Mioceno Inferior 17.5 m.a. se define como una trampa de tipo combinado, con anomalía de amplitud considerada como un IDH en el intervalo 3170-3270m en un área P1 de 16 km2. Ambos definidos por un sistema abanicos de piso de cuenca.

Marco Tectónico-Estructural.

2,200,000

Cordilleras Mexicanas

Noxal-1

Lakach-1

Loc. ITESCO Lalail-1

CCM

Tabscoob-1 Tabscoob-101

2,000,000

CVT

CSI

CTV

CM CCT

Plataforma Artesa Sierra de Juárez

Macizo de Chiapas 200,000

400,000

0

100

200 km

600,000

(CTV): Cuenca Terciaria de Veracruz. (CSI): Cuenca Salina del Istmo. (CM): Cordilleras Mexicanas. (CVT): Complejo Volcánico Los Tuxtlas. (CCT): Cuenca de Comalcalco Terrestre. (CCM): Cuenca de Comalcalco Marina. (CM): Cuenca de Macuspana.

Mapa de Provincias Geológicas tomado de (J. R. Nolasco/A. Escamilla H.)

Dentro de la geología regional, el área donde se ubica la localización ITESCO, corresponde a la porción Sur Oriental del Golfo de México, lugar donde convergen la Cuenca Terciaria de Veracruz (CTV), la Cuenca Salina del Istmo (CSI) y el extremo sur de la provincia de aguas profundas denominada Cordilleras Mexicanas . La historia tectónica de las cuencas terciarias (CTV y CSI) está directamente relacionada con la evolución geodinámica de las márgenes convergentes entre las placas de Norteamérica y de Cocos y el desprendimiento y deriva del bloque Chortis durante casi todo el Cenozoico. La interacción de estas placas se mantuvo en un régimen compresional en el oriente de México durante el Eoceno, formando el cinturón plegado y cabalgado de la Sierra de Zongolica (Jannette, et al, 2003); esta sierra, que constituyó la margen occidental de la Cuenca de Veracruz, aportó grandes cantidades de sedimentos a la cuenca en el Oligoceno-Mioceno.

2,200,000

Cordilleras Mexicanas Faja Volcánica Mexicana

Plataforma de Yucatán

Trend Chuktah-Tamil Cinturón Plegado de Catemaco

Cinturón Plegado Reforma-Akal

CCM CSI

CTV

2,000,000

Sierra de Zongolica

CM

Los Tuxtlas CCT CSI

Plataforma Artesa

1,800,000

Sierra de Juárez

Macizo de Chiapas

Placa de NorteAmérica 0

200,000

100

200 km

Integración de: Aranda, 1999, Jannette, et al, 2003 y Robles, 2004

Placa de Cocos 400,000

600,000

Mapa tectónico y estructural del sureste de México.

800,000

Secciones estructurales interpretadas en base a líneas sísmicas. Para el primer objetivo (A), tiene como finalidad investigar y probar el potencial petrolero de las arenas y areniscas depositadas en facies de cuenca durante el Mioceno Inferior (L.S. 16.5 m.a.) correspondientes al Play Abanicos en el intervalo 2560-3150 mvbnm con un espesor de 590 m el cual corresponde a la cima del Mioceno Inferior. El segundo objetivo (B) se encuentra en el intervalo de 3170-3270 mvbnm con un espesor de 100 metros cabe mencionar que este objetivo es el mas importante debido a que es considerado un objetivo con Indicador Directo de Hidrocarburos (IDH) por tener la presencia de una anomalía de amplitud. Como resultado del análisis de los objetivos evaluados para la localización ITESCO se considera una probabilidad de éxito geológico del 15% de encontrar 24 MMbpce o más, en donde el principal elemento de riesgo es el sello para ambos objetivo.

Línea sísmica 3748 que pasa por la Loc. ITESCO.

Secciones estructurales en base a pozos o puntos geográficos. La línea regional compuesta se orienta en su primer segmento de SE – NW y pasa por el pozo Tabscoob-1 que cortó los objetivos a investigar por la Loc. ITESCO, el segundo segmento se orienta NW-SE y pasa por la Loc. ITESCO y el pozo Noxal-1, observándose en ese sentido el incremento de la complejidad estructural, manifestada por un sistema de pliegues alargados con ejes orientados norte-sur, asociados a un despegue localizado en la secuencia arcillosa del Eoceno

Noxal-1

NW T.A. 836 m

Loc.ITESC O

Tabscoob-1

SE

T.A. 207 m

Reciente - Pleistoceno Plioceno Superior Plioceno

Medio

Plioceno Inferior Mioceno Medio-Sup. Mioceno Inferior Oligoceno Eoceno Cretacico Superior Cretacico Medio-Inf-

Línea sísmica-estructural en dirección de la trayectoria de la perforación de Loc. ITESCO con los pozos Noxal-1 y Tabscoob-1 (A.E.H.).

La línea de correlación entre la Loc. ITESCO y Noxal-1, se orienta NW-SE, la cual muestra que tenemos mayor engrosamiento de sedimentos hacia la parte SE donde se encuentra la Loc. ITESCO, y de acuerdo al estudio de nanoplancton calcáreo que realizó el CREL, para determinar la edad del Mioceno Superior, en el pozo Noxal, se observa que la discordancia que se presenta en esta sección queda dentro de la edad del Mioceno Superior.

Profundidad Total y de Objetivos. Profundidad Total Programada.

Profundidad total programada

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

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

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

3480

3505

3505

Profundidad y coordenadas de los objetivos. Prof.

Prof.

Prof.

Vertical

Vertical

Des.

(m.v.b.n.m)

(m.v.b.m.r)

(m.d. b.m. r )

Objetivo A

2560

2585

Objetivo B

3180

P.T.

3480

Objetivo

X

Y

2585

300 906m

2´092, 744m

3205

3205

300 906m

2´092, 744m

3505

3505

300 906m

2´092, 744m

Profundidad Formación

vertical (mvbnm)

Pleist. Rec. (F. M.)

Coordenadas UTM (m)

848

Espesor Litología (m)

T.A

Intercalaciones de arcillas y arenas

Plioceno Superior

1622

238

Lutitas gris claro y gris verdoso, arenosas con escasas intercalaciones de areniscas.

Plioceno Medio

1860

140

Lutitas gris a gris claro, y lutitas arenosas hacia la parte basal.

235

Predominio de lutitas gris claro y gris, con intercalaciones menores de areniscas de grano fino a medio.

Plioceno Inferior

2000

Mioceno Superior

Mioceno Medio

Cima Obj. A Mioceno Inferior

(Base Obj. A )

(Cima Obj. B ) Mioceno Inferior

2235

2420

185

Intercalaciones de lutitas gris claro a gris verdoso, en partes arenosas, con delgadas intercalaciones de areniscas de grano fino a medio hacia la base.

140

Intercalaciones de lutitas gris claro a gris verdoso, en partes arenosas, con intercalaciones de areniscas de grano fino a medio, en la parte basal se presentan lutitas bentoníticas, suave en partes plástica.

590

Hacia la parte superior, alternancia de cuerpos de areniscas de color gris claro, de grano fino y lutitas arenosas de color gris claro. En la parte media e inferior areniscas de cuarzo gris claro y gris verdoso, de grano fino a medio, mal cementada, con intercalaciones delgadas de lutitas arenosas gris verdoso.

2560

3150

3170 100

(Base Obj. B )

Profundidad Total

3270

3480

Alternancia de arenas y areniscas mal consolidadas, en la parte basal se espera la presencia de lutitas plásticas a semiduras.

Programa de Muestreo.

Muestras de canal.

Núcleos de fondo. Hidrocarburos y presióntemperatura con probador de formación modular (MDT).

a) Recuperar muestras cada 5m a partir de la zapata de 20” y de acuerdo al programa otorgado a la Cía. encargada de la toma de Registros de Hidrocarburos. b) Considerar circular los tiempos de atraso cada vez que se requiera, para recuperar muestras en los cambios litológicos y siempre antes del cambio de barrena. c) Usar lodos de reologías planas. Se cortaran 4 núcleos de 9 m cada uno y un núcleo estándar de 9 m donde el Ingeniero geólogo del AIHT lo determine. Los núcleos deberán cortarse con la tecnología más adecuada.

Considerar tomar información con multiprobador de formaciones de última generación en la profundidad que el activo los indique.

Geopresiones y Asentamiento de Tuberías de Revestimiento. En base a la información sísmica de la localización ITESCO y a los resultados del estudio de geopresiones de la Cía. Knowledge System y Perforación.

Perfiles de Presión Pozo ITESCO gr/cc Peso de lodo (gr/cc) 0.7

0.8

0.9

1

1.1

1.2

1.3

1.4

1.5

1.6

1.7

1.8

1.9

500

pp FG Densidad de lodo 1000

PP_SF FG_SF OBG

Profundidad (m)

1500

2000

2500

3000

3500

2

Comentarios, observaciones y recomendaciones. 

La curva en color rosa representa el gradiente de sobrecarga obtenido para la localización Leek -1, a partir de la columna litostática obtenida de la velocidad de intervalo y calibrada con el pozo de correlación Noxal-1, a partir de crear una densidad sintética con la ecuación de Gardner con un coeficiente de 0.23, y un exponente de 0.25, y de aplicar el método de Miller calcular la densidad en el lecho marino.



La curva en color rojo representa los valores del gradiente de la presión de poro, obtenidos mediante la correlación de Eton 2, a partir de un registro sónico sintético generado a partir de la densidad de la columna litostática obtenida en el paso anterior, y utilizando mismas constantes y tendencias de compactación del pozo Noxal.



La curva color azul, representa los valores del gradiente de presión de fractura obtenidos a partir de la presión de poro y gradiente de sobrecarga y utilizando la correlación de Mathews and Kelly con un Ko de 0.71.



La curva punteada en color rojo resulta de aplicar un factor de seguridad a los valores de presión de poro con la finalidad de seleccionar las densidades de lodo que reduzcan la posibilidades de manifestación durante los viajes de sarta, en este caso se aplico un valor de 0.06 gr/cc equivalentes a 0.5 ppg.



La curva punteada en color azul, representa los valores del gradiente de fractura considerando un factor de seguridad con la finalidad de reducir las posibilidades de pérdidas de circulación durante los viajes de sarta por efecto de surgencia, en este caso se considero 0.06 gr/cc (0.5ppg).



La curva en color verde muestra las densidades de lodo a manejar para la perforación del pozo..



Las líneas verticales continuas de color negro representan los puntos de asentamiento para las tuberías de revestimiento en la construcción del pozo.

Pronóstico de Presiones Anormales. De acuerdo a la predicción de los perfiles de presión calculados, se presentan dos regiones de tendencias de presión incremental, la primera de 1200 a 1500m y la segunda de 1700 a 2400m, y entre estás, tendencias de disminución de presión asociadas a una discordancias en los cambios de formación la primera en la transición del Reciente Plioceno y plioceno Superior y la segunda entre el Plioceno Inferior y Mioceno Medio con la ausencia de Mioceno superior. Finalmente de 2500m en adelante se presenta una zona de presión normal que llega hasta la profundidad toral del pozo.

Estado Mecánico Programado y Características de la Geometría del Pozo. Estado Mecánico Gráfico.

Estado Mecanico Pozo ITESC -4.00 0

-3.00

-2.00

-1.00

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

500

1000 TR 36"

Tirante de agua, 848

Plioceno Reciente 848m

1.03 1.06

Landing Sub 1400 m

Plioceno Superior 1340 m

1.14

1500 TR 20"

Plioceno Medio 1850m

1.1

1600 m

1.30

Plioceno Inferior 2310m

2000 TR 16"

2100m

1.35

1.45

2500

TR 13 3/8"

2500 m 1.30

1.35

3000 1.30

1.35

3500

4000

Mioceno Medio 22430m

TR 9 5/8"

3505 m

Mioceno Inf 2560 m

6.00

Objetivo de Cada Etapa. Etapa

Diámetro Bna. (pg)

Prof. (mv)

Prof. (md)

Diámetro TR (pg)

1

26”

848

930

30”

2

26”

930

1600

20”

3

12 ¼” 16 ½” x 20”

1600

2100

16”

4

14 ¾” Ampliado r a 17 ½”

2100

2500

13 3/8”

5

12 ¼”

2500

3505

9 5/8”

Objetivo Jetear la TR Conductora e instalar housing de 30”. TR Superficial, instalar cabezal de 18 ¾” 10M x 20”, BOP’s Subsea y Riser, para poder entrar con seguridad a la zona de incremento de presión de formación. Primer TR intermedia para avanzar dentro del Plioceno Medio y proteger las formaciones someras débiles. Así mismo contar con el gradiente de fractura suficiente para entrar a la zona de mayor presión. Segunda TR intermedia para cubrir y aislar la zona de alta presión y pasar discordancia del Mioceno superior y entrar con seguridad al Mioceno Inferior TR de producción para aislar los objetivos de Mioceno Inferior

Problemática que puede presentarse durante la perforación. Etapa

Diámetro Barrena (pg)

Prof. (mv)

Prof. (md)

Problemática

Alternativas de Solución

Deslizamiento del Desplazar la localización a conductor de 30” al nuevas coordenadas finalizar el jeteo. proporcionadas por el Activo. 1 Jeteo

2

26

26

848

930

930

1600

Pérdida de control Verificar condiciones de la verticalidad climatológicas y condiciones de operación con ROV en el lecho marino. Se pueden presentar valores de Presión de poro de 1.06 a 1.10 gr/cc en el intervalo de 1400 a 1600m.

Utilizar la técnica de Pump & Dump, para lo cual se tiene calculado utilizar un volumen de 1200 m3 de lodo bentonítico con densidad de 1.7 gr/cc.

3

4

6

Piloto 12 1/4 Ampliador 16 ½ x 20

Piloto 14 ¾” Ampliador 17 ½”

12 ¼”

1600

2100

2500

2100

2500

3505

Se pueden presentar perdidas de circulación por intercalaciones de arena lutita ,

Posibles pérdidas de circulación debido al cambio litológico generado por la discordancia del Mioceno Superior

Posibles pérdidas de circulación debido al cambio litológico generado por la discordancia del Mioceno Superior

Considerar el bombeo de baches de carbonato de calcio fino y medio a fin de formar el repello suficiente para reducir las pérdidas de circulación. La utilización de la herramienta APWD permitirá manejar y ajustar en caso necesario las densidades de lodo propuestas para esta etapa. Considerar el bombeo de baches de carbonato de calcio fino y medio a fin de formar el repello suficiente para reducir las pérdidas de circulación. La utilización de la herramienta LWD/APWD permitirá manejar y ajustar en caso necesario las densidades de lodo propuestas para esta etapa. Considerar el bombeo de baches de carbonato de calcio fino y medio a fin de formar el repello suficiente para reducir las pérdidas de circulación. La utilización de la herramienta LWD/APWD permitirá manejar y ajustar en caso necesario las densidades de lodo propuestas para esta etapa.

Programa de Fluidos de Perforación y Control de Sólidos. Tabla 1. Datos generales.

Estado mecánico

Ø TR

Ø Bna.

Intervalo

Longitud

Tipo de

Densidad

(plg)

(plg)

(m)

(m)

Fluido

(g/cc)

84

Agua de mar y Baches Viscosos

1.05

1.05 – 1.45

30”

26”

928

20”

26”

1600

672

Agua de mar y Baches Viscosos

16”

12 ¼” x 20”

2100

500

SINTETI CO

1.17-1.30

13 3/8”

14 ¾” x 17 ½”

2500

400

SINTETI CO

1.35 - 1.45

9 5/8”

12 ¼”

3500

1000

SINTETI CO

1.30 – 1.35

Tabla 2. Volúmenes estimados de fluido (m3). * Con un 10 % de descalibre para fluidos E.I. y 20 % para fluidos base agua. Etapa Volumen en superficie Volumen de riser Volumen en Tubería de Revestimiento

30”

26”

20”

17 ½”

12 ¼”

200

200

150

150

150

0

0

167

167

167

120

33

134

179

128

3949

111

68

84

130

92

170

692

656

699

Volumen en agujero descubierto* Volumen de impregnación Volumen total sin contingencias

320

4182

Tabla 2a, Materiales a utilizar por etapa Productos

Presentación

Etapa 30" - 26"

Etapa 20"

692

Etapa 17 1/2" Etapa 12 1/4"

656

699

Total

Lodo Requerido

m3

4502

6549

Bentonita

Sacos

3547

3547

Sosa Caustica

Sacos

146

146

Carbonato de Sodio

Sacos

80

80

Gelex

Bolsa

163

163

Tannathin

Sacos

35

35

Polipac R

Sacos

73

73

Goma Xantana Liquida

Totems

15

Barita

Sacos

37950

Aceite Sintetico IO 16 - 18 Suremul Surewet VG Supreme VG Plus Cloruro de Calcio 94 % Cal Ecotrol RD Rheflat Rhethik Rheduce Rhebuild

Tambores Sacos Sacos Sacos Sacos Sacos Tambores Tambores Tambores Tambores

Carbonato de Calcio Medio Carbonato de Calcio Grueso Carbonato de Calcio Extra-G G-Seal Plus C-Seal Plus Super Sweep Form-A-Squeeze Mix II Fino Mix II Medio Oxido de Zinc Form-A-Plug II Form-A-Plug Acc Form-A-Plug Ret Magma Fiber

Sacos Sacos Sacos Sacos Sacos Cajas Sacos Sacos Sacos Sacos Sacos Sacos Bidon Sacos

15 5600

3000

3000

49550

Mts Cubicos

102

102

102

306

Tambores

14

14

14

42

5 21 63 264 200 48 8 4 2 0

5 21 63 264 200 24 4 2 2 0

15 63 189 792 600 120 20 10 8 4

300 300 200 300 100 5 0 0 0 0 300 150 6 90

200 200 150 200 100 5 0 0 0 0 0 0 0 0

1300 1300 550 1000 400 15 200 168 168 0 300 150 6 90

5 21 63 264 200 48 8 4 4 4 Materiales de contingencia 500 300 500 300 200 500 200 5 200 168 168 0 0 0 0 0

Programa de Barrenas e Hidráulica.

Etapa

Bna.

Intervalo

Diam.

No.

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

(pg.)

Programa de barrenas Tober Rotació ROP n Tipo as 1/32”

(hr)

PSB

P. Bba.

Gasto

(psi)

(gpm)

2672

1050

80 – 100

3580

950

10 – 15 110 – 130

2464

800

3250

800

3250

750

(m/hr)

(ton.)

RPM

1

1

848

930

26

115

3(18) 1(16)

3.5

31.4

2–4

2

2

930

1600

26

115

3(18) 1(16)

19

20

2–4

3

3

1600

2150

12 ½”

M233 6(11)

28

28.6

3

3

1600

2100

14 3/4x20

QDR

28

28.6

4

4

2100

2150

17 ½

115

3(18)

34

23.5

4

5

2150

2550

14 3/4

M233 3(14)

35

20

10-12

120-140

3750

750

4

5

2150

2550

14 3/4x17 AMP. 2(20) 1/2

35

20

10-12

120-140

3750

750

5

6

2650

3500

40

21.3

2–8

100 – 120

4150

600

12 1/4

M333 8(9)

10-15

110-130

10 – 15 110 – 130

Programa de Registros por Etapa. Registros Geofísicos con cable y en tiempo real mientras se perfora.

30”

Intervalo (m.d.b.m.r.) de a 848 930

20”

930

Etapa

1600

Registro Sin Registros Tiempo Real: Rayos Gamma/ Resistivo/Sónico/APWD Tiempo Real: Resistivo/Rayos Gamma/Sónico con curva de ITT Integrada/APWD

16”

1600

2100

13 3/8”

2100

2500

9 5/8”

2500

3500

Con Cable: Litodensidad Sónico Dipolar Neutrón Compensado Tiempo Real: Resistivo/Rayos Gamma/Sónico con curva de ITT Integrada/APWD Con Cable: Litodensidad Sónico Dipolar Neutrón Compensado” Tiempo Real: Resistivo/Rayos Gamma/Sónico con curva de ITT Integrada/APWD Con Cable: Anisotropía de resistividades, con procesado Litodensidad Neutrón Compensado Anisotropía sónica, con procesado Espectroscopia de Rayos Gamma Imágenes Resistivas con Procesado Registro de cementación Registros Especiales: Resonancia Magnética Nuclear Probador de Formaciones en Agujero Descubierto.

Programa de Tuberías de Revestimiento. Distribución.

Cementaciones Resumen Diámetro Profundidad TR (m) (plg) 20

1,600

16

2,100

13 3/8

2,500

9 5/8

3,500

Densidad Cima Base de Cemento Cemento Observaciones lechadas (m) (m) (gr/cc) 1.9 - 1.45 Deberá salir cemento a 848 1,600 (espumada) superficie 200 , de 1.95 gr/cc y 400 1.95 – 1.60 1,500 2,100 m de 1.6 gr/cc para amarrar el traslape 350 m de 1.95 gr/cc, se 1.95 – 1.60 2,150 2,500 plantea no traslapar la zapata de 16’’ 1.90 – 1.58 Se plantea no traslapar 2,450 3,500 (espumada) la TR de 13 3/8’’

Primera Etapa. Diámetro TR (pg) 36

Profundidad (m)

Densidad de Lechadas (gr/cc)

Cima Cemento (m)

Base Cemento (m)

Gasto desplazamiento (bpm)

1350

N/A

N/A

N/A

N/A

Cima Cemento (m)

Base Cemento (m)

Gasto desplazamiento (bpm)

848

1,400

10

1,400

1,600

10

Segunda Etapa Diámetro TR (pg)

Profundidad (m)

20

1,600

Densidad de lechadas (gr/cc) 1.90 -1.45 (espumada) 1.90

1 Cople Flotador 20” Antares ER K-55, 133#/ft 1 Zapata Flotadora 20” Antares ER K-55, 133#/ft ACCESORIOS:

1 Cabeza de Cementar 5”, 133#/ft ,XH SSR 15 Centradores de Flejes de 20’’ x 26’’ Set de tapones SSR (Sub Sea Release) de 20”

DATOS PARA EL DISEÑO Profundidad:

1,600

m

Densidad del lodo:

1.45

gr/cc

Diámetro agujero:

26

pg.

Tipo de lodo

Exceso:

100

%

Temp. de fondo:

19

°C

Cima de cemento:

848

m

Temp. circulante:

17

°C

Agua

LECHADA DE LLENADO LECHADA 1 Cantidad de cemento:

100

Ton

Agua de mezcla

Volumen de lechada

63.60

m3

Vol. fluido de mezcla

41.15 552

Tirante a cubrir

22.00

lt/saco

Rendimiento

36

lt/saco

m3

Densidad lechada

1.9

gr/cc

m

Tiempo bombeable

4:00

Hrs

CANTIDAD TOTAL

1.5

UNIDAD DE MEDIDA Lt/sk

CaCl2

3.00

%

3,705 kg

Zone Sealant

0.70

Lt/sk

2,401lts

ADITIVOS

CONC.

FloStop 5000

5,147 lts

LECHADA DE AMARRE Cantidad de cemento:

62

Ton

Agua de mezcla

Volumen de lechada

44.75

m3

Vol. fluido de mezcla

27.35 200

Tirante a cubrir

22.00

lt/saco

Rendimiento

36

lt/saco

m3

Densidad lechada

1.9

gr/cc

m

Tiempo bombeable

3:00

Hrs

CANTIDAD TOTAL

2.00

UNIDAD DE MEDIDA Lt/sk

3.00

%

839 kg

ADITIVOS

CONC.

FloStop 5000 CaCl2

2,486 lts

BACHES PROGRAMADOS TIPO Tuned Spacer Thin

DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls) 1.5 20

Tuned Spacer (espumado)

1.9

OBSERVACIONES Compatible con fluido de control Compatible con fluido de control

100

Tercera Etapa. Diámetro TR (pg)

Profundidad (m)

Densidad de lechadas (gr/cc)

Cima Cemento (m)

Base Cemento (m)

Gasto desplazamiento (bpm)

16

2,100

1.95

1,500

1,790

6

1 Zapata Flotadora 16” HD 521 84#/ft 1 Cople Flotador 16 ” HD 521 84#/ft ACCESORIOS:

1 Cabeza de Cementar SSR HR 20 Centradores de Flejes 16’’ x 20’’ 1 Set de tapones SSR 16”

DATOS PARA EL DISEÑO Profundidad:

2,100

m

Densidad del lodo:

Diámetro agujero:

20

pg.

Tipo de lodo

Exceso:

30

%

Temp. de fondo:

36

°C

1,540

m

Temp. circulante:

29

°C

Cima de cemento:

1.35

gr/cc

Reahian

LECHADA DE AMARRE LECHADA 1 Cantidad de cemento:

55.07

Ton

Agua de mezcla

Volumen de lechada

47.43

m3

Rendimiento

Vol. fluido de mezcla

19.86

m3

250

m

Tirante a cubrir

22.00

lt/saco

36

lt/saco

Densidad lechada

1.95

gr/cc

Tiempo bombeable

5:00

Hrs

CANTIDAD TOTAL

0.10

UNIDAD DE MEDIDA Lt/sk

HALAD 344 EXP

0.40

Lt/sk

357.047 lts

FLO STOP 5000

1.80

Lt/sk

1,610.7 lts

ADITIVOS

CONC.

DAIR 300L

89.84 lts

BACHES PROGRAMADOS DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls)

TIPO Tuned Spacer

1.2

OBSERVACIONES Compatible con fluido de control

50

Cuarta Etapa. Diámetro TR (pg)

Profundidad (m)

Densidad de lechadas (gr/cc)

13 3/8

2,500

1.90

Cima Cemento (m)

Base Cemento (m)

Gasto desplazamiento (bpm)

2,150

2,500

6

1 Zapata Flotadora 13 3/8” HD 521 72#/ft P-110 1 Cople Flotador 13 3/8 ” HD 521 72#/ft P-110 ACCESORIOS:

1 Cabeza de Cementar SSR HR 20 Centradores de Flejes 1 Set de tapones SSR 13 3/8”

DATOS PARA EL DISEÑO Profundidad:

2,500

m

Densidad del lodo:

Diámetro agujero:

17 ½

pg.

Tipo de lodo

30

%

Temp. de fondo:

49

°C

2,150

m

Temp. circulante:

40

°C

Exceso: Cima de cemento:

1.45

gr/cc

Sintético

LECHADA DE AMARRE LECHADA 1 Cantidad de cemento:

44.0

Ton

Agua de mezcla

Volumen de lechada

33.57

m3

Rendimiento

Vol. fluido de mezcla

19.47

m3

350

m

Tirante a cubrir

22.00

lt/saco

38

lt/saco

Densidad lechada

1.90

gr/cc

Tiempo bombeable

7:00

ADITIVOS

CONC.

CaCl2

0.12

UNIDAD DE MEDIDA %

D AIR 3000 L

0.15

Lt/sk

HALAD 344 EXP

0.60

Lt/sk

529.85 lts

GAS STOP EXP

1.00

Lt/sk

883 lts

Hrs

CANTIDAD TOTAL 40.26 Kg 132.46

BACHES PROGRAMADOS TIPO Tuned Spacer

DENSIDAD VOLUMEN (bls) (gr/cc) 1.45 50

OBSERVACIONES Compatible con fluido de control

Quinta Etapa. Diámetro Profundidad TR (pg) (m) 9 5/8

3,505

Densidad Cima Base Gasto DEC de Cemento Cemento desplazamiento Máxima lechadas (m) (m) (bpm) (gr/cc) (gr/cc) 1.90-1.58 2,438 3,25 7 1.56 (espumada) 1 Zapata Flotadora 9 5/8”, P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker) 1 Cople Flotador 9 5/8 ”, P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker) 1 Cople retención 9 5/8 ”, P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker)

ACCESORIOS:

Conjunto Colgador de Liner P110, 53.5 Lb/pie, HD-513 (Baker) 1 Cabeza de Cementar para colgador de 9 5/8’’ (Baker) 20 Centradores de Flejes 1 Set de tapones SSR 9 5/8” Tieback 9 5/8’’, TRC-95, 53.5 Lb/pie, HD SLX (Baker) 1 Set de tapones SSR 13 3/8”

DATOS PARA EL DISEÑO 3,500

m

Densidad del lodo:

1.35

Diámetro agujero:

12

pg.

Tipo de lodo

El. Relahian

Exceso:

30

%

Temp. de fondo:

74 (WellCat)

°C

2,600

m

Temp. circulante:

47 (WellCat)

°C

Profundidad:

Cima de cemento:

gr/cc

LECHADA DE LLENADO (espumada) LECHADA 1 Cantidad de cemento:

19.15

Ton

Agua de mezcla

21.23

lt/saco

Volumen de lechada

20.23

m3

Rendimiento

37.33

lt/saco

Vol. fluido de mezcla

11.39

m3

Densidad lechada

1.90-1.58

gr/cc

900

m

Tiempo bombeable

4:30

Hrs

Tirante a cubrir

CANTIDAD TOTAL

0.17

UNIDAD DE MEDIDA Lt/sk

HALAD 344 EXP

0.30

Lt/sk

114.89 lts

SCR-100L

0.25

Lt/sk

95.75 lts

ZONE SEALANT 4000

0.69

Lt/sk

264.26 lts

ADITIVOS

CONC.

WG-17 EXP

57.45 lts

LECHADA DE AMARRE Cantidad de cemento:

13.15

Ton

Agua de mezcla

22

lt/saco

Volumen de lechada

10.14

m3

Rendimiento

38

lt/saco

Vol. fluido de mezcla

5.87

m3

Densidad lechada

1.90

gr/cc

Tirante a cubrir

300

m

Tiempo bombeable

4:00

Hrs

CANTIDAD TOTAL

0.15

UNIDAD DE MEDIDA Lt/sk

WG-17 EXP

0.17

Lt/sk

45.40 lts

HALAD 344 EXP

0.30

Lt/sk

80.12 lts

SCR-100 L

0.30

Lt/sk

80.12 lts

ADITIVOS

CONC.

D AIR 3000 L

40.06 lts

BACHES PROGRAMADOS TIPO

DENSIDAD VOLUMEN (gr/cc) (bls)

OBSERVACIONES

Tuned Spacer Thin

1.03

30

Compatible con fluido de control

Tuned Spacer (espumado)

1.90-1-53

95

Compatible con fluido de control

Conexiones Superficiales. DESCRIPCIÓN GENERAL ÁRBOL PRODUCCIÓN

No Aplica

Distribución del cabezal submarino. DESCRIPCIÓN DEL CABEZAL

CABEZAL SUBMARINO 18 ¾” 15M PSI, MODELO DSM 700 VETCO 36” x 20” x 13 3/8” x 9 5/8” - 15,000 psi.

DISTRIBUCIÓN DEL CABEZAL.

Componente

Marca

Tamaño Nominal y Presión de trabajo (psi)

Conductor housing de 36” x 2”

Vetco

36”, 1,000 psi

Cabezal de 18 ¾ p/TR 20”

Vetco

18 ¾”, 15,000 psi

Colgador de tubería de 18 ¾” X 13 3/8”

Vetco

13 3/8”, 15,000 psi

Colgador de tubería de 18 ¾” X 9 5/8”

Vetco

9 5/8”, 15,000 psi

Especificaciones Del material Servicios amargos H2S y CO2 (PSL-3) Servicios amargos H2S y CO2 (PSL-3) Servicios amargos H2S y CO2 (PSL-3) Servicios amargos H2S y CO2 (PSL-3)

Observaciones Tramo soldable de 36” x “ al cabezal Tramo soldable de 20” al cabezal Caja 13 3/8”, 72 # HD-521 Caja 9 5/8”, 53.5#, HD.SLX

La selección de cabezales y medio árbol es de acuerdo a especificación API 6A última versión

Diagrama del Cabezal de Árbol de Válvulas.

Arreglo de Preventores. El arreglo se mantiene durante toda la perforación del pozo, debido a que es submarino.

15.2

Presiones De Prueba.

Etapa

TR (plg)

Resistencia Presión Interna (psi)

Resistencia al Colapso (psi)

Prueba de preventores (probador de copas) (psi)

Prueba de TR (psi)

1

20

3,060

1,500

2,000

1,000

2

16

4,330

1,480

4,000

1,500

3

13 3/8

6,390

2,820

5,000

1,500

7,400

2,880

5,000

1,500

4

9 5/8

9,400

7,340

10,000

7,950

7,500

2,000

Tiempos de perforación programados. Resumen de tiempos por etapa. LIMITE TECNICO

PROGRAMA

TIEMPOS

TIIEMPOS

ACTIVIDAD HORAS

ACUM

DIAS HORAS ACUM

DIAS

Movimiento instalación

98.00

98.00

4.08

120.00

120.00

5.00

Preparativos para Jetteo

83.50

181.50

7.56

100.17

220.17

9.17

Jetteo de TR estructural

16.50

198.00

8.25

18.67

238.84

9.95

Perforar agujero de 26" para TR de 20"

32.50

230.50

9.60

34.40

273.24

11.39

Meter y Cementar TR de 20

41.50

272.00

11.33

56.50

329.74

13.74

Correr BOP's y Riser

103.50

375.50

15.65

126.67

456.41

19.02

Perforar agujero de 12 1/4" x 20" para TR de 16"

37.00

412.50

17.19

39.00

495.41

20.64

meter y Cementar TR de 16

137.00

549.50

22.90

149.5

644.91

26.87

Perforar agujero de 14 3/4" x 17 1/2" TR de 13 3/8"

58.80

608.30

25.35

66.5

711.41

29.64

Meter y cementar TR 13 3/8

138.00

746.30

31.10

169.5

880.91

36.70

Perforar agujero de 8 1/2" x 12

122.00

868.30

36.18

268

1148.91

47.87

Meter y cemetar TR de 9 5/8"

347.00

1215.30

50.64

518.3

1667.21

69.47

TOTAL DE DIAS

50.64

TOTAL DE DIAS

69.47

TR (pg)

DIAS PROGRAMADOS

Transporte e instalación

30”

5.0 Prof. (m)

848

P

4.95

CE

20 "

16"

13 3/8"

9 5/8"

Prof. (m)

1600

P

1.43

CE

7.63

Prof. (m)

2100

P

1.58

CE

6.77

Prof. (m)

2500

P

2.77

CE

7.06

Prof. (m)

3500

P

11.67

CE

20.61

Total Instalación y Perforación Metros por día (Perforación)

P-Perforando l (Núcleos, Registros parciales, etc.); CE- Cambio Etapa (Registra, Cementa TR, C.S.C.)

9.95

19.01

27.26

37.19

69.47

69.47 38.2

Gráfica de Profundidad vs. Días.

Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos Gerencia de Ingenieria y tecnologia VSDSE-1 Pozo ITESCO

0

Limite Técnico 500

1000

Profundidad (m)

1500

Pozo Leek

TR -30" 930 M

TR -20" 1600 M

TR -16" 2100 M

2000

TR -13 3/8" 2500 M

2500

3000

TR -9 5/8" 3500 M

3500

4000 5.00

15.00

25.00

35.00

45.00

55.00 Dias

65.00

75.00

85.00

95.00

Características del Equipo de Perforación. Dimensiones y Capacidad. MAX. PROF. DE PERF. CALADO MIN. DE NAVEGACION ALTURA LIBRE DE NAVEGACION CALADO MAX. DE OPERACION CAPACIDADES MATERIAL EN SACOS AGUA DE PERFORACION AGUA POTABLE COMBUSTIBLE DIESEL TANQUES DE LODO CAPACIDAD DE BARITA Y CEMENTO DIMENSIONES LARGO ANCHO PROF. DEL CASCO RANURA DE ENTRADA (KEY SLOT) ALTURA MESA ROTARIA ACOMODACIÓN DEL PERSONAL

6000m 9.7m 15.24m 21.33m 4000 Sacos ó 200 Ton. 13600 bls ó 2162.400m3 631 bls ó 100.329m3 6730 bls ó 1070.07m3 1806 bls ó 287.154m3 272 m3 98.60 m 89.128 m

25 m 88

Componentes Principales. UNIDAD

MARCA

MASTIL

MODELO

CANT.

CAPACIDAD

12m x 12m x 55m

1

453 Ton. (dinámico)

1

600 Ton.

CORONA POLEA VIAJERA GANCHO UNION GIRATORIA KELLY SPINNER TOP DRIVE MESA ROTARIA MALACATE HIDROMÀTICO MOTORES DEL MALACATE MALACATE DE MANIOBRAS BOMBAS DE LODO

Continental Emsco

RA-60-6

1

650 Ton.

Continental Emsco

LB-650

1

650 Ton. (estático) 450 Ton. (dinámico)

Varco Oil Well Continental Emsco

TDS-3 RT-1717S1

1 1

C3

1

Westinghouse

370 DZ

3

1000 HP

FB-1600

2

1000 HP

Continental Emsco

500 Ton. 800 Ton. 3000 HP Cable 1-3/8”

ASPECTOS ECONÓMICOS

Costos Estimados de Perforación Costo Directo por Etapa

TR (pg)

COSTOS DIRECTOS POR ETAPA (M.N.)

Transporte e instalación

$ 28,742,774 $ 31,498,767

30” 20”

$110,134,329

16”

$ 84,499,760

13 3/8”

$ 102,892,678

9 5/8”

$ 160,167,354

TOTAL

$ 518,015,304.14

Costo Integral de Perforación CONCEPTO

MONTO (M.N.)

A.- COSTO DIRECTO PERFORACIÓN

$ 112,282,897

B.- COSTO OPERACIÓN EQUIPO

$ 405,732,407

C.- SUBTOTAL (A + B)

$ 518,015,304

D.- FACTOR DE RIESGO 18% + INDIRECTOS + TARIFAS

$107,917,813

COSTO TOTAL PERFORACIÓN (C + D)

$ 625, 932,117

Costo total equipo de perforación = Costo día/equipo ó Directos + Costos Indirectos + Factor de riesgo 18 % = $ 518,015,304 Costo total de perforación = Costo total equipo de perforación + (Costo Materiales y Servicios + Costos Indirectos + Factor de riesgo 18% = $ 625,932,117.00

% en cos to renta de la plataforma  COSTO INTEGRAL DE LA INTERVANCIÓN

$ 518,015,304.00 $ 625,932,117.00

x 100  82%

Distribución de costos por etapa

Explotación 9 5/8” 31%

Intermedia 13 3/8” 20%

Mov. equipo 6%

Conductora 36” 6% Superficial 20” 21%

Intermedia 16” 16%

Sección

Campo Homoclave *Nombre oficial del trámite o servicio

Solicitud de Autorización de perforación de pozos tipo

*Nombre ciudadano del trámite

Autorización de Perforación de Pozos Tipo que se utilizarán como Modelo de Diseño para el desarrollo masivo de Yacimientos No Convencionales.

Nombre de la modalidad (si existe)

No aplica

Fundamento Jurídico que da origen al trámite:

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LINEAMIENTO Nombre del ordenamiento Lineamientos de perforación de pozos Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2016-10-14; última actualización 2017-11-28 Fecha de entrada en vigor 2016-10-17; 2017-11-29 Artículo 25, fracción III

Tipo de trámite o servicio

Autorizaciones, certificados, concesiones, informes, registros y avisos

* ¿En qué casos se debe presentar el trámite?

Cuando el Operador Petrolero requiere perforar pozos en Yacimientos o acumulaciones de aceite y gas en rocas de muy baja permeabilidad y porosidad, donde se requiere de estimulación para inducir el flujo de fluidos.

* ¿Quién puede solicitar el trámite?

Representante legal (Responsable Oficial)

Datos Generales del trámite

Descripción del trámite

Sinónimos

CNH-00-049

Le permite al Asignatario o Contratista solicitar a la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) la Autorización para llevar a cabo la Perforación de un * Descripción Pozo Tipo, que se utilice como Modelo de Diseño de otros pozos que se Ciudadana perforen en Yacimientos No Convencionales, para la Etapa de Desarrollo Masivo. ¿Qué efectos tendría Los Operadores Petroleros no podrían tener la autorización para la la eliminación de éste perforación de pozos tipo en yacimientos no convencionales para la etapa trámite? de desarrollo masivo.

* Sinónimos (palabras clave de búsqueda):

Autorización No Convencionales Yacimiento Tipo Desarrollo Masivo Perforación Pozo

Personas relacionadas con el trámite (Funcionario público responsable)

Canales de atención

Plazo máximo

Plazo de prevención

* Nombre(s) * Apellido paterno * Apellido materno * Cargo * Correo electrónico * Teléfono Teléfono adicional *Nivel de digitalización 100% Digitalizado * Canales de atención (medios de presentación del trámite)

CUAUHTEMOC CESAR ZAPATA GONZALEZ DIRECTOR GENERAL ADJUNTO [email protected] 1454-8500 Ext: 8590 Formatos Descargables No aplica Presencial o medios electrónicos

Fundamento jurídico de canales de atención:

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LINEAMIENTO Nombre del ordenamiento Lineamientos de perforación de pozos Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2016-10-14; última actualización 2017-11-28 Fecha de entrada en vigor 2016-10-17; 2017-11-29 Artículo 26

* Enlace o link al sitio en línea

No aplica

Enumera las acciones que el usuario tiene que hacer para realizar el trámite:

1. Descargar el formato de la página de la CNH 2. Requisitar formato para la solicitud de autorización de pozos 3. Entregar el formato debidamente firmado por el Responsable Oficial en Oficialía de partes en la CNH

Plazo máximo:

35 días hábiles

Fundamento jurídico del plazo de respuesta:

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LINEAMIENTO Nombre del ordenamiento Lineamientos de perforación de pozos Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2016-10-14; última actualización 2017-11-28 Fecha de entrada en vigor 2016-10-17; 2017-11-29 Artículo 33, fracción I

*Plazo de prevención:

10 días hábiles

Fundamento jurídico del plazo de prevención:

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LINEAMIENTO Nombre del ordenamiento Lineamientos de perforación de pozos Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2016-10-14; última actualización 2017-11-28 Fecha de entrada en vigor 2016-10-17; 2017-11-29 Artículo 30

Plazo real

*Plazo real

35 días hábiles

Tipo de resolución

*Tipo de resolución

Autorización

Criterios de resolución

Es indispensable la acreditación del cumplimiento de los requisitos de los artículos 27 y 29 de los Lineamientos de Perforación de Pozos; así también que el Operador Petrolero demostró el soporte técnico para la selección del Diseño; de igual forma se debe acreditar los elementos que le permitan Criterio de resolución al Operador Petrolero alcanzar los objetivos geológicos señalados, en del trámite términos de los horizontes o estratos geológicos correspondientes, así como preservar la Integridad del Pozo durante su Ciclo de Vida ; la utilización de la tecnología adecuada para la Perforación del Pozo, de acuerdo con sus características y el cumplimiento de las demás disposiciones previstas en los Lineamientos. Monto de los derechos, productos $ 129,900.00 y aprovechamientos aplicables

Montos Fundamento jurídico de montos:

Comentarios generales

Procesos económicos

TIC

* Consultas frecuentes del ciudadano * Volumen de consultas anuales (frecuencia) * Quejas frecuentes del ciudadano * Volumen de molestias o quejas anuales * Comentarios respecto al trámite * Notas adicionales del trámite

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LEY Nombre del ordenamiento Ley de Ingresos de la Federación para el Ejercicio Fiscal de 2018. Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2017-11-15 Fecha de entrada en vigor 2018-01-01 Artículo 10 Otro: Oficio 349-B-218 de la Unidad de Política de Ingresos No Tributarios

¿Qué pasa si no se aprueba la solicitud?, ¿En qué idioma se puede entregar la solicitud? 0 No aplica 0 No aplica Este trámite no contiene notas adicionales

* Más información

https://www.gob.mx/cnh/acciones-y-programas/perforacion-de-pozosexploratorios?idiom=es

* Subsector económico

Extracción de Petróleo y Gas

* Proceso económico

Producción de Hidrocarburos

* ¿El trámite cuenta con un sistema de No gestión del trámite? * Nombre descriptivo No aplica del sistema * Tecnología del No aplica sistema

* Grado de adaptación del sistema para envío/recepción de solicitudes electrónicas * Esfuerzo y complejidad de realizar modificaciones al sistema para recibir y enviar solicitudes electrónicas * Criticidad del sistema * Disponibilidad de servicio mediante Web-service

No aplica

No aplica

No aplica No aplica

* Latitud

No aplica

* Longitud

No aplica

* Peticiones diarias

No aplica

* ¿Es posible iniciar el trámite por Internet? * ¿Es posible cargar o subir documentos en línea? * ¿Se puede dar seguimiento al trámite por Internet? * ¿La resolución o respuesta es por Internet? * ¿Utiliza firma electrónica avanzada? * ¿Utiliza Clave RUPA?

No No

No

No

No No ¿El trámite es para una persona y/o una empresa o persona física con actividad empresarial? Empresa o Persona Física con Actividad Empresarial (PFAE)

Hechos vitales

Hechos vitales

¿En qué momentos se podría encontrar la empresa o PFAE al realizar el trámite?: Operación/Crecimiento Mi Negocio: Otros trámites (Negocio)

Categorías

Categorías agregadas

Procesos

Selecciona el tipo de trámite o servicio al que corresponda * Autorizaciones, certificados, concesiones, informes, registros y avisos

Medio Ambiente y Energía Energía

Autorización

Documentos / Requisitos de entrada al trámite

* ¿El trámite es de resolución inmediata?

No

* ¿En qué momento se realiza el pago?

Previo al inicio del trámite

Documentos agregados (Datos y documentos solicitados)

La solicitud deberá acompañarse de la siguiente información, la cual deberá encontrarse en idioma español y en formato digital: I. Objetivos de la Perforación del Pozo alineados al Plan o programa aprobado según corresponda. Este requisito se presentará mediante escrito libre y deberá contener los siguientes elementos: a) Objetivos geológicos y geofísicos en los que se describan los horizontes o estratos que se esperan alcanzar con la Perforación, y b) Características geológicas y condiciones geofísicas del área donde se solicita realizar la Perforación, incluyendo la posible presencia de hidratos de metano, o de altas presiones o altas temperaturas, en los estratos a perforar. II. Propuesta de Identificación y Clasificación de los Pozos a perforar, conforme a los elementos detallados en la Guía identificada como Anexo III de los Lineamientos; III. Documento integrado del Diseño, considerando las lecciones aprendidas de Pozos con características geológicas o condiciones geofísicas similares, que incluya la siguiente información; a) Evaluación geológica y geofísica del área con base en la cual se propone la Perforación; b) Mapas georreferenciados que detallen los siguientes elementos: i. Escala; ii. Simbología; iii. Ubicación del Pozo propuesto y de los Pozos de correlación, conforme a las coordenadas geográficas y UTM definitivas, en ITRF08, para la superficie, la trayectoria los objetivos geológicos del Pozo propuesto; iv. Distancia en metros desde el Pozo propuesto y su objetivo hasta las líneas delimitadoras del Área Contractual o Área de Asignación, y distancia de Pozos análogos. c) Visualización o estudio de factibilidad de la Perforación y de la Terminación; d) Conceptualización o ingeniería conceptual de la Perforación y de la Terminación; e) Documento que contenga la definición de la mejor opción técnicaeconómica del proyecto Pozo; f) Programa de Terminación preliminar, que deberá incluir: i. Diagrama esquemático que muestre las zonas productoras; ii. Estado mecánico propuesto; iii. Para terminaciones múltiples se deberá anexar la información a partir de la cual se estimaron las zonas prospectivas; iv. Para el caso de la tubería de producción, deberán detallarse, al menos, el diámetro, grado de acero y peso de la tubería de producción elegida, así como el respaldo técnico; v. Para casos donde se vaya a producir en un conjunto de diferentes estratos o Yacimientos a través de la misma tubería, se deberá incluir la justificación correspondiente, y vi. Para Pozos donde se programe realizar estimulaciones, se deberá presentar el programa preliminar correspondiente. g) El plan de pruebas del Pozo; h) En el caso de Pozos terrestres el diagrama de acceso al sitio; i) Propuesta de programa calendarizado de la ejecución del Pozo, desde el inicio de la Perforación, hasta la Terminación o en su caso el Taponamiento, y j) Para el caso de Pozos de Avanzada, el Operador Petrolero deberá remitir

además los resultados de los Pozos Delimitadores y Pozos de Desarrollo perforados en el Yacimiento. En caso de que esta información ya hubiera sido remitida al Centro Nacional de Información de Hidrocarburos sólo deberá referir los datos que permitan ubicar dicha entrega. En caso de que Operador Petrolero lo considere conveniente, podrá remitir diseños alternativos, a consideración de la Comisión. IV. Propuesta del Programa de Perforación que incluya, al menos, los siguientes elementos. a) Objetivos geológicos de la Perforación; b) Columna geológica proyectada que contenga las cimas y bases de las formaciones; c) Hidrocarburos esperados; d) Prognosis de la Perforación, en la que se detalle lo siguiente: i. Profundidades estimadas de las cimas de las formaciones marcadoras; ii. Profundidades estimadas de las zonas porosas y permeables que contengan agua dulce, aceite, gas o fluidos de presiones anormales; iii. Profundidades estimadas de fallas; iv. Ventana Operativa, y v. Zonas potenciales de pérdida de circulación. e) Diseño de la trayectoria y análisis anticolisión; f) Estado mecánico programado y de sus contingencias; g) Programa de fluidos de Perforación. Dicho programa deberá contener la siguiente información: i. Tipo, propiedades y características del fluido requeridas en cada etapa de la Perforación; ii. Densidades del fluido por etapa. Este programa deberá ser diseñado y utilizado de manera que permita mantener el control del Pozo, mantener la estabilidad del agujero, tener suficiente capacidad de suspensión para el acarreo de los recortes y mantener una temperatura adecuada en el sistema. Para el caso de la Perforación de las formaciones productoras, se deberá considerar entre las propiedades del fluido, minimizar el daño a la formación para evitar durante su etapa productiva la reducción de la producción y la

contaminación del Hidrocarburo. h) Programa direccional; i) Programa de adquisición de información, en donde se detallen las etapas en las que se recabarán los siguientes datos y registros: i. Núcleos de roca -incluyendo la sal-; ii. Registros geofísicos, para determinar las características de la columna estratigráfica y la evaluación de las operaciones realizadas; iii. Muestras de canal; iv. Muestras de fluidos, y v. Registros de Hidrocarburos. j) Programa de tuberías de revestimiento y programa de cementación para cada etapa de Perforación establecida, que incluya lo siguiente: i. Profundidad total; ii. Profundidad y espesores de los probables intervalos productores; iii. Profundidad de asentamiento de la tubería de revestimiento o del Liner; iv. Profundidad de asentamiento del colgador del Liner; v. Diseño de las tuberías de revestimiento que incluya los grados de acero, pesos, tipo y características de las conexiones, diámetros requeridos y factores de diseño y propiedades de las tuberías de revestimiento, tales como presiones de estallido y colapso, resistencia de las conexiones y de la tensión en el cuerpo del tubular; vi. Temperatura estática y circulante en el fondo del agujero; vii. Diámetro del agujero; viii. Cimas teóricas de las Lechadas; ix. Tipo y composición de las Lechadas; x. Selección del cemento y aditivos para diseñar cada Lechada y la estrategia de colocación, con la finalidad de asegurar la hermeticidad del Pozo, de acuerdo con las Mejores Prácticas de la industria; xi. Resultados de pruebas preliminares de laboratorio utilizadas para la elaboración del programa de cementación; xii. Programa de pruebas de laboratorio en campo y condiciones que deberán cumplir las Lechadas de acuerdo con las especificaciones de la norma API RP 10B: “Prácticas recomendadas para pruebas de cementos para Pozos”; xiii. Volúmenes y gastos preliminares de fluidos que se bombearán; xiv. Diseño y tiempo de contacto preliminares de los fluidos lavadores, espaciadores y de desplazamiento;

xv. Diferencial de presión preliminar en los coples flotadores, al terminar el desplazamiento; xvi. Tiempos operacionales preliminares; xvii. Casos históricos de Pozos de correlación y lecciones aprendidas aplicadas, si las hubiera; xviii. Resultados de la simulación del proceso y nombre del software utilizado (modelo dinámico con Densidades Equivalentes de Circulación – DEC–, hidráulica, presiones, programa de centralización ajustado a las condiciones del agujero incluyendo torque y arrastre, entre otros); xix. Características de equipos y herramientas a utilizar, y xx. Programa de registros y pruebas para verificar la calidad de la cementación, considerando, al menos, las tuberías de revestimiento de explotación e intermedias. k) Descripción del sistema de Desviadores de Flujo y del Conjunto de Preventores; l) Programa y protocolos para el control de un Pozo, en caso de un descontrol. Con base en dichos documentos, el Operador Petrolero deberá detallar los procedimientos o mecanismos para recuperar el control de un Pozo, vía intervención superficial, Pozo de Alivio u otra mejor práctica de la industria. Este plan de control deberá incluir los procedimientos de movilización de personal y equipos, tiempos estimados de ejecución, así como los fluidos de control, con las pruebas a realizar y evaluaciones para su selección. m) Análisis de riesgos operativos y plan de mitigación para cada etapa. V. Estudio geotécnico, para Pozos Costa Afuera; VI. Estudio de riesgos someros, para Pozos Costa Afuera; VII.Listado de las Mejores Prácticas que se aplicarán en la Perforación, seleccionadas de aquellas que el Operador Petrolero haya adoptado con anterioridad, de conformidad con lo establecido en el Anexo II de los Lineamientos o, en su caso, el artículo 9 de los Lineamientos; VIII. Escrito libre en el que el Operador Petrolero manifieste que los Equipos Críticos han recibido el mantenimiento en tiempo y forma de acuerdo con las especificaciones del fabricante y, o en su caso la respectiva Normativa a la que hace referencia el Anexo II de los Lineamientos y que actualmente se encuentran en condiciones idóneas para realizar la Perforación. Las evidencias relacionadas serán verificables en campo; IX. Los indicadores que empleará el Operador Petrolero para monitorear y medir el cumplimiento de las Mejores Prácticas que ha adoptado para asegurar la Integridad del Pozo durante su Ciclo de Vida, detallando el nombre y la fórmula del indicador, frecuencia de medición, metas de medición y el tipo de resultado; X. Costos estimados directos e indirectos de Perforación y de Terminación del Pozo que se solicita perforar; los costos directos desagregados en: equipos, materiales, logística y servicios; XI. La propuesta de la coordenada de un Pozo Alterno; XII. Tratándose de Pozos en Yacimientos No convencionales, además de las fracciones anteriores el Operador Petrolero deberá presentar: a) Programa preliminar de Fracturamiento Hidráulico. Este programa deberá incluirse en el documento integrado de Diseño, a que se refiere la fracción III anterior, y contener los siguientes elementos: i. Características del sistema roca-fluido: 1. Propiedades geomecánicas y petrofísicas de las rocas; 2. Propiedades geoquímicas; 3. Tipo y características de los fluidos, y 4. Profundidad y características del Yacimiento. ii. Especificaciones del cabezal, de la tubería de revestimiento, resultados esperados de las pruebas de presión, resultados esperados de la cementación y parámetros a monitorear durante el Fracturamiento Hidráulico; iii. Diseño de la fractura: 1. Mecánica de la fractura: presión de inicio de la fractura, presión de propagación y número de etapas, así como presión instantánea de cierre; 2. Geometría de la fractura (altura, longitud y amplitud);

3. Fluido Fracturante, volúmenes y gastos de inyección por etapas del tratamiento, y 4. Diseño y selección del Agente Apuntalante: tipo, tamaño y concentraciones, así como resistencia a la compresión y conductividades. iv. Deberá existir evidencia documental de que las longitudes verticales y horizontales estimadas para las fracturas no afectarán los Acuíferos existentes en las vecindades del Pozo. b) Estudios de micro-sísmica, en caso de que existan esfuerzos tectónicos anómalos; presencia de fallas regionales o locales, y cuando la cercanía entre el Acuífero y la zona productora sea menor de 600 metros y represente riesgo operativo, y c) El sistema de Barrera o sistemas de doble Barrera a emplear para preservar la integridad mecánica del Pozo. XIII. Tratándose de Pozos bajo el amparo de Contratos de producción compartida, presentar el presupuesto asignado de dicho Pozo, el cual debe ser congruente con el Plan de Desarrollo para la Extracción aprobado por la Comisión. Adicionalmente el Operador Petrolero deberá presentar su solicitud de Autorización de Perforación para un Pozo Tipo que se utilizará como Modelo de Diseño para el desarrollo masivo de Yacimientos No Convencionales, con los siguientes requisitos: I. Justificación técnica que demuestre las similitudes de las condiciones geológicas y del modelo geomecánico que permita validar la Construcción de diversos Pozos, con un mismo Diseño. II. El Operador Petrolero deberá detallar las especificaciones del Pozo Tipo, considerando el margen de adecuaciones que podrían hacerse a éstas, tales como: i) número y diámetros de tuberías de revestimiento a emplear; ii) profundidades de asentamiento de las tuberías, y iii) tipos de trayectorias que podrán realizarse, en caso de Pozos direccionales, Multilaterales u Horizontales.

Observaciones respecto a los documentos

El Operador Petrolero deberá presentar su solicitud de Autorización, acompañando el comprobante de pago de los derechos o aprovechamientos respectivos y los formatos para la solicitud de Autorización de Pozos, APT-1; de solicitud de Registro Administrativo de Pozo, RAP-1, y para el informe de indicadores de desempeño y de cumplimiento relacionados con la Autorización de Perforación de Pozos, IDC-1.

Fundamento jurídico de datos y documentos solicitados:

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LINEAMIENTO Nombre del ordenamiento Lineamientos de perforación de pozos Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2016-10-14; última actualización 2017-11-28 Fecha de entrada en vigor 2016-10-17; 2017-11-29 Artículo 27, 29

Formato: Liga para descarga del formato aplicable: Fecha de publicación del formato en el DOF:

Formato para la solicitud de autorización de pozos, APT1. https://www.gob.mx/cnh/acciones-y-programas/cnh-tramites-servicios

28/11/2017

Formato:

Formato para el informe de indicadores de desempeño y de cumplimiento relacionados con la autorización de perforación de pozos, IDC-1

Liga para descarga del formato aplicable:

https://www.gob.mx/cnh/acciones-y-programas/cnh-tramites-servicios

Fecha de publicación del formato en el DOF:

28/11/2017

Formato:

Formato de solicitud de registro administrativo de pozo, RAP-1

Liga para descarga del formato aplicable:

https://www.gob.mx/cnh/acciones-y-programas/cnh-tramites-servicios

Documentos de salida al trámite

Fecha de publicación del formato en el DOF: Documentos agregados : (documento emitido por la dependencia): * Observaciones respecto a los documentos Documentos agregados: Documentos agregados:

Cadenas

Cadenas agregadas:

No pertenece a ninguna cadena

Interacciones dependencia o entidad-Ciudadano

* Cantidad de pasos fuera de la dependencia o entidad

0

28/11/2017

No aplica

Los formatos APT1,IDC-1,RAP-1 deben ser requisitados siguiendo su instructivo de llenado. No aplica No aplica

Presencial: Oficialía de Partes de la CNH ubicada en Avenida Patriotismo 580, Nonoalco, Benito Juárez, Código Postal 03700, Ciudad de México. Oficinas agregadas

Oficinas

Vía telefónica: (55) 1454-8500, ext. 8590 Horario de recepción: De lunes a jueves, de 9:00 a 19:00 horas; los viernes, de 9:00 a 15:00 horas.

Tipo de Ficta

Fundamento jurídico de Ficta

Afirmativa

Ámbito del ordenamiento Federal Tipo de ordenamiento LINEAMIENTO Nombre del ordenamiento Lineamientos de perforación de pozos Fecha de publicación en el Diario Oficial de la Federación 2016-10-14; última actualización 2017-11-28 Fecha de entrada en vigor 2016-10-17; 2017-11-29 Artículo 33, tercer párrafo Ámbito del ordenamiento FEDERAL Tipo de ordenamiento LEY Nombre del ordenamiento Ley de Hidrocarburos Fecha de publicación en el DOF 2014-08-11 Fecha de entrada en vigor 2014-08-12 Artículo 36, segundo párrafo

Vigencia

No

Fundamento jurídico de vigencia

No aplica