PERFORACIÓN DIRECCIONAL APLICADA A LA REGIÓN SUR

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PERFORACIÓN

DIRECCIONAL APLICADA A LA REGIÓN SUR

PERFORACION DIRECCIONAL APLICADA A LA REGION SUR ESIA TicomanIPN

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Instituto Politécnico Nacional

Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura Unidad Ticoman

Ciencias de la Tierra

“Perforación Direccional Aplicada a la Región Sur”

TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO PETROLERO

Presentan: Galindres Basave Cesar Cuauhtémoc

García Rodríguez José Uriel Navarrete Alvarez Guillermo

Director de tesis: Ing. Juárez López Roberto


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AGRADECIMIENTOS

A mis padres, Hermenegildo Galindres Catalán, Francelia Basave Rodríguez y a

mis hermanas, Aidee y Xóchitl Brenda por el apoyo que me han brindado a lo

largo de mi vida.

A mis compañeros y amigos, Uriel y Guillermo que tanto me ayudaron para que pudiera concluir ésta tesis con éxito. A mi amigo Aldo Guzmán Sáenz y a su novia y también amiga mía Karla, puesto que, sin su valiosa ayuda tal vez no hubiera podido concluir satisfactoriamente la carrera. Al Instituto Politécnico Nacional (IPN) que contribuyó en mi formación profesional y por ser mi alma Mater. A los buenos profesores que tuve en el transcurso de la carrera, puesto que de todos ellos he adquirido conocimientos invaluables

Cesar Cuauhtémoc Galindres Basave

En primer lugar agradecer a mis padres, Carmen y Fernando, quienes han sido mi gran apoyo moral y económico, para lograr esta meta, que no solo es mía, si también de ellos. Gracias por tenerme paciencia, por amarme, por brindarme la oportunidad de estudiar, GRACIAS por todo, los quiero y los amo mucho. Y gracias a mi hermano Oscar. A mis amigos que no puedo mencionarlos a todos pero saben quiénes son y saben que son casi como mis hermanos, les agradezco mucho por ayudarme, apoyarme, por estar a mi lado y por hacerme pasar momentos únicos y divertidos en estos años de escuela gracias ogts. Y espero trabajar con ustedes en un futuro. A mi asesor el Ing. Roberto Juárez López, a quien le debo el hecho de que esta tesis tenga los menos errores posibles. Gracia por su apoyo. Y agradecer al Instituto Politécnico Nacional, gracias por formarme como profesionista y como persona, siempre será un orgullo y un honor ser parte del IPN, y llevar en el corazón los colores guinda y blanco. Muchas gracias por ser mi alma Mater.

García Rodríguez José Uriel


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Para empezar se me vienen muchas personas a la mente pero principalmente

quisiera agradecer a mis papas que he recibido apoyo de ellos en cualquier tipo de

situación y hemos logrado juntos llegar hasta esta etapa gracias por quererme

como soy y darme la oportunidad de ser alguien.

A mis hermanos por creer en mí, al pelón por hacerme ver como es la vida afuera

y ver lo que quiero en la vida también a mi hermana Fabiola que ha sido una

inspiración muy grande en mi vida y me ha demostrado que luchando se puede

llegar hacer las cosas, y también especialmente para mi hermano Edgar que en

primer instante el logro mucho de lo que soy ahora GRACIAS.

A mi novia por apoyarme sea la situación que sea y hacer que la finísima persona

que soy sea mejor cada día.

A mis amigos no los puedo mencionarlos a todos para que no se sientan pero sé

que ellos saben lo que significan para mí “eso aunque suene muy kity” gracias por

todos esos momentos de angustia y también los agradables y ojala podamos

seguir viéndonos y pendejeando como lo marca el manual.

A mi director de tesis el Ing. Roberto Juárez López gracias por todo el apoyo, los

regaños, el conocimiento, ya que sin usted no hubiéramos poder llegar hasta aquí

Al IPN, a mi escuela que me ha dado las armas para desarrollarme como

profesionista y persona, gracias por hacerme sentir orgulloso de mi institución.

Navarrete Alvarez Guillermo


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INDICE GENERAL

• Resumen………………………………………………….…………………….….8

• Abstract………………………….……………………………………………...….9

• Objetivo.………….………………………………………..……………………...10

• Introducción………………………………………………………………………11

• Antecedentes…………...……………………………………………………..…12

• Generalidades…………..………………………………………………………..13

Capitulo 1: Conceptos Generales de Perforación Direccional

1.1.1 Definición………………………………………………………………………...16 1.2 Tipos de trayectoria de perforación direccional

1.2.1 Tipo de trayectoria “J”…………………………………………..……….18 1.2.2 Tipo de trayectoria “S”…….……………………………..………………18 1.2.3 Tipo de trayectoria “S” Modificada…………...………………………...18 1.2.4 Tipo de trayectoria Horizontal….…………..…………………………...18 1.2.5 Tipo de trayectoria Alcance Extendido……..………………………….19 1.2.6 Tipo de trayectoria Multilateral………………………………………….19

1.3 Aplicaciones

1.3.1 Pozos Múltiples en Tierra……………………………………………….20 1.3.2 Side Track…………………………………………………………………21 1.3.3 Pozos en Localizaciones Inaccesibles…………………………………21 1.3.4 Perforación de Pozos en Línea Costera……………………………….22 1.3.5 Control de Verticalidad………………………………………………..…23

Capitulo 2: Equipo de Perforación Direccional

2.1 Herramientas

2.1.1 Barrenas…………………………………………………………………..24 2.1.2 Ampliadoras………………………………………………………………30 2.1.3 MWD-LWD-PWD…………………………………………………………31 2.1.4 Motor de Fondo…………………………………………………………..39 2.1.5 Power Drive……………………………………………………………….42 2.1.6 Sistema Rotatorio………………………………………………………...42 2.1.7 Geo-Pilot…………………………………………………………………..43


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2.2 Sarta de Perforación

2.2.1 Componentes de la Sarta de Perforación……………………………..45 2.2.2 Funciones de la Sarta de Perforación………………………………….49 2.2.3 Criterios de estabilización de la Sarta Perforación………………...…50 2.2.4 Tipos de Sartas de Perforación Direccional

2.2.4.1 Sarta Estabilizada……………………………………….............51 2.2.4.2 Sarta Empacada………………………………………………….52 2.2.4.3 Sarta Lisa………………………………………………………….53 2.2.4.4 Sarta Orientada con ampliador…………………………………54 2.2.4.5 Sarta Navegable………………………………………………….55 2.2.4.6 Sarta Rotatoria……………………………………………………56 2.2.4.7 Sarta Vortex………………………………………………………57 2.2.4.8 Sarta Direccional…………………………………………………58

2.2.5 De acuerdo a la formación que tipo de sarta direccional se utiliza……………………………………………….59

2.2.6 Limpieza en un Pozo Direccional……………………………………....61 2.2.7 Torque y Arrastre…………………………………………...……………63 2.2.8 Tiempo de vida de una Sarta de perforación…………………………64

2.3 Tipos de Perforación Direccional

2.3.1 Trayectoria “J” ó “Slant” (incrementar – Mantener)…………………..68 2.3.2 Trayectoria de Incremento Continuo…………………………………...71 2.3.3 Trayectoria “S” (Incrementar–Mantener

disminuir)………………………………………………………………….73 2.3.4 Trayectoria “S” modificada (incrementar-mantener-disminuir

parcialmente-mantener)…………………………………………………77

Capitulo 3: Aplicación de la Perforación Direccional en el Pozo ESIA..……………………………………………………………………….82

Capitulo4: Software de la Perforación Direccional en los Pozos de la Región

Sur……………………………………………………………………………………….146

4.1 Metodología para la utilización del software DSP-ONE…………………...148

4.2 Modulo de Perforación Direccional

4.2.1 Pantalla de datos direccionales……………………………………………150

4.2.1.1 Panel de datos de superficie…………………………………………..150 4.2.1.2 Panel del objetivo primario…………………………………………….151 4.2.1.3 Panel de forma del objetivo……………………………………………152 4.2.1.4 Panel de sección vertical………………………………………………153 4.2.1.5 Botón de objetivo……………………………………………………….154


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4.2.2 Pantalla de Planeación Directa……………………………………………..156

4.2.2.1 Diseño paso a paso…………………………………………………….157 4.2.2.2 Pegando datos del objetivo……………………………………………159 4.2.2.3 Eliminando pasos……………………………………………………….162 4.2.2.4 Modificando un paso……………………………………………………162 4.2.2.5 Utilería gráfica en 3D…………………………………………………...162 4.2.2.6 Utilería gráfica en 2D…………………………………………………...162

4.2.3 Pantalla de planeación inversa……………………………………………..163 4.2.4 Pantalla de Estaciones……………………………………………………….165

4.2.4.1 Pozo planeado…………………………………………………………..167 4.2.4.2 Pozo actual………………………………………………………………167 4.2.4.3 Pozo desvío (Sidetrack)………………………………………………..170 4.2.4.4 Comentarios de estación………………………………………………170 4.2.4.5 Utilería gráfica 3D………………………………………………………171 4.2.4.6 Utilería gráfica 2D………………………………………………………171

4.2.5 Pantalla de utilidades………………………………………………………...171

4.2.5.1 Gráficas………………………………………………………………….171 4.2.5.2 Conversiones……………………………………………………………174 4.2.5.3 Otros……………………………………………………………………..176

4.2.6 Rumbo al objetivo…………………………………………………………….180

4.2.6.1 Proyección………………………………………………………………182 4.2.6.2 Rumbo al objetivo………………………………………………………184 4.2.6.3 Pozo con corrección hacia lo planeado……………………………...188 4.2.6.4 Guardando los datos de la corrida de la

corrección…………..……………………………………………………189 4.2.6.5 Imprimiendo un reporte de la corrida de la

corrección…...……….......................................................................189 4.2.6.6 Produciendo una gráfica de la corrida de la

corrección….…………………………………………………………….189 Conclusiones…………………………………………………………………………..190

Anexos

• Indicé de Figuras

• Nomenclatura

• Bibliografía

PERFORACION DIRECCIONAL APLICADA A LA REGION SUR

ESIA Ticoman

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RESUMEN

El presente trabajo pretende mostrar de manera adecuada las diversas

aplicaciones de la perforación direccional en el ramo de la industria petrolera,

referente a la zona sur del país, en específico al pozo ESIA. De ésta manera se

logró recabar la información necesaria, que nos ayuda a entender de mejor forma

los principios básicos que constituye la perforación direccional.

Algunos de los conceptos que se mencionan y se manejan dentro de éste

proyecto tienen la finalidad de ejemplificar y ampliar los conocimientos acerca de

las herramientas direccionales, tales como: los registros direccionales (MWD-

LWD-PWD), tipos de barrenas, sistemas rotatorios dirigibles, herramientas

ampliadoras y los diferentes tipos de sartas direccionales utilizadas.

Los sistemas rotatorios son de suma importancia actualmente dentro de este tipo

de operaciones direccionales, puesto que, tienen gran aceptación dentro de la

industria petrolera, debido a que minimiza el tiempo de control desde superficie. El

sistema rotatorio constituye un enorme avance en la confiabilidad, eficiencia y

eficacia de la perforación durante corridas largas.

Las distintas aplicaciones antes mencionadas, hacen referencia a los tipos de

pozos y sus diferentes trayectorias de la perforación direccional, los cuales son:

tipo “J” o “Slant”, tipo “S”, tipo “S” modificado, entre otros.

La planeación resulta imprescindible en la perforación de un pozo direccional para

la correcta selección de la tecnología a utilizar, debido a esto es realmente

importante conocer y analizar las operaciones que han de llevarse a cabo para el

ahorro de tiempos en la perforación.


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ABSTRACT

The current work properly shows the various applications of directional drilling in

the oil industry area, referring to the southern region, specifically the well ESIA.

This way we will achieve gather the necessary information that helps us to better

understand the basic principles is directional drilling.

Some of the concepts listed under this project are intended to illustrate and expand

knowledge about directional tools, such as directional logs (MWD-LWD-PWD),

types of bit, rotary steerable systems, enlarger’s tools and different types of BHA

used in directional perforation.

Rotary steerable systems are currently important in this type of directional

operations, since they have great acceptance in oil industry, because it minimizes

the time control from the surface. Rotary System is a breakthrough in reliability,

efficiency and effectiveness of the borehole during long runs.

The various applications mentioned above, refer to the types of wells and their

different paths of directional drilling, which are type J or Slant, Type S, Type modify

S, among others.

Planning is essential in directional well drilling for the correct selection of

technology to use, because this is really important to know and review the

operations to be carried out for cost savings in drilling.


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OBJETIVOS

Proporcionar los distintos conceptos básicos que son utilizados dentro de la

perforación direccional.

Indicar los diversos tipos de perfiles o trayectorias por medio de las cuales

se pueden llevar a cabo la construcción de un pozo direccional.

Mostrar las diferentes aplicaciones en las que la perforación direccional es

usada, concretamente en la región sur del país; como son pozos Múltiples

en Tierra, Sidetrack, Pozos en Localizaciones Inaccesibles, Control de

Verticalidad, etc.

Establecer la variedad de herramientas existentes en esta técnica, el

manejo que se les da a cada una de ellas, así como las principales

características de estas.

Exponer los componentes, funciones, tipos, etc., de las distintos tipos de

sartas de perforación (BHA), que son manejadas en los pozos de la región

sur principalmente.

Comprender métodos de construcción de pozos de manera analítica,

cuantitativa y cualitativa, para poder vislumbrar de una mejor forma los

procedimientos que se llevan a cabo en ésta técnica de perforación.

Dar a conocer de una manera fácil y correcta la utilización y metodología del Software DSP-ONE, el cual facilita las operaciones de perforación y diseño de pozos.

Clarificar los distintos problemas que se pueden presentar en la perforación

direccional y sus posibles soluciones.

Proporcionar un documento bibliográfico de consulta para estudiantes tanto

de la carrera de Ingeniería Petrolera de la Escuela Superior de Ingeniería y

Arquitectura Unidad Ticoman, como de cualquier otra universidad, la cual

requiera de la información aquí recabada.

.


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INTRODUCCIÓN

La perforación direccional en la actualidad es una técnica importante en la

industria petrolera ya que se han tenido que explotar yacimientos en áreas

recónditas y difíciles, incrementándose el estudio y generación de nuevas

tecnologías para poder alcanzar el objetivo deseado.

La tecnología de perforación rotativa direccional ha evolucionado

considerablemente desde su espectacular incursión en el campo a fines de la

década de los 90’s. Las capacidades singulares de los nuevos sistemas ofrecen

más flexibilidad y mayor confiabilidad en la perforación de la trayectoria de pozos

que se encuentran en ambientes complicados.

Los pozos direccionales constituyen sin duda alguna una de las tecnologías más

relevantes que ha permitido el desarrollo de campos que resultan difíciles de

explotar. Hoy en día existen diversas herramientas y técnicas para la construcción

de pozos direccionales debido a que es una excelente alternativa para incrementar

la productividad de los yacimientos.

La introducción de la tecnología rotativa direccional eliminó varios de los métodos

de perforación direccional previos. Debido a que un sistema rotativo direccional

perfora direccionalmente con rotación continua desde la superficie, no existe la

necesidad de deslizar la herramienta, a diferencia de las perforaciones realizadas

con motores direccionales. La rotación también mejora la limpieza del agujero

porque agita el fluido y los recortes de la perforación, permitiendo que fluyan fuera

del pozo en vez de acumularse formando un colchón de recortes.

Finalmente la perforación direccional es una técnica que nos permite coordinar,

planificar y explotar de manera más eficaz la perforación de pozos en zonas

difíciles de perforar a diferencia de la perforación convencional, por consiguiente,

resulta indispensable conocer ampliamente los métodos que se llevan a cabo para

obtener con mayor eficiencia los hidrocarburos.


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ANTECEDENTES

Tuvo sus inicios a principios de los años 20 del siglo pasado. En sus inicios, la perforación de pozos direccionales fue motivada principalmente por aspectos económicos. Los campos costa afuera en California fueron el área de oportunidad para la aplicación de ésta tecnología; descubrimientos posteriores de aceite y gas en el Golfo de México y otros países, promovieron la expansión de la perforación direccional; la perforación direccional fue considerada inicialmente como un arte y una operación remedial.

Actualmente se considera como una herramienta en la optimización de yacimientos. El primer pozo direccional se perforó en el año de 1930, en Huntington Beach, California, en el caso de México el primer pozo direccional fue perforado en el año de 1960, en Las Choapas, Veracruz. El uso de esta técnica de perforación hoy en día permite ahorro de tiempos en la producción de un pozo.

Desarrollo de Mediciones

1930 Magnetic Single Shot (después de la perforación)

1970’s Herramientas Dirigibles –Registros con cable

1980 MWD

1980’s LWD

1990’s GeoSteering (Trayectoria geológica VS geométrica)

Desarrollo de Herramientas

1960’s Motores de Fondo

1980’s Motores Dirigibles

1988 Perforación Horizontal

1990’s Perforación Geo-steering

1999 Sistemas Rotatorios Direccionales


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Generalidades

Conceptos Generales

Objetivo: El objetivo está definido por las coordenadas de un punto en el

subsuelo al cual se pretende llegar. La exactitud es frecuentemente muy

relativa, por lo que la definición de las coordenadas del objetivo lleva

implícita una cierta tolerancia en la posición del fondo del pozo.

Localización: Punto de la tierra desde donde se perfora el pozo.

Sistema de coordenadas x, y: El origen de este sistema coordenado se

ubica en la mesa rotaria. Por convención el eje y está orientado hacia el

Norte, mientras que el eje x se orienta hacia al Este.

Trayectoria del pozo: El camino seguido por la barrena para conectar la

mesa rotaria con un punto en el subsuelo al cual se desea llegar es

conocido como “trayectoria del pozo”.

Kick Off Point (KOP): Punto de Inicio o Inicio de Desviación.

Drift Direction (Rumbo): Rumbo del pozo medido sobre el plano horizontal como ángulo, expresado en azimut o cuadrante.

Vertical Section (Sección vertical): Es el desplazamiento que tiene el pozo al perforar con un ángulo determinado.

Closure Distance (Distancia de cierre): Se define como una recta trazada desde el punto de referencia en superficie hacia cualquier coordenada rectangular en un plano horizontal. Generalmente se usa para definir el fondo del pozo.

Closure Direction: Dirección final de cierre del pozo con respecto a la dirección del objetivo inicial.

Dog Leg (Pata de Perro): Una pata de perro es un cambio abrupto en el ángulo o dirección del pozo, el cual es planeado por el ingeniero de pozo y en algunas ocasiones este cambio puede ser involuntario. Algunos indicadores de este cambio involuntario pueden ser incrementos en el torque y en el arrastre sobre la sarta de perforación.


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Severidad de la pata de perro: Es la magnitud de la pata de perro. Se

puede calcular a partir de dos estaciones de medición, las cuales deben

estar a 30 metros una de otra. Para el cálculo se puede usar la siguiente

ecuación:

122121

1 cossinsincoscoscos

En donde:

= Ángulo de la pata de perro (grados)

11, = Ángulos de inclinación y azimut en la estación 1

22, = Ángulos de inclinación y azimut en la estación 2

Survey: Toma de información de un pozo (ángulo, rumbo, profundidad, etc).

Toolface (Cara de la herramienta): Es el lugar sobre una herramienta desviadora, señalado comúnmente como una línea de marca, que se posiciona hacia una orientación determinada mientras se perfora, para determinar el curso futuro del pozo.

Azimut: Es la dirección del agujero sobre el plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las manecillas de un reloj ( de 0° a 360°) a partir del Norte de Referencia, el cual puede ser Norte verdadero, Norte Magnético. Es el método más claro y sencillo en el manejo de cálculos.

Cuadrante: La dirección se lee tomando como referencia los 4 puntos cardinales, Norte, Sur, Este, Oeste, en la siguiente dirección: Norte a Este, Norte a Oeste, Sur a Este, Sur a Oeste, dividiendo cada cuadrante en 90°.

Coordenadas UTM (Universal Transverse Mercator): Es un sistema de coordenadas basado en la proyección cartográfica del globo terráqueo. A diferencia del sistema de coordenadas geográficas, expresadas en longitud y latitud, las magnitudes en el sistema UTM se expresan en metros.

Norte verdadero: Dirección al polo Norte Geográfico.

Norte magnético: Dirección al polo Norte Magnético.


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Declinación Magnética: Para entender la declinación debe entender que hay dos polos Norte. Hay un polo real geográfico en la cima del mundo y uno magnético aproximadamente a 2000 Km del norte geográfico real. Una brújula siempre apunta al Norte magnético y los mapas están orientados hacia el Norte geográfico. La diferencia de ángulo entre uno y otro es la llamada declinación.

Fulcro: Es usado para construir un ángulo en la dirección del pozo (incremento de la inclinación).

Arc VISION: Resistividad por inducción, arreglo por inducciones compensada

Mcr VISION: Resistividad por inducción, múltiple comunicación de resistividades.

AdnVISION: Collar integrado, azimutal de densidad y neutrones


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CAPITULO 1

Perforación Direccional

1.1 Definición

Es el proceso de desviar un pozo a lo largo de una trayectoria definida, con el fin

de alcanzar un objetivo predeterminado, localizado a un cierto desplazamiento

horizontal de la localización del equipo de perforación.

Actualmente la perforación direccional es una práctica común utilizada para explotar yacimientos petroleros, sin embargo el conocimiento de ésta técnica de perforación está concentrado en pocos ingenieros de nuestras áreas de diseño y operación. Por lo tanto, es necesario difundirlo para entender los conceptos básicos que sustentan ésta práctica de perforación. 1.2 Tipos de trayectorias dentro de perforación direccional.

La trayectoria del pozo comprende el plan direccional propuesto del pozo o la hoja guía donde quedan definidos los puntos de desvío (KOP), inclinación y rumbo del pozo, profundidad medida (MD), profundidad vertical verdadera (TVD), sección vertical (VS), coordenadas rectangulares (N/S, E/W), patas de perro severas (DLS), entre otros. Normalmente, ésta información es presentada cada 100 pies ó 30 metros.

Ésta información genera el perfil de Profundidad Vertical Verdadera (TVD) vs Sección Vertical (VS) en el cual se ratifican los puntos de asentamiento de las diversas secciones de tubería de revestimiento a ser corridas. También se resaltan puntos de desvío (KOP), punto de fin de la construcción (EOC), intervalo de mantenimiento de ángulo, punto de inicio de caída de ángulo; y finalmente el punto de profundidad total (TD). Los topes y bases de las zonas de objetivos, tomados de los datos del pozo deben ser también resaltados.


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Figura 1. Perfil TVD vs. Sección Vertical.

En general, las trayectorias de los pozos direccionales son los siguientes:

Tipo “J” (Slant o pendiente).

Tipo “S”.

Tipo “S modificado”.

Horizontal.

De alcance extendido.

Tipo de perfil Multilateral.


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1.2.1 Tipo de trayectoria “J “(Slant o pendiente) Esta trayectoria consta de una sección vertical, seguida de una sección curva donde el ángulo de inclinación se incrementa hasta alcanzar el valor deseado y una sección tangencial o de “mantenimiento de ángulo y rumbo” hasta alcanzar el objetivo geológico planificado.

1.2.2 Tipo de trayectoria “S” La trayectoria tipo “S” (construir, mantener y disminuir el ángulo y rumbo) está formada por una sección vertical, seguida de una sección curva donde el ángulo de inclinación se incrementa hasta alcanzar el valor deseado (construir), luego se tiene una sección tangencial (mantener), y por último se tiene una sección en donde se disminuye el ángulo para entrar verticalmente al objetivo geológico (disminuir).

1.2.3 Tipo de trayectoria “S modificada” Tipo “S Modificada”: Está constituido por una sección de aumento de ángulo, una

sección tangencial intermedia, una sección de caída de ángulo diferente a cero

grados y una sección de mantenimiento de ángulo al objetivo.

1.2.4 Tipo de trayectoria horizontal Ésta técnica es aplicada cuando la producción en un campo es muy reducida debido a diversos factores como gas y agua (conificaciones) o formaciones con buena permeabilidad vertical. Dependiendo de la tasa de construcción utilizada, los pozos horizontales se dividen en tres tipos:

Radio corto: 100°/30 m.

Radio Medio: 10° a 50°/30 m.

Radio Largo: menos de 10°/30 m. Los pozos horizontales se realizan con la intención de perforar los horizontes productivos en una gran extensión horizontal y no limitarse sólo al espesor neto de las formaciones que es el caso de perforaciones de tipo convencional.


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1.2.5 Tipo de trayectoria de alcance extendido. Los pozos de alcance extendido son aquellos que son desviados de su vertical y su sección de construcción e inclinación son construidas de tal manera que permiten un mayor desplazamiento horizontal para alcanzar un objetivo a una cierta distancia de la superficie. Los pozos de alcance extendido pueden alcanzar sus objetivos a más de 8 km de la ubicación del pozo. 1.2.6 Tipo de trayectoria Multilateral Esta técnica consiste en perforar inicialmente a determinada profundidad un pozo

el cual es tomado como punto de partida y posteriormente a partir del mismo se

crean otros pozos direccionales.

Los pozos multilaterales usan drenajes horizontales múltiples desde un pozo

primario para reducir el número de pozos necesarios para drenar el yacimiento.

Los multilaterales requieren pocos cabezales, reduciendo el costo de las

terminaciones submarinas y las operaciones de enlace.


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1.3 Aplicaciones.

Pozos Múltiples en Tierra: La perforación direccional ha contribuido en el ahorro de tiempos y costos de perforación tanto para los pozos terrestres como marinos, ya que en tierra desde una misma macro-pera se pueden perforar hasta 6 pozos.

Figura 2. Pozos múltiples en tierra.


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Sidetrack: Consiste en efectuar una desviación desde un pozo ya existente debido a una obstrucción, por ejemplo de un “PEZ” o bien para buscar una nueva zona productora dentro del mismo campo.

Figura 3. Sidetrack.

Pozos en Localizaciones Inaccesibles: Estos Pozos se efectúan cuando existen obstrucciones como montañas, ciudades, lagos, reservas ecológicas, etc. Lo cual resulta un impedimento para la construcción de una localización superficial.

Figura 4. Pozos en localizaciones Inaccesibles.


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Perforación de Pozos en Línea Costera: Esta técnica es utilizada en los casos donde un yacimiento se encuentra Costa fuera, resultando la forma más económica comparándola con una perforación marina.

Figura 5. Pozos en línea Costera.


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Control de verticalidad: Las técnicas de la perforación direccional han

sido usadas para mantener dentro del objetivo trayectorias verticales en

pozos que tengan la tendencia natural a la desviación, impidiendo que esto

suceda. Las desviaciones de la trayectoria planeada se pueden corregir o

cambiar algunos parámetros operativos de la perforación o empleando otro

tipo de herramientas en el fondo del pozo (aparejo de fondo, BHA por sus

siglas en inglés).

Figura 6. Control Vertical.


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Capitulo 2

Equipo de Perforación Direccional 2.1 Herramientas

2.1.1 Barrenas

Barrena: Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación. Su función es remover la roca y los recortes de ésta mediante el vencimiento de su esfuerzo de corte, o bien removerla mediante el vencimiento de su esfuerzo de compresión. Los tipos de barrenas son los siguientes:

Barrenas tricónicas

Las barrenas tricónicas tienen tres conos cortadores que giran sobre su eje (figura

7). Por su estructura de corte se fabrican de dientes e insertos de carburo de

tungsteno.

Figura 7. Barrena Tricónica.


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Por su sistema de rodamiento ó giro pueden ser de balero estándar o de balero

sellado (Figura 8). Actualmente las barrenas tricónicas sólo son usadas en las

primeras etapas de la perforación.

Figura 8: A) Balero estándar, B) Balero sellado.

BARRENAS DE CORTADORES FIJOS

Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles, con

diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie inferior

y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre.

Se dividen en:

Barrenas de diamante natural.

Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP).

Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC).

Barrenas de diamante natural

Las barrenas de diamante natural (figura 9) tienen un cuerpo fijo cuyo material es

de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el material más

duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena.


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El uso de estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales

para perforar formaciones duras y abrasivas.

Figura 9: Barrena de diamante natural.

Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP)

Las barrenas térmicamente estables (TSP), son usadas para perforar rocas duras,

por ejemplo: caliza dura, basalto y arenas, entre otras. (Figura 10).

Figura 10: Barrena de diamante TSP.


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Barrenas de compacto de diamante policristalino (PDC)

Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con cuerpo

sólido y cortadores fijos. Figura 11.

Figura 11: Barrena compacta de diamante policristalino (PDC).

El diseño de los cortadores está hecho con diamante sintético en forma de

pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la

barrena, pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las TSP, su

diseño hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las

barrenas tricónicas.

Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la perforación de

pozos petroleros.


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Barrenas especiales

Las barrenas especiales son de dos tipos: ampliadoras o bicéntricas. Se utilizan

para operaciones tales como: ampliación del diámetro del agujero, desde la boca

del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.

Aplicaciones. La aplicación para estos tipos de barrenas ampliadoras se puede clasificar de la siguiente manera:

1. Aplicaciones Básicas.

Reducir problemas al correr TR a través de secciones con “patas de perro” altas.

Reduce problemas de inestabilidad del agujero.

Facilita el uso del inventario actual de Tuberías de Revestimiento.

Reduce riesgo de atrapamiento durante los viajes.

2. Aplicaciones avanzadas.

Pozos HPHT generalmente requieren sartas de revestimiento adicionales.

Terminaciones con grava empacada.

Revestimiento expandible.

Reentrada a pozos (crear una ventana para desviar el agujero en la Tubería de Revestimiento).

Presión de Poro / Pérdidas de Circulación / Disminución de la DEC al perforar y cementar.

3. Aplicaciones en terminaciones.

Facilita las corridas de registros.

Crea un diámetro de pozo mayor para aumentar la producción.

Reduce problemas para correr Tuberías de Revestimiento a través de secciones con “patas de perro” altas.

Mejor cementación.


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Características técnicas de las barrenas bicéntricas. La barrena piloto y el ampliador se encuentran integrados en una sola pieza. (Figura 12).

Figura 12: Evolución de las barrenas bicéntricas. Criterios para la selección de barrenas

Rendimiento.

Tipo de pozo: vertical o direccional.

Análisis histórico.

Fluidos de perforación.

Énfasis en los costos.

Limitaciones de peso sobre la barrena.

Pozos profundos.

Aplicaciones con motores de fondo.

Litología o tipo de roca.

Pozos de diámetro reducido. ¿Qué información se necesita para seleccionar una barrena?

Evaluación de barrenas empleadas previamente.

Evaluación de rendimiento de pozos vecinos.

Registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tiene).

Datos sísmicos del área.

Software especializado del cálculo y análisis para la selección.

Propiedades de los fluidos de perforación por emplearse con la barrena a utilizar.

Tablas e información geológica.

Catálogos de barrenas.

Boletín sobre características de las barrenas.

Tablas comparativas de barrenas.

Clasificación de barrenas.


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2.1.2 Ampliadora Ampliación Proceso de ensanchamiento del tamaño del pozo. Incluye la ampliación debajo de una restricción o cuando no hay restricción. Ampliadora

Es una herramienta que se usa para ampliar los agujeros.

Aplicaciones

Aplicaciones donde se requiere mayor espacio anular: Más cemento entre TR y formación. Reducir la Densidad Equivalente de Circulación (DEC).

Mejorar la corrida de la TR.

Empaques de grava.

Profundización de pozos existentes.

Pozos exploratorios.

Figura 13. Ampliadora.


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2.1.3 MWD-LWD-PWD

MWD (Measurements While Drilling)

La manera más directa de tener en la superficie información continua, el ángulo

alcanzado y el rumbo al que está orientada la herramienta deflectora, es el equipo

MWD (Medición Mientras se Perfora).

Es una herramienta que se coloca por arriba de la barrena o motor de fondo y que

va enviando señales electrónicas conforme se perfora, mismas que se capturan e

interpretan en la computadora instalada a boca de pozo, siendo estas medidas en

tiempo real.

Lo anterior permite tener un control respecto al tipo de roca que se está cortando

así como del ángulo y dirección del pozo, por lo que es posible corregir la

desviación en el diseño del pozo.

Funcionamiento

Adquisición de datos en el fondo del pozo.

Transmisión de datos por el lodo de perforación.

Los sensores convierten los pulsos en señales electrónicas.

El equipo de superficie decodifica la información de los sensores.

Entrega de Registros y datos direccionales al usuario.

Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el de

transmisión de pulsos modulados por presión. El sistema MWD utiliza pulsos para

transmitir la información de la herramienta a la superficie en forma digital (binaria).

Estos pulsos se convierten en energía por medio de un transductor en superficie,

los cuales son decodificados por una computadora.


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El equipo MWD (figura 14) consta de los siguientes componentes:

• Generador de pulsos.

• Sensor/elementos electrónicos de la sonda.

• Sistema de cómputo.

Figura 14. MWD.


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PowerPulse

Collar Integrado – Sistemas de Alta Telemetría y Survey

SERVICIOS PRINCIPALES

Datos en tiempo real (0.5 – 12 bps)

Toolface (Cara de la herramienta)

Dirección e inclinación (D&I)

Datos continuos al rotar de (D&I)

Suministro de energía en el fondo para herramientas

Combinable con todas las herramientas LWD (Servicio VISION)

CARACTERÍSTICAS AVANZADAS

Mediciones precisas y confiables en tiempo real.

Telemetría de alta velocidad con gran densidad de datos en la rápida perforación de formaciones.

Capacidad de recibir comandos desde superficie para cambiar modo y velocidad de transmisión de datos.

Datos de rayos gama.

Datos de fondo: WOB / RPM / Torque.

Mayor capacidad de direccionamiento.

ESPECIFICACIONES OPERACIONALES

Pozos: 8 pulgadas. a 22 pulgadas.

Diámetros: 64

3 pulgadas. – 92

1 pulgadas.

Lodo: WBM/OBM/SOBM

Temperatura: -Normal – 60 a 130 °C -Alta – 130 a 150 °C -Extrema – 150 a 175 °C

Máx. de severidad rotando: 6º a 15º / 30m

Máx. de severidad deslizando: 10º a 30º / 30 m

Configuraciones de flujo: Bajo / Medio / Alto

Rangos de flujo: 275 – 1600 GPM

Máxima presión: 25000 PSI

Figura 15. PowerPulse.


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ImpulPulse

Servicios principales

Datos en tiempo real (0.5 – 12 bps).

Medición de rayos gama.

10 resistividades de diferente profundidad de investigación.

5 fases y 5 atenuaciones.

Toolface (Cara de herramienta).

Dirección e inclinación (D&I).

Datos continuos al rotar D&I.

Suministro de energía a las herramientas de fondo.

Características avanzadas

Mediciones en tiempo real confiables y precisas. Telemetría de alta velocidad para gran densidad de datos en la perforación de formaciones.

Capacidad de recibir comandos en superficie al cambiar modo y velocidad de transmisión de datos.

Datos en tiempo real de densidad y porosidad con la herramienta adnVISION.

Perfiles de invasión.

Caliper de fase en lodos base agua.

Especificaciones operacionales

Agujeros: 54

3 pulgadas. a 64

3 pulgadas.

Diámetros: 44

3 pulgadas.

Lodo: WBM / OBM / SOBM

Temperatura: -Normal – 60 a 130 °C -Alta – 130 a 150 °C -Extrema – 150 a 175 °C

Máx. severidad rotando: 15º / 30m

Máx. severidad deslizando: 30º / 30 m




Figura 16. ImpulPulse.


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SlimPulse

SERVICIOS PRINCIPALES

Datos en tiempo real y memoria (0.25 – 1 bps).

Medición de rayos gama.

Toolface (Cara de herramienta).

Dirección e Inclinación (D&I).

Datos continuos al rotar de:

- Dirección e Inclinación (D&I).

- Choques / vibración.

APLICACIONES

Mediciones en tiempo real confiables y precisas.

Recuperable y reprogramable con cable para mayor eficiencia y reducción

de riesgos.

Buena aplicación en pozos de bajo radio de curvatura.

Ideal para pozos donde se debe reentrar.

CARACTERÍSTICAS AVANZADAS

Datos en tiempo real de resistividad con herramientas arcVISION y

mcrVISION.

Capacidad de recibir comandos desde superficie al cambiar el modo y

velocidad de transmisión de datos.


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ESPECIFICACIONES OPERACIONALES:

Agujero: 44

3 pulgadas. a 26 pulgadas.

Diámetro: 34

1 pulgadas. a 84

1 pulgadas.

Lodo: WBM / OBM / SOBM

Temperatura:

-Normal – 60 a 130 °C

-Alta – 130 a 150 °C

-Extrema – 150 a 175 °C

Máx. severidad: 145º / 30m

Configuración de pulso: 18

7 pulgadas. a 28

5 pulgadas.



Figura 17. SlimPulse.


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Sistema LWD (Logging While Drilling) Este sistema proporciona información petrofísica en tiempo real mientras se perfora. Tienen la ventaja de medir las propiedades de formación antes de que exista el efecto de invasión. Así mismo, muchos pozos pueden ser difíciles o aún imposibles de medir con sistemas convencionales con cable, sobre todo en pozos desviados. En estas condiciones, el sistema LWD asegura que algunas mediciones en el pozo se tomen mientras que con los sistemas convencionales no es posible. Los parámetros medidos por una herramienta LWD son:

Rayos gama

Resistividad de formación.- • Conductividad • Propagación electromagnética • Lateral (RAB, Botón y lateral)

Propiedades acústicas.- • Sónico • Caliper ultrasónico

Sísmica.- • Drill-Bit Seismic (VSP-inverso) • Seismic MWD (SWD)

Mediciones nucleares.- • Densidad/Porosidad • Neutrón/Porosidad

Imágenes durante la perforación

Resonancia Magnética

Figura 18. LWD.


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Sistema PWD (Pressure While Drilling) La tecnología de presión durante la perforación (PWD), es parte de una serie de sensores MWD que miden la presión anular de manera más exacta, la presión interna y la medición de la temperatura con cualquier sistema de telemetría: pulso de lodo (positivo o negativo). Los datos de presión se transmiten en tiempo real y se almacenan en la memoria de los sistemas. Así mismo, realiza gráficas de tiempo y profundidad para problemas como pérdidas de circulación, “gelación” del fluido de perforación, entre otros. La información se envía mediante telemetría de lodo o electromagnética. El PWD ayuda a tener mayor eficiencia, debido a que proporciona información de la presión de fondo en tiempo real, permitiendo corregir y tomar decisiones en los programas de perforación. Durante el periodo de “no circulación” este sensor registra la presiones observadas, estas mediciones se proporcionan para evitar pérdida de circulación y detectar flujo o manifestación de fluidos. De igual manera reduce riesgos que ocasionan problemas como fracturas inesperadas o colapsos.

Figura 19. PWD.


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2.1.4 Motor de Fondo El motor de fondo es una herramienta que se coloca en el aparejo de fondo especialmente para perforación vertical, direccional, horizontal o de alcances extendidos; en sus aplicaciones se monitorea constantemente y corrige la trayectoria del pozo. El motor de fondo es accionado hidráulicamente por los fluidos de perforación. Existen dos tipos:

1. Motor de desplazamiento positivo, el cual es de alta velocidad/bajo torque o baja velocidad/alto torque.

2. Motor de turbina. El motor de fondo de desplazamiento positivo generalmente consiste de cinco partes, que son: Válvula sustituto: Se coloca arriba de la unidad de potencia, permite controlar el flujo del fluido de circulación. Unidad de potencia: Convierte la energía hidráulica proporcionada al motor por el fluido de perforación a energía mecánica. Consta de un estator (es fijo en relación a la tubería de perforación) y un rotor (es acero, tiene forma helicoidal). Unidad de transmisión: Proporciona máxima de eficiencia transmisión para diferentes relaciones rotor/estator. Sección de orientación: Un ángulo en el motor de fondo funciona como punto de apoyo a la barrena para continuar la trayectoria del pozo hacia donde fue orientado los motores de fondo tienen la capacidad de ajustar el ángulo en superficie, el cual varía entre 0 y 3º. Sección de baleros y estabilizador intercambiable: El ensamble de los baleros apoya rígidamente el eje de transmisión del motor. Los baleros proporcionan el apoyo radial al eje de transmisión, también deben ser capaces de soportar la fuerza ascendente del rotor y la fuerza del peso sobre la barrena. El motor de fondo tiene un estabilizador desmontable colocado al final de la sección de los baleros.


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Motores Hidráulicos Tipo Turbina. Es la herramienta deflectora que más se usa actualmente. La impulsa el lodo de perforación, que fluye por la sarta de perforación. El motor genera la fuerza de torsión en el fondo del pozo lo que elimina la necesidad de dar rotación a la sarta. La primera variación del motor en el fondo del pozo, que se conoce por el nombre de turbo barrena o motor tipo turbina es una unidad rígida axial multi-etapa que ha demostrado ser muy eficiente y confiable, especialmente en formaciones semiduras a duras. Consta de una sección multi-etapa de rotor y estator, una sección de cojinetes, un eje impulsor y un bent sub que hace girar la barrena. La primera etapa se compone del rotor y estator de configuración idéntica. El estator es fijo y desvía el flujo de lodo de perforación hacia el rotor, el cual va fijo en el eje impulsor. Lo importante es transmitir la acción rotatoria para hacer girar la barrena. Motores de Desplazamiento Positivo (PDM)

Los (PDM) son el método más usado en el control direccional del pozo. Son herramientas que usan el fluido como fuente de alimentación para hacer girar la barrena sin que la sarta de perforación gire. La potencia del motor se genera por la combinación rotor/estator. Entre las principales ventajas de los motores de fondo se tienen que mencionar las siguientes:

Proporcionan un mejor control de la desviación.

Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria de un pozo.

Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación.

Proporcionan mayor velocidad de rotación de la barrena.

Generan arcos de curvatura suaves durante la perforación.

Se obtienen mejor ritmo de penetración. ¿Por qué usar Motores de Fondo? El uso de Motores de Fondo proporciona las siguientes ventajas:

Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación.

Reduce el desgaste en los drill collars, tubería de perforación y tubería de revestimiento.

Pueden proporcionar mayor velocidad de rotación en la barrena en ciertos diámetros.

Incrementan la velocidad de penetración (ROP) debido al incremento de la velocidad de rotación de la barrena.


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Configuración de los motores de fondo

Figura 20. Motor de Fondo. Figura 21. Vista seccionada del

Motor de Fondo.


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2.1.5 Power Drive Es una herramienta totalmente direccional en tres dimensiones, capaz de hacer cambios en inclinación y azimut mientras continúa la rotación en la sarta. Los impactos generados durante la perforación con el sistema Power Drive provocan:

• Incremento de salidas y disminución de riesgos para pozos. • Reduce costos por incidentes en agujero.

• Permite perforar de una forma segura pozos difíciles. • Mejora la eficiencia total de la perforación y como consecuencia reduce los

costos de la misma. El sistema Power Drive ha comprobado en diferentes aplicaciones ser un reemplazo eficaz a las herramientas convencionales. Ventajas del uso del sistema Power Drive

Disminución de costos

Direccionabilidad

Incrementa el desempeño de direccionabilidad mediante una hidráulica optimizada.

Gran desempeño y confiabilidad en severas condiciones.

Comunicación en tiempo real

Continúa transmisión del estado de la herramienta, inclinación y azimut.

Nuevo In-line flexible permite tener una alta severidad.

Precisión

Componentes críticos han sido rediseñados para incrementar precisión y mejorar el desempeño en ambientes de alto impacto y vibración.

2.1.6 Sistema Rotatorio Es el encargado de proporcionar la acción de rotación a la barrena, para que realice la acción de perforar. El sistema de rotación consiste en:

Unión giratoria o Swivel

Flecha o kelly

Buje de transmisión o kelly bushing

Mesa rotaria

Tubería de Perforación

Tubería Extra pesada

Drill Collar

Barrena


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2.1.7 Sistema Dirigible Rotatorio Geo-Pilot El sistema Geo–Pilot consiste de un eje sostenido por dos cojinetes o soportes dentro de un alojamiento exterior que mide aproximadamente 5.50 m de longitud. La parte superior de la herramienta se conecta en forma convencional por medio de la tubería de perforación hasta el top – drive y la energía rotatoria se transmite a la barrena de perforación. RANGOS DE OPERACIÓN Temperatura El sistema Geo–Pilot se configura para los rangos específicos de temperatura. Si la temperatura es baja, el aceite es viscoso para trabajar apropiadamente, y afecta el desempeño de la herramienta. Si la temperatura es alta, los sellos pueden fallar, el tablero de mando puede trabajar inapropiadamente, el aceite fluye de manera no deseada y el empaque de la batería de litio puede dañarse. Vibración El Geo–Pilot es una herramienta electromecánica, tiene componentes de precisión dentro de él. Mientras que las barrenas de calibre extendido normalmente producen condiciones de perforación más suaves, existe una vibración que la herramienta puede soportar. Es recomendable que sea posible, que la herramienta se opere junto con un sensor DDS en la sarta MWD. Los modelos teóricos estándar se realizan en RPM que son críticos en las frecuencias de la sarta. Principio Básico de Operación

El eje rotario se dobla en el centro mediante cámaras excéntricas duales situadas entre los rodamientos.


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Beneficios del Geo-Pilot

ROP más alta debido a:

1. Eliminación del deslizamiento y la fricción resultante en ella.

2. Menos tiempo gastado en viajes cortos y “backreaming”

3. Reduce la incidencia de pegadura en la tubería.

Más alcance con menor arrastre debido a que gira la mayor parte del tiempo.

Un pozo con una perforación más precisa.

1. Mayor control en la cara de la herramienta debido a que el torque no afecta a la misma.

2. Menor tortuosidad del pozo y por ende menor arrastre debido a la medida del ABI (At-Bit Inclination) a 0.91 m de la barrena.

Perfora trayectorias de pozo más complejas. Descripción del sistema

2da Generación de herramientas - “Point-the-Bit”

Capaz de utilizar barrenas de calibre largo

Longitud – 6 m. + 3 m. flex collar

At-Bit Inclination (ABI™)-0.91 m. de la barrena

Gamma Azimutal de 3 ejes

6 de 8 tarjetas electrónicas vienen de los sistemas LWD de Sperry-Sun

Sistema LWD totalmente integrado para transmitir en tiempo real

Comunicación de dos vías desde superficie. .

Figura 22. Sistema Dirigible

Rotatorio Geo-Pilot.


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2.2 Sarta de perforación Es un componente en el sistema de perforación que conduce el fluido y transmite la rotación en la barrena. Esta componente está constituida por los siguientes componentes. 2.2.1 Componentes de la sarta de perforación:

“Kelly” (Flecha) o Sistema “Top Drive” (TDS)

No es exactamente parte de la tubería de perforación, pero transmite y absorbe torsión hacia y de la sarta de perforación, mientras soporta toda la carga de tensión de la sarta de perforación.

Figura 23. Top drive.

Top Drive


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Tubería de Perforación (DP)

Transmite potencia por medio del movimiento rotatorio del piso del equipo de

perforación a la barrena, y permite la circulación del lodo. Están sujetas a

complejos esfuerzos, así como el resto de la sarta de perforación. La tubería de

perforación nunca debe ser corrida en compresión, excepto en agujeros de alto

ángulo u horizontales, en donde la estabilidad de la sarta y ausencia de

pandeamiento debe ser confirmada por medio del uso de un software de

modelado.

Figura 24. Tubería de Perforación (DP).


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Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP)

Su función principal es la de hacer la transición de esfuerzos entre la tubería de perforación y el lastrabarrenas, evitando un cambio abrupto en las áreas seccionales cruzadas. También se usan con lastrabarrenas para proveer peso en la barrena, especialmente en agujeros de 6” o 8½” en donde el efecto de pandeo de la HWDP debido a la compresión es mínimo. La HWDP reduce la inflexibilidad del BHA, también son más rápidas de manejar que las DC’s y más importante reducen la posibilidad de atrapamiento diferencial.

Figura 25.Tubería de Perforación Extrapesada (HWDP).


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Lastrabarrenas (DC) Proveen el peso a la barrena, manteniendo la sección de la tubería de perforación en tensión, durante la perforación. El punto neutral se localiza en la parte superior de lastrabarrenas: 75 a 85% (máximo), debe estar disponible para ponerse bajo compresión (Peso Disponible en Barrena).

Figura 26. DC Liso. Figura 27. DC en Espiral.


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• Herramientas de Fondo

Incluyen: Estabilizadores, Combinaciones, MWD, Barrenas de Ampliación, etc.

Todas tienen distintas funciones y consideran lo siguiente: Su colocación es

crucial cuando se diseña una sarta de perforación y cuando se introducen

provocan “irregularidades” en la sarta de perforación, es decir, diferente ID/OD y

diferentes características mecánicas (torsión/flexión, etc.), que deben ser tomadas

en cuenta durante el diseño de una sarta de perforación.

2.2.2 Funciones de la sarta de perforación

Transmite el movimiento de rotación a la barrena.

Es un medio para transportar el fluido de perforación.

En pozos que presentan inestabilidad, permite bajar en forma segura la

herramienta para registrar el pozo.

En la cementación de tuberías de revestimiento de diámetro exterior de 20’’,

reduce los tiempos de cementación a través de la técnica de sarta interior.

Para realizar operaciones de pesca y de lavado.


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2.2.3 Criterios de estabilización de la sarta de perforación.

Los ensambles de fondo de las sartas de perforación originan fuerzas en la

barrena que varían de acuerdo a las condiciones de operación (peso sobre

barrena) y características de la formación. Durante la perforación estas fuerzas

controlan el ángulo de inclinación del pozo. Para mantener bajo control estas

fuerzas generadas en la barrena, y consecuentemente la inclinación del pozo se

usan las fuerzas laterales ejercidas por los estabilizadores al hacer contacto con la

pared del pozo o tubería. Por lo tanto, el control en la posición y número de

estabilizadores (puntos de tangencia o contacto) es fundamental en el control del

pozo.

Principio del fulcro Este principio se aplica al aumentar el ángulo de inclinación, lo cual se consigue generando un efecto de palanca (cuando se le aplica peso) al colocar un estabilizador arriba de la barrena y hace que aumente el ángulo del pozo. La experiencia indica que mientras más flexible sea el conjunto situado arriba del fulcro, mas rápido es el aumento del ángulo.

Principio del péndulo Este principio se aplica para disminuir el ángulo de inclinación. El efecto pendular se produce removiendo el estabilizador colocado arriba de la barrena, dejando el estabilizador superior. El resultado es que mantiene a los lastrabarrenas del fondo apartado del lado bajo de la pared del pozo, la fuerza de gravedad actúa sobre la barrena y el lastrabarrena del fondo y tiende a regresarlo a la vertical.

Principio de la estabilización

Cuando se logra el ángulo de inclinación se debe mantener hasta la profundidad total hasta que el pozo retorne a la vertical. La estabilización requiere conjuntos rígidos de fondo de pozo y estricta atención a la combinación de velocidad de rotación y peso sobre la barrena. Un conjunto rígido de uso común es el empacado que consta de escariador o estabilizador ubicado encima de la barrena y otro escariador se sitúa arriba del lastrabarrenas grande del fondo; éste conjunto es rígido. Los lastrabarrenas usados son pequeños para pescarlos, pero lo bastante grande para evitar que la barrena se desvíe.


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2.2.4 Tipos de Sartas de Perforación Direccional

2.2.4.1 Sarta Estabilizada

NUM CANT DESCRIPCION D.E. (PG)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

1 1 Barrena 26 2 1 Doble caja- OD 9.50" 10.625 0.25 3 2 9-1/2" Drill Collar 8.000 2.813 2.09 2.34 4 1 9-1/2" Estabilizador 26.000" 8.000 2.812 1.72 4.06 5 1 9-1/2" Drill Collar 8.000 2.813 9.40 13.46 6 1 9-1/2" Estabilizador 26.000" 8.000 2.813 2.00 15.46 7 1 9-1/2" Drill Collar 8.000 2.875 0.86 16.32 8 1 9-1/2" Estabilizador 26.000" 8.000 3.250 9.45 25.77 9 1 Xover - OD 9.50" 8.000 3.000 2.00 27.77

10 8 8" Drill Collar 8.000 2.813 2.00 29.77 11 1 Xover - OD 8.00" 8.000 2.813 54.00 83.77 12 12 5" HWDP 50.00# - Range 2 8.000 3.000 9.91 93.68 13 n 5" Drill Pipe19.50# - E - Premium 6.625 3.000 1.64 95.32

DIAMETRO BARRENA 26”

TIPO TRICONICA

MARCA NOV

NUM. ALETAS /DIAM.

CORTADORES IADC TC11

TOBERAS 1)2 y 3)18

AREA DE FLUJO 1.052

DESGASTE IADC

DESGASTE

ESTABILIZADORES

DIRECCIONAL INICIO 3520

DIRECCIONAL FINAL ANG 14.82° Y AZIMUT 213.89° Fig. 28 Sarta Estabilizada.


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2.2.4.2. Sarta Empacada

NUM. CANT. DESCRIPCION D.E. (PG)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

1 1 Barrena 5.875 0.25

2 1 Doble caja estabilizador 4.750 2.250 0.50 0.75 3 1 VCP 4.750 2.000 0.30 1.05 4 1 Drill Collar corto 4.750 2.250 5.00 6.05 5 1 Estabilizador - Blade 5.875" 4.750 2.250 0.50 6.55 6 1 Drill Collar normal 4.750 2.250 9.00 15.55 7 1 Estabilizador - Blade 5.875" 4.750 2.250 0.50 16.05 8 15 Drill Collar 4.750 2.250 138.00 154.05 9 1 Martillo 4.750 1.875 9.68 163.73

10 1 HWDP 26.00# 3.500 2.063 109.38 273.11 11 1 Xover - 3.500 1.500 0.50 273.61 12 108 ling Tubería de Perforación 12.95# HD533 3.500 2.750 3024.65 3298.26 13 35 ling Tubería de Perforación 14# - X95 3.868 3.348 989.57 4287.83 14 75 ling Tubería de Perforación 14# - G105 - 3.868 3.348 to surface

DIAMETRO BARRENA 5.75”

TIPO PDC (DSR713)

MARCA REED HYCALOG

NUM. ALETAS /DIAM.

CORTADORES 7 ALETAS, CORTADORES. 13 mm

TOBERAS 3)22 y 3)10

AREA DE FLUJO 1.34

DESGASTE IADC

DESGASTE

ESTABILIZADORES


DIRECCIONAL FINAL ANG 36.05° Y AZIMUT 38.05°

Fig. 29 Sarta Empacada.


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2.2.4.3 Sarta Lisa

NUM CANT DESCRIPCION D.E. (PG)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

1 1 Bit 17.5 0.61 2 1 Doble Caja Lisa - OD 8.00" 8.000 3.000 1.00 1.61 3 1 VCP - OD 8.00" 8.000 2.810 1.00 2.61 4 8 8" Drill Collar 8.000 2.813 54.00 56.61 5 1 MARTILLO 6.250 2.750 5.03 61.64 6 1 5" HWDP 50.00# - Range 2 5.000 3.000 114.50 176.14 7 N 5" Drill Pipe19.50# - E - Premium 4.855 4.276 400.54 576.68

8 N 5" Drill Pipe19.50# - X95 - Class I 5.000 4.276 to

surface

DIAMETRO BARRENA 17 ½””

TIPO TRICONICA

MARCA BAKER

NUM. ALETAS /DIAM.

CORTADORES NA

TOBERAS 1)18 y 7)16 -

AREA DE FLUJO 1.623

DESGASTE IADC

DESGASTE

ESTABILIZADORES



Fig. 30 Sarta Lisa.


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2.2.4.4 Sarta Orientada con ampliador

NUM CANT. DESCRIPCION D.E. (PG)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

1 1 Barrena PDC 10.625 0.26

2 1 Estabilizador" 8.000 2.813 2.09 2.35 3 1 PrtaBnalisoVCP 8.000 2.812 1.72 4.07 4 1 Drill Collar 8.000 2.813 9.40 13.47 5 1 Estabilizador" 8.000 2.813 2.00 15.47 6 1 UBHO 8.000 2.875 0.86 16.33 7 1 MWD MONEL ANTIMAGNETICO 8.000 3.250 9.45 25.78 8 1 ANDERRIMER 8.000 3.000 3.80 29.58 9 1 Drill Collar 8.000 2.813 9.36 38.94

10 1 Estabilizador 8.000 2.813 1.49 40.43 11 5 Drill Collar" 8.000 2.813 45.75 86.18 12 1 Martillo 8.000 3.000 9.91 96.09 13 1 Combinación 6.625 2.875 1.64 97.73 14 4 lin HWDP 5.000 3.000 110.00 203.76 15 93 lin Tuberia de Perforación 19.50# - X95 5.000 4.276 2655.00 2858.76 16 23 lin Tuberia de Perforación 19.50# - G105 - 5.000 4.276 668.14 3526.90 17 80 ling Tuberia de Perforación 19.50# - S135 - 5.000 4.276 0.25 SUP

DIAMETRO BARRENA 10 5/8 ” Y 10 5/8” X 12 ¼”

TIPO PDC (RSX 616) Y ANDERIMER HIDRAULICO

MARCA REED HYCALOG

NUM. ALETAS /DIAM.

CORTADORES 8 ALETAS, CORT. 16 mm

TOBERAS 4 TOB 28)32

AREA DE FLUJO 2.405

DESGASTE IADC

DESGASTE

ESTABILIZADORES



Fig. 31 Sarta Orientada

con Amplia

dor.


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IPN

55

2.2.4.5 Sarta Navegable

NUM CANT. DESCRIPCION D.E. (PG)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

1 1 Barrena 12.250 0.28 2 1 Motor de Fondo 8.000 3 7.70 7.98 3 1 Vcp 8.000 3.75 .59 8.29 4 1 Estabilizador 12 1/8” 8.000 2.75 2.64 3.23 5 1 Monel 8.000 2.812 6.23 8.87 6 1 Combinación 8.000 3.25 .85 7.08 7 1 MWD 8.125 3.5 3.73 4.58 8 1 PWD 8.125 3.5 5.38 9.11 9 1 Combinación 8.000 2.813 .83 6.21

10 1 8" Drill Collar Monel 8.000 3.500 8.78 9.61 12 1 PBL 8.250 3.312 2.80 11.58 13 6 8" Drill Collar 8.000 2.812 54.05 56.85 14 1 Martillo 8.000 2.812 9.69 63.74 15 1 Xover - OD 8.00" 8.000 3.000 2.43 12.12 16 12 5" HWDP 50.00# - Range 3 5.000 3.000 114.50 116.93 17

5" Drill Pipe19.5# - E – Premium 5.000 4.27 719.35 833.85 18

5" Drill Pipe19.5# - X – Premium 5.000 4.27 1683.52 2402.87 19

5" Drill Pipe19.5# - G – Premium 5.000 4.27 1800 3883.52 20

5" Drill Pipe19.5# - S135 - Premium 5.000 4.27 sup

DIAMETRO BARRENA 12 ¼”

TIPO PDC (MSX619M )

MARCA REED HYCALOG

NUM. ALETAS /DIAM.


TOBERAS 5)20, 1)16

AREA DE FLUJO 1.73

DIRECCIONAL INICIO 3520 M


Fig. 32 Sarta Navegable.


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56

2.2.4.6 Sarta Rotatoria

NUM. CANT. DESCRIPCION D.E. (PG)

D.I. (PG)

LONG. (M)

LONG. ACUM. (M)

1 1 Barrena 12.250 0.28 2 1 RSS 8.250 3 5.94 6.22 3 1 IDS ESTAB - 8.250 3.75 3.73 9.67 4 1 MWD PULSER 8.250 3.75 5.38 9.11 5 1 Combinación 8.250 3.75 .42 5.8 6 1 Estabilizador - Blade 12 ¼” 8.125 3.25 8.69 9.11 7 1 Monel antimagnético 8.125 3.5 2.64 11.33 8 1 VCP 8.000 2.813 .86 3.5 9 5 8" Drill Collar 8.000 3.000 46.90 47.76 10 1 8" Martillo 8.000 3.000 9.69 56.59 11 1 8" Drill Collar 8.000 3.000 9.05 18.74 12 1 Xover - OD 8.00" 8.000 3.000 2.43 11.48 13 12 5" HWDP 50.00# - Range 3 5.000 3.000 114.50 116.93 14

5" Drill Pipe19.5# - X – Premium 5.000 4.27 2234.00 2348.5 15

5" Drill Pipe19.5# - G – Premium 5.000 4.27 855.00 3089 16

5" Drill Pipe19.5# - S135 - Premium 5.000 4.27 sup

DIAMETRO BARRENA 12 ¼”

TIPO PDC (R6X 619 )

MARCA REED HYCALOG Y ULTERRA

NUM. ALETAS /DIAM.


TOBERAS 6)16

AREA DE FLUJO 1.49

DESGASTE IADC

DESGASTE

ESTABILIZADORES



Fig. 33 Sarta Rotatoria.


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57

2.2.4.7 Sarta VorteX

RSS Sistema Rotativo Direccional

SERVICIOS PRINCIPALES:

Servicio Direccional con Sistema Rotativo Direccional

APLICACIONES:

Desempeño y perforación direccional

CARACTERÍSTICAS AVANZADAS:

Alto desempeño para perforación direccional cuando es requerido o una ventaja es el incremento de la potencia en el fondo del agujero.

Múltiples opciones de estabilización.

Secciones de poder de Alta-Optimización integradas.

Sistema automático para el mantenimiento de la inclinación. ESPECIFICACIONES OPERACIONALES:

Agujeros: 54

3 pulgadas. a 26 pulgadas.

Diámetros: 44

3 pulgadas. – 11 pulgadas.

Lodo: WBM/OBM/SOBM

Máx. temperatura: 150 degC

Rangos máximos de severidad: 3º a 8º / 30m



Máxima caída de presión en barrena: 750 PSI


Rangos RPM: 200 – 250 rpm

Fig. 34 Sarta VorteX.


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58

2.2.4.8 Sarta Direccional

Aplicaciones:

Perforación Direccional de Pozos:

Verticales (corrección)

Tipo “S” y “J”

Sidetrack

Ventana

Mediciones en tiempo real:

Dirección e Inclinación D&I

Rayos Gama

Toolface (cara de Herramienta)

Temperatura de fondo

Choques y vibraciones

DESCRIPCION DEL BHA

ELEMENTO LONGITUD

(m)

Barrena 0.2 - 0.5

Power Drive o motor de

fondo

3.5 - 10.5

Estabilizador 1.5 - 2.5

VCP 0.5 - 1.2

UBHO 0.5 - 1.2

Monel c/MWD-SP 8.5 - 10.5

Sub Camisa Flujo 0.5 - 1.0

DISTANCIA SENSORES A BARRENA

DIIRECCION &

INCLINACION

13-22 (m)

Fig. 35 Sarta Direccional.


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59

2.2.5 De acuerdo a la formación que tipo de sarta direccional se utiliza

Columna estratigráfica de la Zona Sur


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60

Tipos de Sartas de acuerdo a la formación

Tipos de sartas Formaciones Litología

Sarta Estabilizada

Orientada Pleistoceno

Arenas

Sarta Lisa Pleistoceno Arenas

Sarta Navegable Mioceno-Oligoceno-

Eoceno-Paleoceno

Lutita gris verdoso y gris

claro

Sarta Rotatoria Mioceno-Oligoceno-

Eoceno-Paleoceno

Lutita gris verdoso y Gris

claro

Sarta Vortex Mioceno-Oligoceno-

Eoceno-Paleoceno


claro

Sarta Direccional Mioceno-Oligoceno-

Eoceno-Paleoceno


claro

Sarta Orientada EOCENO-PALEOCENO

Lutita gris claro verdosa

ligeramente arenosa y

calcarea

Sarta Empacada KSM

KJ Graistone-Packstone

Sarta Rotatoria navegable KSM

KJ Graistone-Packstone

Sarta Empacada

Orientada

JSK

JST Graistone-Packstone


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61

2.2.6 Limpieza en un Pozo Direccional La propiedad del fluido de perforación de levantar recortes, se afecta por varios factores, incluyendo la densidad del fluido y la reología, tamaño y excentricidad del espacio anular, velocidad anular y régimen de flujo, rotación de la tubería, densidad de los recortes, tamaño y forma de las partículas. La relación entre los diferentes parámetros se complica y ninguna teoría en particular o juego de ecuaciones, puede satisfactoriamente combinar los fenómenos observados. No obstante, el control de la generación y velocidad de transporte de los recortes son factores necesarios para operar en forma exitosa. Factores que afectan la limpieza del pozo

Inclinación Pozos verticales y cercanos a la vertical dentro del pozo, con inclinación menor a los 30° grados, los recortes son efectivamente suspendidos por la fuerza cortante del fluido y los asentamientos de recortes no llegan a formarse. En este caso la limpieza del pozo no es por lo general problemática, suponiendo que la reología del lodo es la adecuada. Pozos desviados (inclinación mayor a 30°). Los recortes tienden a asentarse en la parte baja del pozo formando asentamientos de altura variable. Estos migran hacia arriba en el pozo o se deslizan hacia abajo, como consecuencia del empacado en el espacio anular.

Reología Condiciones de flujo laminar. El incremento de viscosidad del lodo mejora la limpieza del pozo. Es particularmente efectivo si la reología es de esfuerzo cortante bajo y los valores YP y PV son altos. Condiciones de flujo turbulento. Reducir la viscosidad ayuda a remover los recortes.

Resistencia a la Cedencia o Punto de Cedencia Es una medición de las propiedades del esfuerzo cortante de un sistema de lodos. El punto de cedencia (YP) gobierna el tamaño de los recortes que pueden ser dinámicamente suspendidos y transportados por el fluido.

Densidad del lodo La densidad del lodo afecta la flotabilidad de los recortes perforados. Un sistema de lodo pesado permite a los recortes “flotar” más fácilmente.


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62

Gasto o tasa de flujo

En pozos altamente desviados el gasto de flujo combinado con flujo turbulento son factores importantes para una limpieza efectiva del pozo. En pozos verticales, la velocidad anular incrementa las propiedades reológicas, mejorando la limpieza del pozo. Consideraciones hidráulicas y limpieza del pozo

Una hidráulica optimizada es la clave para un buen desempeño en la perforación.

Asegurar que las pérdidas de fricción debidas a la presión del sistema se mantienen en un valor mínimo posible para aumentar la potencia en la barrena.

Asegurar que las bombas estén equipadas con las camisas apropiadas para el gasto y presiones anticipadas.

Tener en cuenta en el diseño las pérdidas de presión en el motor y en el MWD.

Tener en cuenta la máxima densidad de lodo a usar en el diseño.

Tener en cuenta los parámetros de reología.

Bombear baches de barrido de alta y de baja viscosidad.

Mantener la tasa de flujo en la bomba de acuerdo al tamaño del pozo.

Como regla, usar entre 50 y 60 GPM por pulgada de diámetro del pozo.

Vigilar el retorno de recortes en las temblorinas para evaluar la eficiencia de limpieza del pozo.

Monitorear en todo momento el torque y el arrastre. Antes de cada conexión se debe circular lodo para remover los recortes del fondo.

Calcular el volumen de lodo y tiempo de atraso.

Cada conexión entrega una información valiosa de la condición del pozo (cambios severos de arrastre, incremento anormal en el torque, incrementos en la presión, provoca que la herramienta se cuelgue y no llegue peso a la barrena).


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63

2.2.7 Torque y Arrastre Es el cálculo de las fuerzas mecánicas mientras se perfora para determinar perdidas por fricción causadas en el torque al rotar y la fuerza para levantar o bajar la sarta (arrastre) que puede ser utilizado para simular y analizar diferentes condiciones de perforación. El modelo de torque y arrastre más utilizado para evaluar la magnitud de las cargas actuantes en una tubería, consiste de un modelo que representa a la sarta de tuberías con un cable capaz de transmitir la carga axial resultante, sin considerar los momentos de flexión. La fricción es el producto de las fuerzas normales y tiene dos componentes: el peso flotado de la sarta y las fuerzas de reacción lateral de una sarta en tensión en una sección curva en un pozo desviado. Aplicaciones del torque y arrastre:

Definir el tamaño del equipo a utilizar.

Optimizar la trayectoria direccional, diseño de sartas, diseño de tubería y diseño de barrenas.

Simular viajes de tubería.

Identificar áreas problema.

Establecer necesidades en el programa de lodos.

Evaluar la efectividad de las acciones para la limpieza del agujero.

Cuando existe un incremento en el torque y el arrastre son señales de alerta:

Acumulación de recortes.

Inestabilidad del agujero.

Pozo se quiere cerrar.

Tortuosidad del pozo.

Problemas del equipo de perforación.


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64

2.2.8 Tiempo de vida de una Sarta de Perforación Factores que determinan el tiempo de vida de una Sarta La fatiga es el daño estructural permanente progresivo localizado, que ocurre cuando un material está sujeto a ciclos repetidos de esfuerzo. El daño por fatiga se acumula en los puntos de alto esfuerzo y por último se presenta la ruptura por fatiga. Esto crece bajo cargas cíclicas continuas, hasta que la falla se presenta. Para una sarta dada, la severidad de la fatiga es mayor a un esfuerzo cíclico de amplitud. Factores que Inducen a la Fatiga

Rotar la sarta mientras parte de ella esta flexionada o pandeada.

Vibración. Mitigación Acciones que minimiza la presencia de esfuerzos cíclicos dañinos.

Configure los ensambles de fondo y limite el peso en la barrena, en la rotación y pandeo simultáneo, para que no ocurran en tuberías de perforación de peso normal o en percusores de perforación.

Seleccione productos, componentes y configure las secciones de la sarta con respecto a los cambios drásticos de sección, magnifican el esfuerzo y aceleran la fatiga.

Reduzca el grado de flexión en la tubería de perforación (patas de perro) y grado de flexión y pandeo del BHA al nivel más bajo, consistente con otros objetivos.

Monitoree y reduzca la vibración. Velocidades Rotarias Críticas A cierta velocidad, definida como critica, la tubería de perforación, experimenta vibraciones que causan desgaste y deformación en la tubería y ocasiona una falla debido a fatiga del metal. La velocidad crítica depende de la longitud, tamaño de la tubería de perforación, lastrabarrenas y el diámetro del pozo. Un indicador de que la sarta de perforación está trabajando dentro del rango crítico de velocidad, es la alta tensión y eventual vibración en la mesa rotaria. Para extender la vida del equipo de perforación, el RPM debe seleccionarse y monitorear para evitar una velocidad rotaria critica durante la perforación. Substitutos de Vibración de Fondo (MWD o técnicas de medición superficial de vibración de la sarta de perforación, pueden ser utilizadas para analizar las condiciones de la sarta).


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65

Corrosión en los Fluido Base Agua Los fluidos de perforación base agua, su reacción a la corrosión metálica, típicamente sucede debido a tres agentes corrosivos: gases sulfuro de hidrógeno, oxígeno y dióxido de carbono) sales disueltas (cloruro de sodio, cloruro de potasio, cloruro de calcio, etc.) y ácidos (ácido carbónico, ácido fórmico y ácido acético). Para limitar la corrosión de los fluidos de perforación base agua, se debe seguir lo siguiente:

Si la contaminación por H2S no es anticipada, mantenga el pH del fluido

de perforación en 9.5 o más. Esto minimiza la corrosión en general y la

que se presenta en las presas, que ocurre debido a la presencia del

oxígeno disuelto.

Si la contaminación de H2S es anticipada, mantenga el pH del fluido de

perforación en 11 o más, por medio de adición de cáustico o cal.

Si el H2S se detecta, se debe usar desecho.

Si el sistema de fluido de perforación requiere que el pH se mantenga

bajo, trate el lodo con un desecho adecuado y/o con un inhibidor de

corrosión. Las concentraciones deben especificarse después de realizar

una prueba piloto dado que el sobre tratamiento incrementa el gasto a la

corrosión.

Prácticas de Operación de la Sarta de Perforación Las DP’s, HWDP’s y las DC’s son una parte importante del costo del equipo de perforación, pero en consecuencia de una falla en el fondo puede ser aún mayor. Se debe tener cuidado en el manejo de estas tuberías, especialmente en las juntas, el cual por lo general es el “punto más débil”.


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66

Recomendaciones Generales

La sarta de perforación debe estar equipada con protectores de rosca cuando no están en uso, se les levanta o acuesta.

Asegurar si las roscas de las juntas estén limpias y secas antes de engrasarlas.

Utilice el lubricador para juntas especificado. No utilice lubricantes de tubería de producción o de revestimiento, dado que son demasiado aceitosas y pueden resultar en piñones estirados o rotos. Después de la entrada, se recomienda engrasar las roscas de la caja y el hombro, solamente.

Es una práctica recomendada, partir de una junta diferente en cada viaje, dando la oportunidad a la cuadrilla de mirar cada piñón y caja, en cada tercer viaje. Esto asegura que las conexiones estén adecuadamente engrasadas, en todo momento. Inspeccione los hombros en señales de que las conexiones estén flojas.

No permita que la punta del piñón se clave contra el hombro de la caja. Esto puede producir una hendidura en el hombro, que ocasiona en un deslave.

No detenga el movimiento de la sarta de perforación hacia abajo, con cuñas. Esto puede causar rotura del tubo de la tubería de perforación. El permitir que las cuñas naveguen la tubería en los viajes hacia afuera del pozo, también puede dañar la tubería.

El atrapamiento accidental de juntas con cuñas, daña en forma permanente las cuñas. Esto produce la caída de las cuñas o daños a la tubería. En caso de que un accidente se presente, las cuñas deben ser inspeccionadas, buscando deformaciones, roturas o rupturas.

Lave los componentes de la sarta de perforación cuando los coloque en descanso. Asegúrese que los protectores de las roscas estén instalados.


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67

2.3 Tipos de Perforación Direccional Dentro de la perforación direccional, existe un punto de gran importancia, dicho punto es la determinación de la trayectoria que el agujero a perforar. Inicialmente se debn de proponer trayectorias opcionales, económicas viables. De manera consecutiva se deben tomar en cuenta los efectos de las condiciones geológicas sobre los aparejos de fondo (BHA) que serán utilizados, y otros factores depende el tipo de trayectoria:

Características de la estructura geológica.

Echado de la formación productora.

Espaciamiento entre pozos.

Profundidad vertical. Para diseñar la trayectoria del pozo se debe:

Determinar la trayectoria del pozo en el plano horizontal.

Determinar la trayectoria del pozo en el plano vertical.

Para pozos ubicados en plataforma marina o macro pera, realizar un análisis anticolisión entre el pozo en planeación y pozos cercanos.

Obtener trayectoria contra profundidad Tipos de trayectorias de la Perforación Direccional

Trayectoria “J” ó “Slant” (incrementar – Mantener)

Trayectoria de Incremento Continuo

Trayectoria “S” (Incrementar – Mantener – Disminuir)

Trayectoria “S” modificada (incrementar-mantener-disminuir parcialmente-mantener)


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68

2.3.1 Trayectoria “J” ó “Slant” (incrementar – Mantener)

Este tipo de trayectoria en pozos direccionales es común y simple. El pozo se

inicia verticalmente hasta llegar a la profundidad del KOP (el cual se ubica en

formaciones con una dureza media), a partir del cual se inicia la desviación del

pozo hasta alcanzar el ángulo de inclinación requerido. Esta inclinación se

mantiene constante hasta llegar al objetivo, a esta última sección se le llama

sección tangente. Generalmente se tiene un KOP poco profundo en este tipo de

trayectorias, esto con el objeto de entrar al objetivo con un ángulo e inclinación no

muy grande, una práctica común es entrar al objetivo con un ángulo entre 15º y

55º al final de la sección de incremento. Este tipo de trayectoria se emplea cuando

se requiere un desplazamiento horizontal grande y se tiene un objetivo

relativamente poco profundo.

Figura 36. Trayectoria Tipo Slant o J.

Para realizar los cálculos de la geometría de este tipo de trayectoria se requiere de la siguiente información:

Coordenadas de la localización superficial.

Coordenadas al objetivo.


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69

Combinaciones de datos:

Profundidad al KOP y ritmo de incremento de datos.

Profundidad al KOP, longitud de la sección tangente y máximo ángulo de inclinación.

Ritmo de incremento de ángulo, longitud de la sección tangente y máximo ángulo de inclinación.

En este tipo de trayectoria existen dos opciones, como se puede apreciar en la figura anterior si tenemos que el radio de curvatura es:

Donde: R1= radio de curvatura (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad (°/m) Si R1> X3

Si R1< X3

Donde: R1= radio de curvatura (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad (°/m) X3= Desplazamiento horizontal al objetivo (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) D3= Profundidad vertical al objetivo (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Longitud de arco.

Larc1= Longitud de arco (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad (°/m)

=Angulo máximo de inclinación (°)


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70

Desplazamiento horizontal al final de la curva de incremento.

Donde: X2= Desplazamiento horizontal al final de la curva (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) R1= radio de curvatura (m) Longitud de la sección tangente. Si R1 > X3

SI R1 < X3

Donde: Ltan= longitud de la sección tangente (m) R1= radio de curvatura (m) X2= Desplazamiento horizontal al final de la curva (m) X3= Desplazamiento horizontal al objetivo (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) Profundidad total desarrollada.

Donde: Dm=profundidad total desarrollada (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) Larc1= Longitud de arco (m) Ltan = longitud de la sección tangente (m)


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71

2.3.2 Trayectoria de Incremento Continuo

Este tipo de trayectoria es muy parecida a la de incrementar-mantener. En este caso en la trayectoria no hay una sección tangente. De igual manera que la trayectoria anterior se comienza con una trayectoria vertical hasta alcanzar el KOP, y posteriormente se desvía hasta llegar al objetivo deseado. Generalmente se llega a un KOP profundo en este tipo de trayectorias y con esto conlleva a que en el punto en que se desvía el pozo hay formaciones más duras y más dificultad durante la desviación.

Figura 37. Trayectoria de Incremento Continúo.

Tomando en cuenta la figura anterior se deducen las siguientes ecuaciones. Angulo máximo de inclinación.

Donde: R1= radio de curvatura (m) X2= Desplazamiento horizontal al objetivo (m)



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72

Longitud de arco.

Donde: Larc1= Longitud de arco (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad (°/m) Profundidad total desarrollada.

Donde: Dm=profundidad total desarrollada (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) Larc1= Longitud de arco (m) Angulo de término de la curvatura.

Donde: I2=Angulo de termino de la curvatura (°) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) D2=profundidad vertical al final de la curva de incremento (m) R1= radio de curvatura (m)


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73

2.3.3 Trayectoria “S” (Incrementar – Mantener – Disminuir) Esta trayectoria es similar a la de Incrementar – Mantener, hasta la sección tangente. Esta trayectoria no se prolonga hasta la formación de interés, sino que al final de ésta se inicia el decremento del ángulo para alcanzar el objetivo. Se puede o no regresar a la vertical. Este tipo de trayectorias tiene un nivel de dificultad mayor que la trayectoria Incrementar – Mantener debido a los problemas que se presentan para controlar la sección de decremento. En ésta trayectoria se presenta un torque y arrastre mayor debido a la curva adicional. Se emplea cuando el objetivo es profundo y el desplazamiento horizontal es relativamente pequeño. También se emplea en interceptar varias zonas productoras o cuando se requiere perforar un pozo de alivio, si es necesario que sea paralelo al pozo descontrolado. Para poder realizar los cálculos se requerir la siguiente información: Coordenadas superficiales Coordenadas del objetivo Ritmo de incremento de ángulo Ritmo de disminución de ángulo Profundidad al punto de inicio de desvío (KOP) Ángulo al final de la curva de decremento La figura 38, ilustra este tipo de trayectorias. Las ecuaciones para este tipo de trayectorias se presentan a continuación:

Figura 38. Trayectoria “S” (Incrementar – Mantener – Disminuir).


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Radios de curvaturas.

Donde: R1= radio de curvatura 1 (m) R2= radio de curvatura 2 (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad 1 (°/m) qv2= ritmo de incremento de ángulo o severidad 2 (°/m) Angulo máximo de inclinación-declinación.

Si

Si

Donde: R1= radio de curvatura 1 (m) R2= radio de curvatura 2 (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) D4= Profundidad vertical al objetivo (m) X4= Desplazamiento horizontal al objetivo (m)



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Desplazamiento horizontal al final de la sección de incremento.

Donde: X2= Desplazamiento horizontal al final de la sección de incremento (m) R1= radio de curvatura 1 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente.

Donde: X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección de tangente (m) X4= Desplazamiento horizontal al final objetivo (m) R2= radio de curvatura 2 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Desplazamiento vertical al final de la curva de incremento.

Donde: D2= Desplazamiento vertical al final de la curva de incremento (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) R1= radio de curvatura 1 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Desplazamiento vertical de la sección tangente.

Donde: D3= Desplazamiento vertical al final de la sección tangente (m) D2= Desplazamiento vertical al final de la curva de incremento (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente (m)


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Longitud de la sección tangente.

Donde: Ltan = longitud de la sección tangente (m) X2= Desplazamiento horizontal al final de la sección de incremento (m) X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Longitud de arco.

Donde: Larc1= Longitud de arco 1 (m) Larc2= Longitud de arco 2 (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad 1 (°/m) qv2= ritmo de incremento de ángulo o severidad 2 (°/m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Profundidad desarrollada

Donde: Dm= Profundidad desarrollada (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) Larc1= Longitud de arco 1 (m) Larc2= Longitud de arco 2 (m) L tan = longitud de la sección tangente (m)


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2.3.4 Trayectoria “S” modificada (incrementar-mantener-disminuir parcialmente-mantener) Como su nombre lo indica, esta trayectoria es similar a la trayectoria tipo “s” solo que para llegar al objetivo se prolonga una tangente que lo atraviesa y esta trayectoria no regresa a la vertical.

Figura 39. Trayectoria “S” modificada (incrementar-mantener-disminuir parcialmente-mantener).

De la figura anterior se deducen las siguientes formulas:

Donde: R1= radio de curvatura 1 (m) R2= radio de curvatura 2 (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad 1 (°/m) qv2= ritmo de incremento de ángulo o severidad 2 (°/m)


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Angulo máximo de inclinación-declinación.

Donde: R1= radio de curvatura 1 (m) R2= radio de curvatura 2 (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) D4= Profundidad vertical al objetivo (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Longitud de arco de incremento.

Donde: Larc1= Longitud de arco (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad 1 (°/m)



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Longitud de la primera sección tangente.

Donde: L tan = Longitud de la primera sección tangente (m) R1= Radio de curvatura 1 (m) = Angulo formado por la primera recta tangente y la recta que une la punta de inicio de la declinación con el vértice del máximo ángulo de inclinación (°) X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente (m) D3= Profundidad vertical al final de la sección tangente (m) D2=Profundidad de inicio de desviación (m) Longitud de arco de incremento parcial.

Donde: Larc2= Longitud de arco de incremento parial (m) Larc1= Longitud de arco de incremento (m) qv1= ritmo de incremento de ángulo o severidad 1 (°/m)

=Angulo de inclinación para alcanzar el objetivo (°) Profundidad vertical final de la curva de decremento.

Donde: D1= Profundidad de inicio de desviación (m) D2=Profundidad de inicio de desviación (m) R1= Radio de curvatura 1 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Desplazamiento horizontal final de la curva incremento.

Donde:


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X2= Desplazamiento horizontal final de la curva de incremento (m) R1= Radio de curvatura 1 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) Profundidad vertical final de la sección tangente.

Donde: D3= Profundidad vertical final de la sección tangente (m) D1= Profundidad de inicio de desviación (m) R1= Radio de curvatura 1 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) L tan = Longitud de la primera sección tangente (m) Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente.

Donde: X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente (m) R1= Radio de curvatura 1 (m)

=Angulo máximo de inclinación (°) L tan = Longitud de la primera sección tangente (m) Profundidad vertical al final de la curva de decremento total.

Donde: D4= Profundidad vertical al final de la curva de decremento (m) D3= Profundidad vertical final de la sección tangente (m) R1= Radio de curvatura 1 (m)



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Desplazamiento horizontal al final de la curva de decremento parcial.

Donde: X4= Desplazamiento horizontal al final de la curva de decremento parcial (m) X5= Desplazamiento horizontal hasta el final de la declinación total (m) R2= Radio de curvatura 2 (m)

=Angulo de inclinación para alcanzar el objetivo (°) Profundidad vertical al final de la curva de decremento parcial.

Donde: D5= Profundidad vertical al final de la curva de decremento parcial (m) D4= Profundidad vertical al final de la curva de decremento total (m) R2= Radio de curvatura 2 (m)

=Angulo de inclinación para alcanzar el objetivo (°) Desplazamiento horizontal al final de la curva de decremento total.

Donde: X5= Desplazamiento horizontal hasta el final de la curva de decremento total (m) X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente (m) R2= Radio de curvatura 2 (m)

=Angulo de inclinación para alcanzar el objetivo (°)


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Capitulo 3: Aplicación de la Perforación Direccional en el Pozo ESIA

Análisis Direccional

Figura 40. Análisis direccional

El pozo ESIA será perforado como pozo direccional (perfil tangencial), con el fin de alcanzar el objetivo propuesto. La trayectoria de este pozo se planificó verticalmente hasta la profundidad de 3520 mvbmr, lugar donde iniciará la desviación del pozo. Se perforará con una tasa de construcción de ángulo de 1.5°/30m, siguiendo la dirección de 213.85° de azimut hasta 3816 mdbmr / 3813 mvbmr, donde alcanzará un ángulo máximo de 14.82°. Se continuará manteniendo el ángulo, hasta la profundidad de 7230mdbmr / 7114 mvbmr.


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83

PROFUNDIDAD TOTAL Y DE LOS OBJETIVOS Profundidad total programada

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

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

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

Profundidad total programada

7100 7114 7230

Profundidad y coordenadas de los objetivos

Objetivo Prof. Vertical

(m.v.b.n.m)

Prof. Vertical

(m.v.b.m.r)

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

Desplazamiento (m)

Azimut (°)

Coordenadas UTM (m)

X Y Jurasico Sup.

Kimmerigdiano 6750 6764 6868 818.9 213.85

464,035.00

2,019,262.00

MD (m)

Inc (0)

Azi (0)

TVD (m)

N/S (m)

E/W (m)

V.Sec. (m)

Dleg (0/30m)

Coordenadas

N/S (m) E/W (m) 30.00 0.00 0.00 30.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

60.00 0.00 0.00 60.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

90.00 0.00 0.00 90.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

120.00 0.00 0.00 120.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

150.00 0.00 0.00 150.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

180.00 0.00 0.00 180.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

210.00 0.00 0.00 210.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

240.00 0.00 0.00 240.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

270.00 0.00 0.00 270.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

300.00 0.00 0.00 300.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

330.00 0.00 0.00 330.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

360.00 0.00 0.00 360.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

390.00 0.00 0.00 390.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

420.00 0.00 0.00 420.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

450.00 0.00 0.00 450.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

480.00 0.00 0.00 480.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

510.00 0.00 0.00 510.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

540.00 0.00 0.00 540.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

570.00 0.00 0.00 570.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

600.00 0.00 0.00 600.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

630.00 0.00 0.00 630.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

660.00 0.00 0.00 660.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

690.00 0.00 0.00 690.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

720.00 0.00 0.00 720.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

750.00 0.00 0.00 750.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

780.00 0.00 0.00 780.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59


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IPN

84

810.00 0.00 0.00 810.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

840.00 0.00 0.00 840.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

870.00 0.00 0.00 870.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

900.00 0.00 0.00 900.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

930.00 0.00 0.00 930.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

960.00 0.00 0.00 960.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

990.00 0.00 0.00 990.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,020.00 0.00 0.00 1,020.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,050.00 0.00 0.00 1,050.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,080.00 0.00 0.00 1,080.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,110.00 0.00 0.00 1,110.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,140.00 0.00 0.00 1,140.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,170.00 0.00 0.00 1,170.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,200.00 0.00 0.00 1,200.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,230.00 0.00 0.00 1,230.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,260.00 0.00 0.00 1,260.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,290.00 0.00 0.00 1,290.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,320.00 0.00 0.00 1,320.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,350.00 0.00 0.00 1,350.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,380.00 0.00 0.00 1,380.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,410.00 0.00 0.00 1,410.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,440.00 0.00 0.00 1,440.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,470.00 0.00 0.00 1,470.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,500.00 0.00 0.00 1,500.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,530.00 0.00 0.00 1,530.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,560.00 0.00 0.00 1,560.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,590.00 0.00 0.00 1,590.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,620.00 0.00 0.00 1,620.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,650.00 0.00 0.00 1,650.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,680.00 0.00 0.00 1,680.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,710.00 0.00 0.00 1,710.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,740.00 0.00 0.00 1,740.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,770.00 0.00 0.00 1,770.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,800.00 0.00 0.00 1,800.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,830.00 0.00 0.00 1,830.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,860.00 0.00 0.00 1,860.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,890.00 0.00 0.00 1,890.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,920.00 0.00 0.00 1,920.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,950.00 0.00 0.00 1,950.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

1,980.00 0.00 0.00 1,980.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,010.00 0.00 0.00 2,010.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,040.00 0.00 0.00 2,040.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,070.00 0.00 0.00 2,070.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,100.00 0.00 0.00 2,100.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,130.00 0.00 0.00 2,130.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,160.00 0.00 0.00 2,160.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,190.00 0.00 0.00 2,190.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59


ESIA Ticoman

IPN

85

2,220.00 0.00 0.00 2,220.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,250.00 0.00 0.00 2,250.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,280.00 0.00 0.00 2,280.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,310.00 0.00 0.00 2,310.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,340.00 0.00 0.00 2,340.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,370.00 0.00 0.00 2,370.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,400.00 0.00 0.00 2,400.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,430.00 0.00 0.00 2,430.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,460.00 0.00 0.00 2,460.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,490.00 0.00 0.00 2,490.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,520.00 0.00 0.00 2,520.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,550.00 0.00 0.00 2,550.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,580.00 0.00 0.00 2,580.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,610.00 0.00 0.00 2,610.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,640.00 0.00 0.00 2,640.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,670.00 0.00 0.00 2,670.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,700.00 0.00 0.00 2,700.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,730.00 0.00 0.00 2,730.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,760.00 0.00 0.00 2,760.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,790.00 0.00 0.00 2,790.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,820.00 0.00 0.00 2,820.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,850.00 0.00 0.00 2,850.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,880.00 0.00 0.00 2,880.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,910.00 0.00 0.00 2,910.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,940.00 0.00 0.00 2,940.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

2,970.00 0.00 0.00 2,970.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,000.00 0.00 0.00 3,000.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,030.00 0.00 0.00 3,030.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,060.00 0.00 0.00 3,060.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,090.00 0.00 0.00 3,090.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,120.00 0.00 0.00 3,120.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,150.00 0.00 0.00 3,150.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,180.00 0.00 0.00 3,180.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,210.00 0.00 0.00 3,210.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,240.00 0.00 0.00 3,240.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,270.00 0.00 0.00 3,270.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,300.00 0.00 0.00 3,300.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,330.00 0.00 0.00 3,330.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,360.00 0.00 0.00 3,360.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,390.00 0.00 0.00 3,390.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,420.00 0.00 0.00 3,420.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,450.00 0.00 0.00 3,450.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,480.00 0.00 0.00 3,480.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,510.00 0.00 0.00 3,510.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,520.00 0.00 0.00 3,520.00 0.00 0.00 0.00 0.000 2,019,949.77 464,479.59

3,540.00 1.00 213.85 3,540.00 -0.14 -0.10 0.17 1.500 2,019,949.62 464,479.50

3,570.00 2.50 213.85 3,569.98 -0.91 -0.61 1.09 1.500 2,019,948.85 464,479.00


ESIA Ticoman

IPN

86

3,600.00 4.00 213.85 3,599.94 -2.32 -1.56 2.79 1.500 2,019,947.43 464,478.07

3,630.00 5.50 213.85 3,629.83 -4.38 -2.94 5.28 1.500 2,019,945.34 464,476.73

3,660.00 7.00 213.85 3,659.65 -7.09 -4.76 8.54 1.500 2,019,942.60 464,474.95

3,690.00 8.50 213.85 3,689.38 -10.45 -7.01 12.59 1.500 2,019,939.20 464,472.76

3,720.00 10.00 213.85 3,718.99 -14.46 -9.70 17.41 1.500 2,019,935.15 464,470.14

3,750.00 11.50 213.85 3,748.46 -19.10 -12.82 23.00 1.500 2,019,930.45 464,467.10

3,780.00 13.00 213.85 3,777.77 -24.39 -16.36 29.37 1.500 2,019,925.10 464,463.65

3,810.00 14.50 213.85 3,806.91 -30.31 -20.33 36.50 1.500 2,019,919.12 464,459.78

3,816.43 14.82 213.85 3,813.13 -31.66 -21.24 38.13 1.500 2,019,917.75 464,458.89

3,840.00 14.82 213.85 3,835.92 -36.67 -24.60 44.16 0.000 2,019,912.69 464,455.62

3,870.00 14.82 213.85 3,864.92 -43.04 -28.87 51.83 0.000 2,019,906.24 464,451.45

3,900.00 14.82 213.85 3,893.92 -49.42 -33.15 59.51 0.000 2,019,899.80 464,447.29

3,930.00 14.82 213.85 3,922.93 -55.79 -37.42 67.18 0.000 2,019,893.35 464,443.12

3,960.00 14.82 213.85 3,951.93 -62.16 -41.70 74.85 0.000 2,019,886.91 464,438.95

3,990.00 14.82 213.85 3,980.93 -68.54 -45.97 82.53 0.000 2,019,880.46 464,434.79

4,020.00 14.82 213.85 4,009.93 -74.91 -50.25 90.20 0.000 2,019,874.02 464,430.62

4,050.00 14.82 213.85 4,038.93 -81.28 -54.53 97.88 0.000 2,019,867.57 464,426.46

4,080.00 14.82 213.85 4,067.94 -87.65 -58.80 105.55 0.000 2,019,861.13 464,422.29

4,110.00 14.82 213.85 4,096.94 -94.03 -63.08 113.22 0.000 2,019,854.68 464,418.12

4,140.00 14.82 213.85 4,125.94 -100.40 -67.35 120.90 0.000 2,019,848.24 464,413.96

4,170.00 14.82 213.85 4,154.94 -106.77 -71.63 128.57 0.000 2,019,841.79 464,409.79

4,200.00 14.82 213.85 4,183.94 -113.15 -75.90 136.25 0.000 2,019,835.35 464,405.63

4,230.00 14.82 213.85 4,212.94 -119.52 -80.18 143.92 0.000 2,019,828.90 464,401.46

4,260.00 14.82 213.85 4,241.95 -125.89 -84.45 151.60 0.000 2,019,822.46 464,397.29

4,290.00 14.82 213.85 4,270.95 -132.27 -88.73 159.27 0.000 2,019,816.01 464,393.13

4,320.00 14.82 213.85 4,299.95 -138.64 -93.00 166.94 0.000 2,019,809.57 464,388.96

4,350.00 14.82 213.85 4,328.95 -145.01 -97.28 174.62 0.000 2,019,803.12 464,384.79

4,380.00 14.82 213.85 4,357.95 -151.39 -101.55 182.29 0.000 2,019,796.68 464,380.63

4,410.00 14.82 213.85 4,386.96 -157.76 -105.83 189.97 0.000 2,019,790.23 464,376.46

4,440.00 14.82 213.85 4,415.96 -164.13 -110.10 197.64 0.000 2,019,783.79 464,372.30

4,470.00 14.82 213.85 4,444.96 -170.50 -114.38 205.31 0.000 2,019,777.34 464,368.13

4,500.00 14.82 213.85 4,473.96 -176.88 -118.65 212.99 0.000 2,019,770.90 464,363.96

4,530.00 14.82 213.85 4,502.96 -183.25 -122.93 220.66 0.000 2,019,764.45 464,359.80

4,560.00 14.82 213.85 4,531.97 -189.62 -127.20 228.34 0.000 2,019,758.01 464,355.63

4,590.00 14.82 213.85 4,560.97 -196.00 -131.48 236.01 0.000 2,019,751.56 464,351.47

4,620.00 14.82 213.85 4,589.97 -202.37 -135.75 243.69 0.000 2,019,745.12 464,347.30

4,650.00 14.82 213.85 4,618.97 -208.74 -140.03 251.36 0.000 2,019,738.67 464,343.13

4,680.00 14.82 213.85 4,647.97 -215.12 -144.30 259.03 0.000 2,019,732.23 464,338.97

4,710.00 14.82 213.85 4,676.97 -221.49 -148.58 266.71 0.000 2,019,725.79 464,334.80

4,740.00 14.82 213.85 4,705.98 -227.86 -152.85 274.38 0.000 2,019,719.34 464,330.63

4,770.00 14.82 213.85 4,734.98 -234.24 -157.13 282.06 0.000 2,019,712.90 464,326.47

4,800.00 14.82 213.85 4,763.98 -240.61 -161.40 289.73 0.000 2,019,706.45 464,322.30

4,830.00 14.82 213.85 4,792.98 -246.98 -165.68 297.40 0.000 2,019,700.01 464,318.14

4,860.00 14.82 213.85 4,821.98 -253.35 -169.95 305.08 0.000 2,019,693.56 464,313.97

4,890.00 14.82 213.85 4,850.99 -259.73 -174.23 312.75 0.000 2,019,687.12 464,309.80

4,920.00 14.82 213.85 4,879.99 -266.10 -178.50 320.43 0.000 2,019,680.67 464,305.64

4,950.00 14.82 213.85 4,908.99 -272.47 -182.78 328.10 0.000 2,019,674.23 464,301.47


ESIA Ticoman

IPN

87

4,980.00 14.82 213.85 4,937.99 -278.85 -187.05 335.78 0.000 2,019,667.78 464,297.31

5,010.00 14.82 213.85 4,966.99 -285.22 -191.33 343.45 0.000 2,019,661.34 464,293.14

5,040.00 14.82 213.85 4,995.99 -291.59 -195.61 351.12 0.000 2,019,654.89 464,288.97

5,070.00 14.82 213.85 5,025.00 -297.97 -199.88 358.80 0.000 2,019,648.45 464,284.81

5,100.00 14.82 213.85 5,054.00 -304.34 -204.16 366.47 0.000 2,019,642.00 464,280.64

5,130.00 14.82 213.85 5,083.00 -310.71 -208.43 374.15 0.000 2,019,635.56 464,276.48

5,160.00 14.82 213.85 5,112.00 -317.09 -212.71 381.82 0.000 2,019,629.11 464,272.31

5,190.00 14.82 213.85 5,141.00 -323.46 -216.98 389.49 0.000 2,019,622.67 464,268.14

5,220.00 14.82 213.85 5,170.01 -329.83 -221.26 397.17 0.000 2,019,616.22 464,263.98

5,250.00 14.82 213.85 5,199.01 -336.20 -225.53 404.84 0.000 2,019,609.78 464,259.81

5,280.00 14.82 213.85 5,228.01 -342.58 -229.81 412.52 0.000 2,019,603.33 464,255.64

5,310.00 14.82 213.85 5,257.01 -348.95 -234.08 420.19 0.000 2,019,596.89 464,251.48

5,340.00 14.82 213.85 5,286.01 -355.32 -238.36 427.87 0.000 2,019,590.44 464,247.31

5,370.00 14.82 213.85 5,315.01 -361.70 -242.63 435.54 0.000 2,019,584.00 464,243.15

5,400.00 14.82 213.85 5,344.02 -368.07 -246.91 443.21 0.000 2,019,577.55 464,238.98

5,430.00 14.82 213.85 5,373.02 -374.44 -251.18 450.89 0.000 2,019,571.11 464,234.81

5,460.00 14.82 213.85 5,402.02 -380.82 -255.46 458.56 0.000 2,019,564.66 464,230.65

5,490.00 14.82 213.85 5,431.02 -387.19 -259.73 466.24 0.000 2,019,558.22 464,226.48

5,520.00 14.82 213.85 5,460.02 -393.56 -264.01 473.91 0.000 2,019,551.77 464,222.32

5,550.00 14.82 213.85 5,489.03 -399.94 -268.28 481.58 0.000 2,019,545.33 464,218.15

5,580.00 14.82 213.85 5,518.03 -406.31 -272.56 489.26 0.000 2,019,538.88 464,213.98

5,610.00 14.82 213.85 5,547.03 -412.68 -276.83 496.93 0.000 2,019,532.44 464,209.82

5,640.00 14.82 213.85 5,576.03 -419.05 -281.11 504.61 0.000 2,019,525.99 464,205.65

5,670.00 14.82 213.85 5,605.03 -425.43 -285.38 512.28 0.000 2,019,519.55 464,201.49

5,700.00 14.82 213.85 5,634.04 -431.80 -289.66 519.96 0.000 2,019,513.10 464,197.32

5,730.00 14.82 213.85 5,663.04 -438.17 -293.93 527.63 0.000 2,019,506.66 464,193.15

5,760.00 14.82 213.85 5,692.04 -444.55 -298.21 535.30 0.000 2,019,500.21 464,188.99

5,790.00 14.82 213.85 5,721.04 -450.92 -302.48 542.98 0.000 2,019,493.77 464,184.82

5,820.00 14.82 213.85 5,750.04 -457.29 -306.76 550.65 0.000 2,019,487.32 464,180.65

5,850.00 14.82 213.85 5,779.04 -463.67 -311.03 558.33 0.000 2,019,480.88 464,176.49

5,880.00 14.82 213.85 5,808.05 -470.04 -315.31 566.00 0.000 2,019,474.43 464,172.32

5,910.00 14.82 213.85 5,837.05 -476.41 -319.58 573.67 0.000 2,019,467.99 464,168.16

5,940.00 14.82 213.85 5,866.05 -482.79 -323.86 581.35 0.000 2,019,461.55 464,163.99

5,970.00 14.82 213.85 5,895.05 -489.16 -328.13 589.02 0.000 2,019,455.10 464,159.82

6,000.00 14.82 213.85 5,924.05 -495.53 -332.41 596.70 0.000 2,019,448.66 464,155.66

6,030.00 14.82 213.85 5,953.06 -501.90 -336.69 604.37 0.000 2,019,442.21 464,151.49

6,060.00 14.82 213.85 5,982.06 -508.28 -340.96 612.05 0.000 2,019,435.77 464,147.33

6,090.00 14.82 213.85 6,011.06 -514.65 -345.24 619.72 0.000 2,019,429.32 464,143.16

6,120.00 14.82 213.85 6,040.06 -521.02 -349.51 627.39 0.000 2,019,422.88 464,138.99

6,150.00 14.82 213.85 6,069.06 -527.40 -353.79 635.07 0.000 2,019,416.43 464,134.83

6,180.00 14.82 213.85 6,098.06 -533.77 -358.06 642.74 0.000 2,019,409.99 464,130.66

6,210.00 14.82 213.85 6,127.07 -540.14 -362.34 650.42 0.000 2,019,403.54 464,126.50

6,240.00 14.82 213.85 6,156.07 -546.52 -366.61 658.09 0.000 2,019,397.10 464,122.33

6,270.00 14.82 213.85 6,185.07 -552.89 -370.89 665.76 0.000 2,019,390.65 464,118.16

6,300.00 14.82 213.85 6,214.07 -559.26 -375.16 673.44 0.000 2,019,384.21 464,114.00

6,330.00 14.82 213.85 6,243.07 -565.64 -379.44 681.11 0.000 2,019,377.76 464,109.83

6,360.00 14.82 213.85 6,272.08 -572.01 -383.71 688.79 0.000 2,019,371.32 464,105.66


ESIA Ticoman

IPN

88

6,390.00 14.82 213.85 6,301.08 -578.38 -387.99 696.46 0.000 2,019,364.87 464,101.50

6,420.00 14.82 213.85 6,330.08 -584.75 -392.26 704.14 0.000 2,019,358.43 464,097.33

6,450.00 14.82 213.85 6,359.08 -591.13 -396.54 711.81 0.000 2,019,351.98 464,093.17

6,480.00 14.82 213.85 6,388.08 -597.50 -400.81 719.48 0.000 2,019,345.54 464,089.00

6,510.00 14.82 213.85 6,417.09 -603.87 -405.09 727.16 0.000 2,019,339.09 464,084.83

6,540.00 14.82 213.85 6,446.09 -610.25 -409.36 734.83 0.000 2,019,332.65 464,080.67

6,570.00 14.82 213.85 6,475.09 -616.62 -413.64 742.51 0.000 2,019,326.20 464,076.50

6,600.00 14.82 213.85 6,504.09 -622.99 -417.91 750.18 0.000 2,019,319.76 464,072.34

6,630.00 14.82 213.85 6,533.09 -629.37 -422.19 757.85 0.000 2,019,313.31 464,068.17

6,660.00 14.82 213.85 6,562.09 -635.74 -426.46 765.53 0.000 2,019,306.87 464,064.00

6,690.00 14.82 213.85 6,591.10 -642.11 -430.74 773.20 0.000 2,019,300.42 464,059.84

6,720.00 14.82 213.85 6,620.10 -648.49 -435.01 780.88 0.000 2,019,293.98 464,055.67

6,750.00 14.82 213.85 6,649.10 -654.86 -439.29 788.55 0.000 2,019,287.53 464,051.51

6,780.00 14.82 213.85 6,678.10 -661.23 -443.56 796.23 0.000 2,019,281.09 464,047.34

6,810.00 14.82 213.85 6,707.10 -667.60 -447.84 803.90 0.000 2,019,274.64 464,043.17

6,840.00 14.82 213.85 6,736.11 -673.98 -452.11 811.57 0.000 2,019,268.20 464,039.01

6,868.85 14.82 213.85 6,764.00 -680.11 -456.23 818.96 0.000 2,019,262.00 464,035.00

6,870.00 14.82 213.85 6,765.11 -680.35 -456.39 819.25 0.000 2,019,261.75 464,034.84

6,900.00 14.82 213.85 6,794.11 -686.72 -460.66 826.92 0.000 2,019,255.31 464,030.67

6,930.00 14.82 213.85 6,823.11 -693.10 -464.94 834.60 0.000 2,019,248.86 464,026.51

6,960.00 14.82 213.85 6,852.11 -699.47 -469.21 842.27 0.000 2,019,242.42 464,022.34

6,990.00 14.82 213.85 6,881.11 -705.84 -473.49 849.95 0.000 2,019,235.97 464,018.18

7,020.00 14.82 213.85 6,910.12 -712.22 -477.77 857.62 0.000 2,019,229.53 464,014.01

7,050.00 14.82 213.85 6,939.12 -718.59 -482.04 865.29 0.000 2,019,223.08 464,009.84

7,080.00 14.82 213.85 6,968.12 -724.96 -486.32 872.97 0.000 2,019,216.64 464,005.68

7,110.00 14.82 213.85 6,997.12 -731.33 -490.59 880.64 0.000 2,019,210.19 464,001.51

7,140.00 14.82 213.85 7,026.12 -737.71 -494.87 888.32 0.000 2,019,203.75 463,997.35

7,170.00 14.82 213.85 7,055.13 -744.08 -499.14 895.99 0.000 2,019,197.31 463,993.18

7,200.00 14.82 213.85 7,084.13 -750.45 -503.42 903.66 0.000 2,019,190.86 463,989.01

7,230.00 14.82 213.85 7,113.13 -756.83 -507.69 911.34 0.000 2,019,184.42 463,984.85

7,230.90 14.82 213.85 7,114.00 -757.02 -507.82 911.57 0.000 2,019,184.22 463,984.72


ESIA Ticoman

IPN

89

Survey de la trayectoria real del pozo ESIA.

STA PROF. MED INCL AZIM P.V.R. DESPLAZ. N+/S- E+/W- SEVERIDAD

# (MD) mts. grados grados MTS. mts. mts. mts grad/30 mts.

0 <==INICIO

==> 0.00 0.00 0.00 0.00 -

1 0 0 0 0.00 0.00 0.00 0.00 -

2 30 0.1 24.03 30.00 0.03 0.02 0.01 0.10

3 40 0.14 290.24 40.00 0.04 0.04 0.00 0.53

4 50 0.24 3 50.00 0.06 0.06 -0.01 0.72

5 60 0.19 53.74 60.00 0.09 0.09 0.01 0.57

6 70 0.35 44.59 70.00 0.13 0.12 0.04 0.50

7 80 0.45 40 80.00 0.20 0.18 0.09 0.31

8 90 0.55 44.8 90.00 0.28 0.24 0.15 0.32

9 100 0.55 32.87 100.00 0.38 0.31 0.21 0.34

10 101 0.54 33.22 101.00 0.39 0.32 0.21 0.32

11 102 0.54 35.55 102.00 0.40 0.33 0.22 0.66

12 103 0.54 36.78 103.00 0.40 0.34 0.22 0.35

13 104 0.55 37.61 104.00 0.41 0.34 0.23 0.38

14 105 0.57 38.61 105.00 0.42 0.35 0.24 0.67

15 106 0.59 40.3 106.00 0.43 0.36 0.24 0.79

16 107 0.59 41.31 107.00 0.44 0.37 0.25 0.31

17 108 0.59 41.65 108.00 0.45 0.38 0.26 0.11

18 109 0.57 40.47 109.00 0.46 0.38 0.26 0.70

19 200 0.74 53.58 199.99 1.49 1.08 1.03 0.07

20 201 0.76 53.91 200.99 1.50 1.08 1.04 0.61

21 202 0.77 55.31 201.99 1.51 1.09 1.05 0.64

22 203 0.75 56.17 202.99 1.53 1.10 1.06 0.69

23 204 0.72 54.41 203.99 1.54 1.11 1.07 1.13

24 205 0.7 50.71 204.99 1.55 1.11 1.08 1.50

25 206 0.72 48.39 205.99 1.57 1.12 1.09 1.05

26 207 0.76 49 206.99 1.58 1.13 1.10 1.22

27 208 0.8 52.14 207.99 1.59 1.14 1.11 1.76

28 209 0.82 54.12 208.99 1.61 1.15 1.12 1.03

29 300 0.7 21.83 299.98 2.76 2.05 1.86 0.14

30 301 0.7 19.85 300.98 2.77 2.06 1.86 0.73

31 302 0.7 17.95 301.98 2.79 2.07 1.86 0.70

32 303 0.69 15.38 302.98 2.80 2.08 1.87 0.98

33 304 0.69 14.61 303.98 2.81 2.09 1.87 0.28

34 305 0.71 16.71 304.98 2.82 2.10 1.87 0.98

35 306 0.72 17.78 305.98 2.83 2.12 1.88 0.50

36 307 0.73 16.22 306.98 2.84 2.13 1.88 0.66

37 308 0.72 11.36 307.98 2.85 2.14 1.89 1.87

38 309 0.71 9.17 308.98 2.86 2.15 1.89 0.87

39 400 0.59 342.56 399.98 3.65 3.16 1.84 0.11

40 401 0.56 338.14 400.98 3.66 3.17 1.83 1.61

41 402 0.52 334.48 401.98 3.66 3.17 1.83 1.58


ESIA Ticoman

IPN

90

42 403 0.52 331.82 402.98 3.67 3.18 1.83 0.72

43 404 0.56 328.82 403.98 3.67 3.19 1.82 1.47

44 405 0.63 324.11 404.98 3.68 3.20 1.82 2.56

45 406 0.66 319.67 405.98 3.68 3.21 1.81 1.75

46 407 0.68 318.45 406.98 3.69 3.22 1.80 0.74

47 408 0.69 322.53 407.98 3.69 3.23 1.79 1.49

48 409 0.69 328.7 408.98 3.70 3.24 1.79 2.23

49 500 0.37 306.77 499.97 4.08 3.88 1.27 0.12

50 501 0.38 315.96 500.97 4.08 3.88 1.26 1.83

51 502 0.42 326.05 501.97 4.09 3.89 1.26 2.43

52 503 0.47 331.71 502.97 4.09 3.90 1.25 2.00

53 504 0.51 334.62 503.97 4.10 3.90 1.25 1.41

54 505 0.51 335.5 504.97 4.11 3.91 1.25 0.23

55 506 0.5 332.44 505.97 4.11 3.92 1.24 0.86

56 507 0.46 325.4 506.97 4.12 3.93 1.24 2.14

57 508 0.41 318.06 507.97 4.12 3.93 1.23 2.24

58 509 0.42 312.55 508.97 4.12 3.94 1.23 1.23

59 600 0.61 318.37 599.97 4.57 4.53 0.66 0.06

60 601 0.59 317.49 600.97 4.58 4.53 0.65 0.66

61 602 0.54 316.32 601.97 4.59 4.54 0.65 1.54

62 603 0.48 314.49 602.97 4.59 4.55 0.64 1.86

63 604 0.44 311.07 603.97 4.60 4.55 0.63 1.46

64 605 0.42 306 604.97 4.60 4.56 0.63 1.29

65 606 0.43 301.32 605.97 4.60 4.56 0.62 1.08

66 607 0.46 298.45 606.97 4.61 4.57 0.62 1.12

67 608 0.51 297.52 607.97 4.61 4.57 0.61 1.52

68 609 0.53 299.59 608.97 4.61 4.57 0.60 0.82

69 700 0.28 249.51 699.97 4.70 4.70 0.03 0.14

70 701 0.29 245.33 700.97 4.70 4.70 0.02 0.69

71 702 0.37 241.48 701.97 4.70 4.70 0.02 2.49

72 703 0.45 237.29 702.97 4.70 4.70 0.01 2.56

73 704 0.51 232.76 703.97 4.69 4.69 0.00 2.13

74 705 0.54 229.88 704.97 4.68 4.68 0.00 1.20

75 706 0.54 231.67 705.97 4.68 4.68 -0.01 0.51

76 707 0.5 240.31 706.96 4.67 4.67 -0.02 2.64

77 708 0.41 249.77 707.96 4.67 4.67 -0.03 3.51

78 709 0.31 252.74 708.96 4.67 4.67 -0.03 3.05

79 1678 0.31 252.74 1677.95 5.92 3.11 -5.04 0.00

80 1686 1.6 310.76 1685.95 6.05 3.18 -5.14 5.47

81 1771 2.1 295.7 1770.90 8.77 4.63 -7.45 0.24

82 1855 2.9 298.6 1854.82 12.42 6.31 -10.70 0.29

83 1933 0.9 273.1 1932.77 14.94 7.29 -13.04 0.82

84 2020 0.5 106 2019.76 15.19 7.22 -13.36 0.48

85 2120 0.8 47.7 2119.76 14.55 7.57 -12.42 0.21

86 2183 0.5 49.2 2182.75 14.36 8.05 -11.89 0.14

87 2274 0.3 351 2273.75 14.43 8.54 -11.63 0.14

88 2358 0.3 95.7 2357.75 14.40 8.74 -11.44 0.17


ESIA Ticoman

IPN

91

89 2443 0.8 46.5 2442.74 14.13 9.13 -10.79 0.23

90 2542 0.6 68.1 2541.74 13.86 9.79 -9.81 0.10

91 2642 0.8 54.3 2641.73 13.59 10.40 -8.76 0.08

92 2728 0.7 79.8 2727.72 13.33 10.84 -7.75 0.12

93 2915 0.3 117.9 2914.71 12.46 10.81 -6.20 0.08

94 3010 0.5 85.6 3009.71 12.09 10.73 -5.56 0.09

95 3095 0.7 71.4 3094.70 11.89 10.92 -4.70 0.09

96 3182 0.5 110.4 3181.70 11.61 10.96 -3.84 0.15

97 3268 0.8 88.2 3267.69 11.23 10.85 -2.89 0.13

98 3353 0.6 50.4 3352.69 11.32 11.15 -1.95 0.17

99 3439 0.9 117.6 3438.68 11.17 11.12 -1.01 0.30

100 3486 0.8 85.6 3485.68 10.98 10.98 -0.35 0.31

101 3544 1.23 187.36 3543.67 10.39 10.39 -0.03 0.83

102 3571 2.38 208.34 3570.65 9.62 9.61 -0.33 1.45

103 3595 2.38 208.34 3594.63 8.77 8.73 -0.81 0.00

104 3698 2.38 206.18 3697.54 5.65 4.93 -2.76 0.03

105 3711 2.24 201.53 3710.53 5.36 4.45 -2.98 0.54

106 3739 3.2 208.6 3738.50 4.82 3.26 -3.55 1.09

107 3768 4.3 207.03 3767.44 4.71 1.58 -4.43 1.14

108 3794 4.7 207.8 3793.35 5.38 -0.23 -5.37 0.47

109 3823 6.5 208 3822.21 7.23 -2.73 -6.70 1.86

110 3850 8.02 208.2 3848.99 10.10 -5.74 -8.31 1.69

111 3881 9.51 210.52 3879.63 14.49 -9.85 -10.63 1.48

112 3907 11 211.7 3905.21 18.98 -13.81 -13.02 1.74

113 3937 12.1 212.1 3934.60 24.90 -18.91 -16.20 1.10

114 3966 13.4 214 3962.89 31.25 -24.27 -19.69 1.41

115 3993 14.6 216.2 3989.08 37.77 -29.61 -23.45 1.46

116 4022 14.8 217.2 4017.13 45.13 -35.51 -27.85 0.33

117 4051 14.9 220.31 4045.17 52.56 -41.30 -32.50 0.83

118 4062 13.48 220.05 4055.83 55.25 -43.36 -34.24 3.88

119 4073 13.63 219.9 4066.52 57.83 -45.34 -35.90 0.42

120 4102 13.6 218.31 4094.71 64.65 -50.64 -40.20 0.39

121 4130 14.54 215.35 4121.87 71.46 -56.09 -44.28 1.27

122 4159 15.93 212.06 4149.85 79.05 -62.43 -48.49 1.69

123 4185 16.2 208.28 4174.83 86.18 -68.65 -52.11 1.25

124 4214 15.86 208.25 4202.70 94.10 -75.70 -55.90 0.35

125 4243 15.85 209.24 4230.60 101.96 -82.65 -59.71 0.28

126 4272 16.35 210.19 4258.46 109.96 -89.63 -63.70 0.58

127 4300 16.4 209.88 4285.33 117.82 -96.46 -67.65 0.11

128 4329 16.59 208.39 4313.13 126.01 -103.66 -71.65 0.48

129 4358 16.4 210.31 4340.94 134.21 -110.83 -75.69 0.60

130 4386 16.21 209.85 4367.81 142.05 -117.63 -79.63 0.25

131 4415 16.37 210.95 4395.65 150.17 -124.65 -83.75 0.36

132 4444 16.33 212.55 4423.48 158.33 -131.59 -88.04 0.47

133 4501 15.62 213.33 4478.27 174.01 -144.76 -96.57 0.39

134 4529 16.22 214.12 4505.20 181.69 -151.14 -100.83 0.68

135 4557 16.36 214.29 4532.08 189.55 -157.64 -105.25 0.16


ESIA Ticoman

IPN

92

136 4586 16.01 214.14 4559.93 197.63 -164.32 -109.79 0.36

137 4615 16.23 213.69 4587.79 205.68 -171.01 -114.29 0.26

138 4644 16.42 214.23 4615.62 213.83 -177.77 -118.84 0.25

139 4673 16.26 213.88 4643.45 221.99 -184.53 -123.41 0.19

140 4702 16.25 212.56 4671.29 230.11 -191.32 -127.86 0.38

141 4730 16.14 212.71 4698.18 237.92 -197.89 -132.07 0.13

142 4759 15.91 212.86 4726.05 245.92 -204.62 -136.40 0.24

143 4788 15.03 214.36 4754.00 253.65 -211.07 -140.68 1.00

144 4816 15.38 212 4781.02 261.00 -217.21 -144.70 0.76

145 4844 16.11 210.06 4807.97 268.59 -223.72 -148.61 0.96

146 4873 16.09 209.05 4835.83 276.61 -230.72 -152.58 0.29

147 4901 15.95 208.96 4862.74 284.31 -237.48 -156.33 0.15

148 4926 16.12 208.61 4886.77 291.20 -243.53 -159.65 0.23

149 4964 15.87 208.07 4923.30 301.63 -252.75 -164.62 0.23

150 4982 15.64 208.63 4940.62 306.50 -257.05 -166.94 0.46

151 5012 15.77 209.11 4969.50 314.60 -264.16 -170.86 0.18

152 5069 15.93 209.68 5024.33 330.14 -277.72 -178.50 0.12

153 5097 15.95 210.3 5051.26 337.82 -284.38 -182.35 0.18

154 5126 15.63 211.13 5079.16 345.71 -291.17 -186.38 0.41

155 5150.05 14.42 207.75 5102.39 351.93 -296.59 -189.45 1.86

156 5180.08 14.37 206.71 5131.48 359.36 -303.23 -192.86 0.26

157 5210.1 14.26 203.97 5160.56 366.73 -309.93 -196.04 0.69

158 5240.12 13.96 200.85 5189.68 373.94 -316.70 -198.83 0.82

159 5270.14 13.71 199.31 5218.83 380.96 -323.44 -201.30 0.44

160 5300.01 13.17 198.28 5247.88 387.73 -330.01 -203.53 0.59

161 5330.04 12.83 196.1 5277.14 394.27 -336.46 -205.53 0.60

162 5360.06 12.4 194.21 5306.43 400.57 -342.79 -207.25 0.60

163 5385 11.52 193.38 5330.83 405.50 -347.81 -208.48 1.08

164 5428 10.9 192.6 5373.01 413.46 -355.95 -210.36 0.45

165 5473 13.36 192.87 5417.00 422.47 -365.17 -212.45 1.64

166 5502 13.88 191.35 5445.18 428.97 -371.85 -213.88 0.65

167 5531 15.3 186.2 5473.24 435.78 -379.06 -214.98 1.99

168 5561 16.3 192.14 5502.11 443.44 -387.11 -216.29 1.90

169 5588 16.64 199.11 5528.00 450.87 -394.47 -218.35 2.23

170 5618 17.39 205.88 5556.69 459.58 -402.56 -221.71 2.12

171 5647 17.1 207.23 5584.38 468.17 -410.25 -225.56 0.51

172 5675 16.7 213.4 5611.18 476.30 -417.27 -229.65 1.97

173 5704 17.13 215.41 5638.92 484.69 -424.23 -234.42 0.75

174 5731 17.02 219.34 5664.73 492.53 -430.53 -239.23 1.29

175 5760 17.49 219.48 5692.43 501.00 -437.17 -244.69 0.49

176 5789 17.27 217.28 5720.10 509.55 -443.96 -250.07 0.72

177 5815 17.42 221.39 5744.92 517.18 -449.95 -254.98 1.42

178 5847 17.2 219.92 5775.47 526.52 -457.18 -261.19 0.46

179 5873 18.54 221.84 5800.21 534.35 -463.20 -266.41 1.69

180 5903 18.11 214.28 5828.69 543.67 -470.61 -272.22 2.41

181 5920 18.2 209.93 5844.85 548.96 -475.09 -275.03 2.40

182 5934 17.79 208.48 5858.16 553.28 -478.87 -277.14 1.30


ESIA Ticoman

IPN

93

183 5958 17.93 205.5 5881.01 560.63 -485.43 -280.48 1.16

184 5986 17.8 203.44 5907.65 569.18 -493.24 -284.04 0.69

185 6014 17.89 207.44 5934.31 577.73 -500.99 -287.72 1.32

186 6044 17.78 213.41 5962.87 586.90 -508.90 -292.37 1.83

187 6074 17.16 218.79 5991.48 595.85 -516.17 -297.66 1.73

188 6103 16.86 222.86 6019.21 604.18 -522.59 -303.20 1.27

189 6128 16.6 221.5 6043.16 611.22 -527.92 -308.04 0.56

190 6155 16.82 220.63 6069.02 618.84 -533.77 -313.13 0.37

191 6183 16.56 221.07 6095.84 626.75 -539.86 -318.39 0.31

192 6192 16.83 221 6104.46 629.30 -541.81 -320.09 0.90

193 6220 17.79 218.67 6131.19 637.52 -548.21 -325.42 1.27

194 6250 18.13 219.13 6159.73 646.68 -555.41 -331.23 0.37

195 6278 17.7 222.69 6186.37 655.15 -561.91 -336.87 1.26

196 6305 17.41 223.15 6212.11 663.12 -567.88 -342.41 0.36

197 6335 17.42 221.64 6240.74 671.93 -574.51 -348.47 0.45

198 6364 17.52 222.05 6268.40 680.49 -580.99 -354.27 0.16

199 6395 17.44 222.58 6297.97 689.63 -587.88 -360.54 0.17

200 6425 17.17 223.23 6326.61 698.38 -594.42 -366.62 0.33

201 6455 17.06 224.51 6355.28 707.01 -600.78 -372.74 0.39

202 6482 17.07 221.09 6381.09 714.79 -606.59 -378.12 1.12

203 6510 17.27 218.75 6407.84 722.98 -612.93 -383.42 0.77

204 6536 17.19 221.51 6432.68 730.60 -618.82 -388.38 0.95

205 6566 17.09 220.19 6461.34 739.34 -625.50 -394.16 0.40

206 6594 16.98 225.8 6488.12 747.39 -631.50 -399.75 1.76


ESIA Ticoman

IPN

94

Plan Direccional

Figura 41. Sección vertical del pozo y desplazamiento horizontal.


ESIA Ticoman

IPN

95

Sección Vertical El pozo ESIA será perforado como pozo direccional (perfil tangencial), con el fin de alcanzar el objetivo propuesto. La trayectoria de este pozo se planificó verticalmente hasta la profundidad de 3520 mvbmr, lugar donde iniciará la desviación del pozo. Se perforará con una tasa de construcción de ángulo de 1.5°/30m, siguiendo la dirección de 213.85° de azimut hasta 3816 mdbmr / 3813 mvbmr, donde alcanzará un ángulo máximo de 14.82°. Se continuará manteniendo el ángulo, hasta la profundidad de 7230mdbmr / 7114 mvbmr. Survey de la sección vertical real.



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==> 0.00 0.00 0.00 0.00 -

1 0 0 0 0.00 0.00 0.00 0.00 -

2 30.00 0.10 24.03 30.00 0.03 0.02 0.01 0.10

3 40.00 0.14 290.24 40.00 0.04 0.04 0.00 0.53

4 50.00 0.24 3.00 50.00 0.06 0.06 -0.01 0.72

5 60.00 0.19 53.74 60.00 0.09 0.09 0.01 0.57

6 70.00 0.35 44.59 70.00 0.13 0.12 0.04 0.50

7 80.00 0.45 40.00 80.00 0.20 0.18 0.09 0.31

8 90.00 0.55 44.80 90.00 0.28 0.24 0.15 0.32

9 100.00 0.55 32.87 100.00 0.38 0.31 0.21 0.34

10 101.00 0.54 33.22 101.00 0.39 0.32 0.21 0.32

11 102.00 0.54 35.55 102.00 0.40 0.33 0.22 0.66

12 103.00 0.54 36.78 103.00 0.40 0.34 0.22 0.35

13 104.00 0.55 37.61 104.00 0.41 0.34 0.23 0.38

14 105.00 0.57 38.61 105.00 0.42 0.35 0.24 0.67

15 106.00 0.59 40.30 106.00 0.43 0.36 0.24 0.79

16 107.00 0.59 41.31 107.00 0.44 0.37 0.25 0.31

17 108.00 0.59 41.65 108.00 0.45 0.38 0.26 0.11

18 109.00 0.57 40.47 109.00 0.46 0.38 0.26 0.70

19 200.00 0.74 53.58 199.99 1.49 1.08 1.03 0.07

20 201.00 0.76 53.91 200.99 1.50 1.08 1.04 0.61

21 202.00 0.77 55.31 201.99 1.51 1.09 1.05 0.64

22 203.00 0.75 56.17 202.99 1.53 1.10 1.06 0.69

23 204.00 0.72 54.41 203.99 1.54 1.11 1.07 1.13

24 205.00 0.70 50.71 204.99 1.55 1.11 1.08 1.50

25 206.00 0.72 48.39 205.99 1.57 1.12 1.09 1.05

26 207.00 0.76 49.00 206.99 1.58 1.13 1.10 1.22


ESIA Ticoman

IPN

96

27 208.00 0.80 52.14 207.99 1.59 1.14 1.11 1.76

28 209.00 0.82 54.12 208.99 1.61 1.15 1.12 1.03

29 300.00 0.70 21.83 299.98 2.76 2.05 1.86 0.14

30 301.00 0.70 19.85 300.98 2.77 2.06 1.86 0.73

31 302.00 0.70 17.95 301.98 2.79 2.07 1.86 0.70

32 303.00 0.69 15.38 302.98 2.80 2.08 1.87 0.98

33 304.00 0.69 14.61 303.98 2.81 2.09 1.87 0.28

34 305.00 0.71 16.71 304.98 2.82 2.10 1.87 0.98

35 306.00 0.72 17.78 305.98 2.83 2.12 1.88 0.50

36 307.00 0.73 16.22 306.98 2.84 2.13 1.88 0.66

37 308.00 0.72 11.36 307.98 2.85 2.14 1.89 1.87

38 309.00 0.71 9.17 308.98 2.86 2.15 1.89 0.87

39 400.00 0.59 342.56 399.98 3.65 3.16 1.84 0.11

40 401.00 0.56 338.14 400.98 3.66 3.17 1.83 1.61

41 402.00 0.52 334.48 401.98 3.66 3.17 1.83 1.58

42 403.00 0.52 331.82 402.98 3.67 3.18 1.83 0.72

43 404.00 0.56 328.82 403.98 3.67 3.19 1.82 1.47

44 405.00 0.63 324.11 404.98 3.68 3.20 1.82 2.56

45 406.00 0.66 319.67 405.98 3.68 3.21 1.81 1.75

46 407.00 0.68 318.45 406.98 3.69 3.22 1.80 0.74

47 408.00 0.69 322.53 407.98 3.69 3.23 1.79 1.49

48 409.00 0.69 328.70 408.98 3.70 3.24 1.79 2.23

49 500.00 0.37 306.77 499.97 4.08 3.88 1.27 0.12

50 501.00 0.38 315.96 500.97 4.08 3.88 1.26 1.83

51 502.00 0.42 326.05 501.97 4.09 3.89 1.26 2.43

52 503.00 0.47 331.71 502.97 4.09 3.90 1.25 2.00

53 504.00 0.51 334.62 503.97 4.10 3.90 1.25 1.41

54 505.00 0.51 335.50 504.97 4.11 3.91 1.25 0.23

55 506.00 0.50 332.44 505.97 4.11 3.92 1.24 0.86

56 507.00 0.46 325.40 506.97 4.12 3.93 1.24 2.14

57 508.00 0.41 318.06 507.97 4.12 3.93 1.23 2.24

58 509.00 0.42 312.55 508.97 4.12 3.94 1.23 1.23

59 600.00 0.61 318.37 599.97 4.57 4.53 0.66 0.06

60 601.00 0.59 317.49 600.97 4.58 4.53 0.65 0.66

61 602.00 0.54 316.32 601.97 4.59 4.54 0.65 1.54

62 603.00 0.48 314.49 602.97 4.59 4.55 0.64 1.86

63 604.00 0.44 311.07 603.97 4.60 4.55 0.63 1.46

64 605.00 0.42 306.00 604.97 4.60 4.56 0.63 1.29

65 606.00 0.43 301.32 605.97 4.60 4.56 0.62 1.08

66 607.00 0.46 298.45 606.97 4.61 4.57 0.62 1.12


ESIA Ticoman

IPN

97

67 608.00 0.51 297.52 607.97 4.61 4.57 0.61 1.52

68 609.00 0.53 299.59 608.97 4.61 4.57 0.60 0.82

69 700.00 0.28 249.51 699.97 4.70 4.70 0.03 0.14

70 701.00 0.29 245.33 700.97 4.70 4.70 0.02 0.69

71 702.00 0.37 241.48 701.97 4.70 4.70 0.02 2.49

72 703.00 0.45 237.29 702.97 4.70 4.70 0.01 2.56

73 704.00 0.51 232.76 703.97 4.69 4.69 0.00 2.13

74 705.00 0.54 229.88 704.97 4.68 4.68 0.00 1.20

75 706.00 0.54 231.67 705.97 4.68 4.68 -0.01 0.51

76 707.00 0.50 240.31 706.96 4.67 4.67 -0.02 2.64

77 708.00 0.41 249.77 707.96 4.67 4.67 -0.03 3.51

78 709.00 0.31 252.74 708.96 4.67 4.67 -0.03 3.05

79 1678.00 0.31 252.74 1677.95 5.92 3.11 -5.04 0.00

80 1686.00 1.60 310.76 1685.95 6.05 3.18 -5.14 5.47

81 1771.00 2.10 295.70 1770.90 8.77 4.63 -7.45 0.24

82 1855.00 2.90 298.60 1854.82 12.42 6.31 -10.70 0.29

83 1933.00 0.90 273.10 1932.77 14.94 7.29 -13.04 0.82

84 2020.00 0.50 106.00 2019.76 15.19 7.22 -13.36 0.48

85 2120.00 0.80 47.70 2119.76 14.55 7.57 -12.42 0.21

86 2183.00 0.50 49.20 2182.75 14.36 8.05 -11.89 0.14

87 2274.00 0.30 351.00 2273.75 14.43 8.54 -11.63 0.14

88 2358.00 0.30 95.70 2357.75 14.40 8.74 -11.44 0.17

89 2443.00 0.80 46.50 2442.74 14.13 9.13 -10.79 0.23

90 2542.00 0.60 68.10 2541.74 13.86 9.79 -9.81 0.10

91 2642.00 0.80 54.30 2641.73 13.59 10.40 -8.76 0.08

92 2728.00 0.70 79.80 2727.72 13.33 10.84 -7.75 0.12

93 2,915.00 0.30 117.90 2914.71 12.46 10.81 -6.20 0.08

94 3,010.00 0.50 85.60 3009.71 12.09 10.73 -5.56 0.09

95 3,095.00 0.70 71.40 3094.70 11.89 10.92 -4.70 0.09

96 3,182.00 0.50 110.40 3181.70 11.61 10.96 -3.84 0.15

97 3,268.00 0.80 88.20 3267.69 11.23 10.85 -2.89 0.13

98 3,353.00 0.60 50.40 3352.69 11.32 11.15 -1.95 0.17

99 3,439.00 0.90 117.60 3438.68 11.17 11.12 -1.01 0.30

100 3,486.00 0.80 85.60 3485.68 10.98 10.98 -0.35 0.31

101 3,544.00 1.23 187.36 3543.67 10.39 10.39 -0.03 0.83

102 3,571.00 2.38 208.34 3570.65 9.62 9.61 -0.33 1.45

103 3,595.00 2.38 208.34 3594.63 8.77 8.73 -0.81 0.00

104 3,698.00 2.38 206.18 3697.54 5.65 4.93 -2.76 0.03

105 3,711.00 2.24 201.53 3710.53 5.36 4.45 -2.98 0.54


ESIA Ticoman

IPN

98

Etapas que se presentaron en la construcción de la sección vertical. Diseño Real Etapa 1 Se perforo con una barrena de 26”, a una profundidad de mil metros, en donde nuestra herramienta presento problemas de los 709 a los 1678 m, por lo tanto no obtuvimos medición de la severidad, con un ángulo de inclinación de 0° y con un azimut de 252.74°. Etapa 2 Se perforo con una barrena de 14 ¾”, se hizo una ampliación de 16 ½” a 19”, a una profundidad de 2200 metros, con una severidad 0.14°, con un ángulo de de inclinación de 0.4° y con un azimut de 49.2°. Etapa 3 Se perforo con una barrena de 10 5/8”, se hizo una ampliación de 14 ½” a 17½”, a una profundidad de 3520 metros, con una severidad 0.4°, con un ángulo de de inclinación de 1.23° y con un azimut de 93°. Diseño Programado Etapa 1 Se perforo con una barrena de 26”, a una profundidad de mil metros, con una severidad 0°, con un ángulo de inclinación de 0° y con un azimut de 0°. Etapa 2 Se perforo con una barrena de 14 ¾”, se hizo una ampliación de 16 ½” a 19”, a una profundidad de 2200 metros, con una severidad 0°, con un ángulo de de inclinación de 0° y con un azimut de 0°. Etapa 3 Se perforo con una barrena de 10 5/8”, se hizo una ampliación de 14 ½” a 17½”, a una profundidad de 3520 metros, con una severidad 0°, con un ángulo de de inclinación de 0° y con un azimut de 0°.


ESIA Ticoman

IPN

99

Datos del pozo; ángulo 0°, azimut 0° a 3520 md

Figura 42. Sección vertical del pozo a 5320 m.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

DESPLAZAMIENTO (m)

SECCIÒN VERTICAL

PROGRAMA Real

-1000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

-700 -600 -500 -400 -300 -200 -100 0 100

DIR

EC

CIÒ

N N

/ -S

DIRECCIÒN E /-W

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL

PROGRAMA

real drcal

DATO PROGRAMA

KOP : 3500 MD

SEVERIDAD : 1.5o / 30 M

PROF. VERT. : 7114 M/2572M

PROF. DES.: 7230 M/2572M

ÁNGULO MÁXIMO : 14.82 /.5

DESPLAZAMIENTO: 911.57 /17 M

AZIMUTH: 213.85 /49.2


ESIA Ticoman

IPN

100

Datos del pozo; ángulo 0°, azimut 0° a 3520 md

Figura 43. Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad a 3520 m.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0.00 2.00 4.00 6.00

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

(deg/30 m)

SEVERIDAD DE PATA DE PERRO

BRICOL 201

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

-2 3 8 13 18 23 28 33 38

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

(deg)

INCLINACIONBRICOL 201

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

(deg)

AZIMUTBRICOL 201


ESIA Ticoman

IPN

101

Etapa 4 Survey de la sección de la construcción del KOP. Datos del pozo; ángulo 14.82°, azimut 213.85° a 3520 md a 3813mv/3816md

Etapa 4 Ideal Se perforo con una barrena de 12 ¼”, hasta una profundidad de 3813 mv/3816md, con una severidad 1.5°, con un ángulo de de inclinación de 14.82° y con un azimut de 213.85°. Real Se perforo con una barrena de 12 ¼”, hasta una profundidad de 3993md, con una severidad 1.46°, con un ángulo de de inclinación de 14.6° y con un azimut de 216.2°.



100 3486 0.8 85.6 3485.68 10.98 10.98 -0.35 0.31

101 3544 1.23 187.36 3543.67 10.39 10.39 -0.03 0.83

102 3571 2.38 208.34 3570.65 9.62 9.61 -0.33 1.45

103 3595 2.38 208.34 3594.63 8.77 8.73 -0.81 0.00

104 3698 2.38 206.18 3697.54 5.65 4.93 -2.76 0.03

105 3711 2.24 201.53 3710.53 5.36 4.45 -2.98 0.54

106 3739 3.2 208.6 3738.50 4.82 3.26 -3.55 1.09

107 3768 4.3 207.03 3767.44 4.71 1.58 -4.43 1.14

108 3794 4.7 207.8 3793.35 5.38 -0.23 -5.37 0.47

109 3823 6.5 208 3822.21 7.23 -2.73 -6.70 1.86

110 3850 8.02 208.2 3848.99 10.10 -5.74 -8.31 1.69

111 3881 9.51 210.52 3879.63 14.49 -9.85 -10.63 1.48

112 3907 11 211.7 3905.21 18.98 -13.81 -13.02 1.74

113 3937 12.1 212.1 3934.60 24.90 -18.91 -16.20 1.10

114 3966 13.4 214 3962.89 31.25 -24.27 -19.69 1.41

115 3993 14.6 216.2 3989.08 37.77 -29.61 -23.45 1.46


ESIA Ticoman

IPN

102

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

7500

-100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000 1100 1200 1300 1400 1500

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

DESPLAZAMIENTO (m)

SECCIÒN VERTICAL

PROGRAMA Real

-1000

-900

-800

-700

-600

-500

-400

-300

-200

-100

0

100

-700 -600 -500 -400 -300 -200 -100 0 100

DIR

EC

CIÒ

N N

/ -S

DIRECCIÒN E /-W

DESPLAZAMIENTO HORIZONTAL

PROGRAMA

real drcal

DATO PROGRAMA

KOP : 3500 MD

SEVERIDAD : 1.5o / 30 M

PROF. VERT. : 7114 M/2572M

PROF. DES.: 7230 M/2572M

ÁNGULO MÁXIMO : 14.82 /.5

DESPLAZAMIENTO: 911.57 /17 M

AZIMUTH: 213.85

RUMBO: S 33.85W

Construcción del KOP, datos del pozo; ángulo 14.82°, azimut 213.85° a 3813mv/3816md

Figura 44. Sección vertical del pozo a 3813m.


ESIA Ticoman

IPN

103

Construcción del KOP, datos del pozo; ángulo 14.82°, azimut 213.85° a 3813mv/3816md

Figura 45. Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad a 3813 m.

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0.00 2.00 4.00 6.00

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

(deg/30 m)

SEVERIDAD DE PATA DE PERRO

BRICOL 201

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

-2 3 8 13 18 23 28 33 38

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

(deg)

INCLINACIONBRICOL 201

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

7000

0 50 100 150 200 250 300 350 400

PR

OF

UN

DID

AD

(m

)

(deg)

AZIMUTBRICOL 201


ESIA Ticoman

IPN

104

Survey de la sección tangente real del pozo



109 3823 6.5 208 3822.21 7.23 -2.73 -6.70 1.86

110 3850 8.02 208.2 3848.99 10.10 -5.74 -8.31 1.69

111 3881 9.51 210.52 3879.63 14.49 -9.85 -10.63 1.48

112 3907 11 211.7 3905.21 18.98 -13.81 -13.02 1.74

113 3937 12.1 212.1 3934.60 24.90 -18.91 -16.20 1.10

114 3966 13.4 214 3962.89 31.25 -24.27 -19.69 1.41

115 3993 14.6 216.2 3989.08 37.77 -29.61 -23.45 1.46

116 4022 14.8 217.2 4017.13 45.13 -35.51 -27.85 0.33

117 4051 14.9 220.31 4045.17 52.56 -41.30 -32.50 0.83

118 4062 13.48 220.05 4055.83 55.25 -43.36 -34.24 3.88

119 4073 13.63 219.9 4066.52 57.83 -45.34 -35.90 0.42

120 4102 13.6 218.31 4094.71 64.65 -50.64 -40.20 0.39

121 4130 14.54 215.35 4121.87 71.46 -56.09 -44.28 1.27

122 4159 15.93 212.06 4149.85 79.05 -62.43 -48.49 1.69

123 4185 16.2 208.28 4174.83 86.18 -68.65 -52.11 1.25

124 4214 15.86 208.25 4202.70 94.10 -75.70 -55.90 0.35

125 4243 15.85 209.24 4230.60 101.96 -82.65 -59.71 0.28

126 4272 16.35 210.19 4258.46 109.96 -89.63 -63.70 0.58

127 4300 16.4 209.88 4285.33 117.82 -96.46 -67.65 0.11

128 4329 16.59 208.39 4313.13 126.01 -103.66 -71.65 0.48

129 4358 16.4 210.31 4340.94 134.21 -110.83 -75.69 0.60

130 4386 16.21 209.85 4367.81 142.05 -117.63 -79.63 0.25

131 4415 16.37 210.95 4395.65 150.17 -124.65 -83.75 0.36

132 4444 16.33 212.55 4423.48 158.33 -131.59 -88.04 0.47

133 4501 15.62 213.33 4478.27 174.01 -144.76 -96.57 0.39

134 4529 16.22 214.12 4505.20 181.69 -151.14 -100.83 0.68

135 4557 16.36 214.29 4532.08 189.55 -157.64 -105.25 0.16

136 4586 16.01 214.14 4559.93 197.63 -164.32 -109.79 0.36

137 4615 16.23 213.69 4587.79 205.68 -171.01 -114.29 0.26

138 4644 16.42 214.23 4615.62 213.83 -177.77 -118.84 0.25

139 4673 16.26 213.88 4643.45 221.99 -184.53 -123.41 0.19

140 4702 16.25 212.56 4671.29 230.11 -191.32 -127.86 0.38

141 4730 16.14 212.71 4698.18 237.92 -197.89 -132.07 0.13

142 4759 15.91 212.86 4726.05 245.92 -204.62 -136.40 0.24

143 4788 15.03 214.36 4754.00 253.65 -211.07 -140.68 1.00

144 4816 15.38 212 4781.02 261.00 -217.21 -144.70 0.76

145 4844 16.11 210.06 4807.97 268.59 -223.72 -148.61 0.96

146 4873 16.09 209.05 4835.83 276.61 -230.72 -152.58 0.29

147 4901 15.95 208.96 4862.74 284.31 -237.48 -156.33 0.15

148 4926 16.12 208.61 4886.77 291.20 -243.53 -159.65 0.23

149 4964 15.87 208.07 4923.30 301.63 -252.75 -164.62 0.23

150 4982 15.64 208.63 4940.62 306.50 -257.05 -166.94 0.46


ESIA Ticoman

IPN

105

151 5012 15.77 209.11 4969.50 314.60 -264.16 -170.86 0.18

152 5069 15.93 209.68 5024.33 330.14 -277.72 -178.50 0.12

153 5097 15.95 210.3 5051.26 337.82 -284.38 -182.35 0.18

154 5126 15.63 211.13 5079.16 345.71 -291.17 -186.38 0.41

155 5150.05 14.42 207.75 5102.39 351.93 -296.59 -189.45 1.86

156 5180.08 14.37 206.71 5131.48 359.36 -303.23 -192.86 0.26

157 5210.1 14.26 203.97 5160.56 366.73 -309.93 -196.04 0.69

158 5240.12 13.96 200.85 5189.68 373.94 -316.70 -198.83 0.82

159 5270.14 13.71 199.31 5218.83 380.96 -323.44 -201.30 0.44

160 5300.01 13.17 198.28 5247.88 387.73 -330.01 -203.53 0.59

161 5330.04 12.83 196.1 5277.14 394.27 -336.46 -205.53 0.60

162 5360.06 12.4 194.21 5306.43 400.57 -342.79 -207.25 0.60

163 5385 11.52 193.38 5330.83 405.50 -347.81 -208.48 1.08

164 5428 10.9 192.6 5373.01 413.46 -355.95 -210.36 0.45

165 5473 13.36 192.87 5417.00 422.47 -365.17 -212.45 1.64

166 5502 13.88 191.35 5445.18 428.97 -371.85 -213.88 0.65

167 5531 15.3 186.2 5473.24 435.78 -379.06 -214.98 1.99

168 5561 16.3 192.14 5502.11 443.44 -387.11 -216.29 1.90

169 5588 16.64 199.11 5528.00 450.87 -394.47 -218.35 2.23

170 5618 17.39 205.88 5556.69 459.58 -402.56 -221.71 2.12

171 5647 17.1 207.23 5584.38 468.17 -410.25 -225.56 0.51

172 5675 16.7 213.4 5611.18 476.30 -417.27 -229.65 1.97

173 5704 17.13 215.41 5638.92 484.69 -424.23 -234.42 0.75

174 5731 17.02 219.34 5664.73 492.53 -430.53 -239.23 1.29

175 5760 17.49 219.48 5692.43 501.00 -437.17 -244.69 0.49

176 5789 17.27 217.28 5720.10 509.55 -443.96 -250.07 0.72

177 5815 17.42 221.39 5744.92 517.18 -449.95 -254.98 1.42

178 5847 17.2 219.92 5775.47 526.52 -457.18 -261.19 0.46

179 5873 18.54 221.84 5800.21 534.35 -463.20 -266.41 1.69

180 5903 18.11 214.28 5828.69 543.67 -470.61 -272.22 2.41

181 5920 18.2 209.93 5844.85 548.96 -475.09 -275.03 2.40

182 5934 17.79 208.48 5858.16 553.28 -478.87 -277.14 1.30

183 5958 17.93 205.5 5881.01 560.63 -485.43 -280.48 1.16

184 5986 17.8 203.44 5907.65 569.18 -493.24 -284.04 0.69

185 6014 17.89 207.44 5934.31 577.73 -500.99 -287.72 1.32

186 6044 17.78 213.41 5962.87 586.90 -508.90 -292.37 1.83

187 6074 17.16 218.79 5991.48 595.85 -516.17 -297.66 1.73

188 6103 16.86 222.86 6019.21 604.18 -522.59 -303.20 1.27

189 6128 16.6 221.5 6043.16 611.22 -527.92 -308.04 0.56

190 6155 16.82 220.63 6069.02 618.84 -533.77 -313.13 0.37

191 6183 16.56 221.07 6095.84 626.75 -539.86 -318.39 0.31

192 6192 16.83 221 6104.46 629.30 -541.81 -320.09 0.90

193 6220 17.79 218.67 6131.19 637.52 -548.21 -325.42 1.27

194 6250 18.13 219.13 6159.73 646.68 -555.41 -331.23 0.37

195 6278 17.7 222.69 6186.37 655.15 -561.91 -336.87 1.26

196 6305 17.41 223.15 6212.11 663.12 -567.88 -342.41 0.36

197 6335 17.42 221.64 6240.74 671.93 -574.51 -348.47 0.45


ESIA Ticoman

IPN

106

198 6364 17.52 222.05 6268.40 680.49 -580.99 -354.27 0.16

199 6395 17.44 222.58 6297.97 689.63 -587.88 -360.54 0.17

200 6425 17.17 223.23 6326.61 698.38 -594.42 -366.62 0.33

201 6455 17.06 224.51 6355.28 707.01 -600.78 -372.74 0.39

202 6482 17.07 221.09 6381.09 714.79 -606.59 -378.12 1.12

203 6510 17.27 218.75 6407.84 722.98 -612.93 -383.42 0.77

204 6536 17.19 221.51 6432.68 730.60 -618.82 -388.38 0.95

205 6566 17.09 220.19 6461.34 739.34 -625.50 -394.16 0.40

206 6594 16.98 225.8 6488.12 747.39 -631.50 -399.75 1.76

Etapa 4 Se perforo con una barrena de 12 ¼”, desde una profundidad de 5393m, con una severidad 1.08°, con un ángulo de de inclinación de 16.43° y con un azimut de 215.33°.


ESIA Ticoman

IPN

107

Etapa de 5 Se perforo con una barrena de 8 ¼”, desde una profundidad de 5393 metros hasta una profundidad de 6677 m, con una severidad 1.08°, con un ángulo de de inclinación de 16.43° y con un azimut de 215.33°.

DISEÑO E INGENIERIA DE POZOS

Figura 46. Sección del pozo ESIA en 3D a 5393 m.


ESIA Ticoman

IPN

108

Etapa de 8 ½”; ángulo 16.43°, azimut 215.33° a 5393 md


Figura 47. Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo a 5393m.

Figura 48. Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo a 5393m.


ESIA Ticoman

IPN

109

Etapa de 8 ½”; ángulo 16.43°, azimut 215.33° a 5393 md


Figura 49. Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad a 5393m.


ESIA Ticoman

IPN

110

Etapa de 8 ½”; ángulo 16.43°, azimut 215.33° a 5393 md El pozo ESIA se perforará en la etapa de 8 ½” a partir de 5393 md, con motor de fondo graduado a 1.5°/30 m para corregir y construir ángulo máximo a 16.43° y corrigiendo azimut a 215.83° para posterior mantener un perfil tangencial, con el fin de alcanzar el objetivo propuesto. Se continuará manteniendo el ángulo y rumbo, hasta la profundidad de 7230mdbmr / 7114 mvbmr. La corrección de ángulo y rumbo se dará en un espesor de 167 m, dentro ksm, lo cual no debe de generar problemas durante la operación direccional, ya que la litología presente será mudstone café crema. Dado que se efectúo el amarre del direccional con el último survey se aumentó el ángulo .89° y rumbo 3.26°, esto para cumplir con el objetivo del pozo.


ESIA Ticoman

IPN

111

Seguimiento Direccional del Pozo ESIA Datos del pozo; ángulo 13.36° azimut 192.87° a 5473 md

Figura 50. Sección del pozo en 3D corregida 5473 m

Figura 51. Sección vertical en deg y grafico horizontal del

pozo corregido 5473 m


ESIA Ticoman

IPN

112

Datos del pozo; ángulo 13.36° azimut 192.87° a 5473 md

Conclusiones El comportamiento del direccional para corregir construyendo ángulo 16.60° y azimut 215.96°, es a tumbar ángulo y girar azimut a la izquierda lo cual con el sistema rotatorio se ha mantenido el Tool Face de la herramienta, incrementando la deflexión de 26% a un 70% para corregir azimut y poder entrar dentro lo programado. Actual se tiene .48 ° (<13.36°) de inclinación por debajo de la programada 13.84° a 5473 md. Se observa la tendencia a corregir azimut girando hacia la derecha, actual el azimut esta girado hacia la izquierda 23.09° en rumbo Sur de lo programado. (215.96°) Actual se tiene 10.68° (Az 192.87°) por debajo de lo programado 203.55° a 5473 md. Las severidades observadas son dentro de lo normal. Se recomienda seguir con el sistema de perforación rotatorio hasta la entrada de KSAN para mantener la tangente programada.

Figura 52. Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad corregidas 5473 m.


ESIA Ticoman

IPN

113

Datos del pozo, ángulo 13.88° azimut 191.35° a 5502 md

Figura 53. Sección del Pozo en 3D corregida a 5502 m.


pozo corregido a 5502 m.


ESIA Ticoman

IPN

114

Datos del pozo, ángulo 13.88°, azimut 191.35° a 5502 md

Figura 55. Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad corregidas a 5502 m.

El comportamiento del direccional para corregir construyendo ángulo 16.60° y azimut 215.96°, es a tumbar ángulo y girar azimut a la izquierda lo cual con el sistema rotatorio se ha mantenido el Toolface de la herramienta, incrementando la deflexión de 26 % a un 100 % para corregir azimut sin poder corregir. Actual se tiene .86 ° (<13.88°) de inclinación por debajo de la programada 14.74° a 5502 md. Se observa la tendencia a corregir azimut girando hacia la derecha, actual el azimut esta girado hacia la izquierda 24.61° en rumbo Sur de lo programado. (215.96°). Actual se tiene 17.08° (Azimut 191.35°) por debajo de lo programado 208.43° a 5502 md. Las severidades observadas son dentro de lo normal. Se recomienda sacar el sistema de perforación rotatorio a superficie para cambio del mismo y continuar corrigiendo ángulo y rumbo hasta la entrada de KSAN para mantener la tangente programada.


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Datos del pozo, Angulo 15.3° azimut 186.2° a 5531 md


pozo corregido a 5531. Figura 56. Sección del pozo en 3D corregida a 5531.


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Datos del pozo, Angulo 15.3° azimut 186.2° a 5531 md

El comportamiento del direccional para corregir construyendo ángulo 16.60° y azimut 215.96°, y girar azimut a la izquierda lo cual con el sistema rotatorio se ha mantenido el Tool Face de la herramienta con un 60% para mantener la inclinación planeada, incrementando la deflexión de 26% a un 40% para corregir azimut y poder entrar dentro lo programado. Actual se tiene .42 ° (<15.3°) de inclinación por debajo de la programada 15.72° a 5531 md. Se observa la tendencia a corregir azimut girando hacia la derecha, actual el azimut esta girado hacia la izquierda 29.76° en rumbo Sur de lo programado. (215.96°). Actual se tiene 26.55° (Azimut 186.2°) girado a la izquierda de lo programado 212.75° a 5531 md. Las severidades observadas son dentro de lo normal. Se recomienda seguir con el sistema de perforación rotatorio hasta la entrada de KSAN para mantener la tangente programada.



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Figura 59. Sección del pozo en 3D corregida a 5647 m.


pozo corregido a 5647 m.


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El comportamiento del direccional es mantener ángulo 16.60° y corregir azimut 215.96°, lo cual con el sistema rotatorio se ha mantenido el Toolface de la herramienta con un 60% para mantener la inclinación planeada, incrementando la deflexión de 26% a un 40% para corregir azimut y poder entrar dentro lo programado. Actual se tiene .5 ° (<17.1°) de inclinación por arriba de la programada 16.6° a 5647 md. Se observa la tendencia a corregir azimut girando hacia la derecha, actual el azimut esta girado hacia la izquierda 8.73° en rumbo Sur de lo programado. (215.96°). Las severidades observadas son dentro de lo normal. Se recomienda seguir con el sistema de perforación rotatorio hasta la entrada de KSAN para mantener la tangente programada.



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Datos actuales del pozo ángulo 17.27° azimut 217.28° a 5789 md

Figura 62. Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo corregido 5789 m.


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Datos actuales del pozo ángulo 17.27°, azimut 217.28° a 5789 md

Conclusión El comportamiento del direccional es mantener ángulo 16.68° y azimut a 218.6°, lo cual con el sistema rotatorio se ha mantenido el Toolface de la herramienta en autopilot. Se observa la tendencia del azimut de girar hacia la izquierda (2.2° con respecto a los dos últimos surveys) por lo que se mantendrá corrigiendo. Las severidades observadas son dentro de lo normal (1.29°/30m en la última lectura). Se recomienda seguir con el sistema de perforación rotatorio hasta la entrada de KSAN para mantener la tangente programada.



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Datos actuales del pozo, ángulo 18.54°, azimut 221.84° a 5873 md

Rojo – Trayectoria Actual del pozo Verde – Amarre a partir del último survey a 5873md (proyección hacia el centro del objetivo) Azul – Amarre calculado el 19/Feb, Presentado al activo

Figura 64. Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo corregido a 5873 m.


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Datos actuales del pozo, ángulo 18.54°, azimut 221.84° a 5873 md Para el centro del objetivo; se deberá decrementar el ángulo a 16.36° y mantener tangente. En cuanto al rumbo con 221.03° de azimut, curva de color verde en graficas. Trayectoria Proyectada con Amarre a partir del último Survey (5873m)


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Conclusión El survey actual del pozo a 5873md, es: ángulo 18.54°, azimut 221.84°, el programa direccional es mantener en sección tangente un ángulo próximo a los 16.68° y azimut a 218.6°, con el sistema rotatorio se ha mantenido el Toolface de la herramienta en autopilot, haciendo las correcciones necesarias para contrarrestar el efecto de la formación.

Tomando en cuenta el último survey se corrige trayectoria “seteando” a -1° el RSS tanto en ángulo como rumbo. Las severidades observadas son dentro de lo normal (1.69°/30m). Se recomienda seguir con el sistema de perforación rotatorio hasta la entrada de KSAN para mantener la tangente programada. Haciendo los sets necesarios en el RSS según la trayectoria presentada en cada survey.



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Datos actuales del pozo, ángulo 17.93°, azimut 205° a 5958 md




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Datos actuales del pozo, ángulo 17.93°, azimut 205° a 5958 md Para el centro del objetivo.Se deberá corregir azimut hasta 220.23, ángulo a 16.36 y mantener tangente, curva de color verde en graficas.


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Datos actuales del pozo, ángulo 17.93°, azimut 205° a 5958 md

Conclusión El survey actual del pozo a 5958md (base de núcleo), es: ángulo 17.93°, azimut 205.5°, se observa la tendencia del pozo de girar hacia la izquierda. El programa direccional es mantener en sección tangente un ángulo próximo a los 16.32° (es conveniente mantener el ángulo actual) y azimut a 220.23°. Debido a que el último survey muestra la dirección y rumbo de la base de toma de núcleo hasta el siguiente survey podremos observar el trabajo del sistema rotatorio, el cual fue programado para iniciar corrigiendo el rumbo hacia la derecha (incrementar azimut). Se recomienda seguir con el sistema de perforación rotatorio hasta el fin de la etapa. Programando la herramienta según la trayectoria presentada en cada survey.



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Datos actuales del pozo, ángulo 17.89°, azimut 207.44° a 6014 md Para el centro del objetivo. Se deberá corregir azimut hasta 220.23, ángulo a 16.36 y mantener tangente, curva de color verde en graficas. Trayectoria Proyectada con Amarre a partir del Survey (5958m)


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Estaciones de la Trayectoria Real (Actual)

Conclusión El survey actual del pozo a 6014md es: ángulo 17.89°, azimut 207.44°, se observa una construcción favorable en el azimut con respecto al survey anterior. El programa direccional es mantener en sección tangente un ángulo próximo a los 16.32° (es conveniente mantener el ángulo actual) y azimut a 220.23°. Tomando en cuenta la construcción en rumbo en la última estación, se mantendrá programado el sistema rotatorio a un 45% para una construcción en azimut de alrededor de 1.5°/30m. Monitoreando la trayectoria en los siguientes surveys.


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Rojo – Trayectoria Actual del pozo. Verde – Amarre a partir del último survey a 5958md (proyección hacia el centro del objetivo). Azul – Amarre calculado el 19/Feb, Presentado al activo.



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Para el centro del objetivo Se deberá corregir azimut hasta 220.23, ángulo a 16.36 y mantener tangente, curva de color verde en graficas Trayectoria Proyectada con Amarre a partir del Survey (5958m)


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Estaciones de la Trayectoria Real (Actual)

Conclusión El survey actual del pozo a 6074md es: ángulo 17.16°, azimut 218.79°, se observa una construcción favorable en el azimut con respecto al survey anterior, con una severidad de 1.73°/30m. El programa direccional es mantener en sección tangente un ángulo próximo a los 16.32° y azimut a 220.23° (Después de corregir rumbo se corregirá el ángulo) Se continuará verificando cada survey de la trayectoria real.


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Datos del pozo, azimut 221.07, ángulo 16.56° y severidad de 0.31° a 6183 md

Figura 72: Sección vertical y desplazamiento horizontal a 6183m.


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Figura 81: Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo corregido a 6594 m.


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Plan direccional final: Comparación de las trayectorias programa con respecto a la real.

Figura 82: Plan direccional final.


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Capitulo 4: Software utilizado en la Perforación Direccional en los Pozos de la Región Sur (DSP-ONE)

Introducción DSP-One es un paquete de ingeniería de perforación. El objetivo de DSP-One es proporcionar una herramienta práctica que mejore las capacidades de ingeniería de los ingenieros de perforación en la locación o en la oficina. En apoyo a la operación de perforación se requiere el desarrollo de varios cálculos. La mayor parte de éstos son directos pero a menudo requieren tiempo. Frecuentemente el ingeniero necesita reutilizar los mismos parámetros para efectuar diferentes tipos de cálculos. Debido al tiempo y al esfuerzo requerido, tales cálculos a menudo se omiten, apoyándose en aproximaciones o en experiencias pasadas. Uno de los objetivos de DSP-One es eliminar este trabajo de aproximaciones y cuantificar la mayor parte de las variables de perforación posibles, dando al ingeniero una información precisa como base para la toma de decisiones. DSP-One es un paquete de cómputo altamente integrado que comparte un conjunto común de datos entre varios módulos de cálculo. Esto significa que los datos solo requieren una sola captura y pueden entonces emplearse por todos los módulos, cada uno de los cuales efectúa un conjunto específico de cálculos de ingeniería de perforación, utilizando fórmulas estándares de la industria. Además, DSP-One puede realizar cálculos más complejos que son imprácticos para que el ingeniero de perforación desarrolle manualmente, y que a menudo requieren de experiencia en campo y gastos.


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Barra de herramientas para el comando de módulos La barra de módulos proporciona botones para un acceso rápido a los módulos principales para efectuar los cálculos de ingeniería. Están arreglados de izquierda a derecha en la secuencia en la que normalmente se acceden. Todas las opciones en la barra de botones del módulo también son tomadas encuenta desde los menús desplegables, pero lo inverso no es el caso; existen opciones usadas con mucha menor frecuencia en los menús desplegables. Solamente puede abrirse un módulo a la vez. Para abrir otro módulo, el usuario debe cerrar primero el módulo actualmente en uso.

Los módulos disponibles en DSP-One son: Nuevo – Crear un nuevo pozo. Plan – Introducir datos generales del pozo, Plataformas, Conductores, Objetivos y Equipo de Perforación. Perforación Direccional – Generar planes direccionales, Importar survey (Pozo Actuales) y realizar cálculos de corrección al objetivo (Pozos Actuales). Colisión – Realizar cálculos de anticolisión. Esquema – Introducir cimas de formaciones, programa de TR, generar la curva de rendimiento de la perforación y monitorear el progreso actual. Análisis de Sartas de Perforación – Realizar cálculos de Hidráulica, Arrastre y Torque, Arrastre en viaje, Desgaste de TR, Suabeo y Pistoneo, Calibración de Factores de Fricción (Pozos Actuales). Diseño de TR – Realizar cálculos de Diseño o Verificación de TR Operación de TR – Realizar cálculos de Hidráulica para TR, Arrastre y Torque, Arrastre en viaje Centralización y Suabeo y Pistoneo, Calibración de Factores de Fricción (Pozos Actuales). Cementación – Realizar cálculos de diseño o verificación de Cementaciones Control de Brotes – Realizar cálculos de control o verificación de brotes Temperatura – Realizar cálculos de Diseño o Verificación de TR Optimización – Verificar gráficamente los valores calculados en los diferentes módulos y compararlos con los criterios establecidos Datos – Recapitulación de los principales datos introducidos en los diferentes módulos. Plataforma – Introducir datos de la Plataforma, Conductores y Objetivos. Unidades – Configurar y especificar las unidades de trabajo.


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4.1 Metodología para la utilización del software DSP-ONE Creando un Pozo Nuevo Cuando se requiere crear un nuevo pozo, oprima ya sea en el botón " Nuevo" a la izquierda de la barra de comandos, seleccione la opción "Crear Pozo" del menú desplegable de “Archivo” en la parte superior izquierda de la pantalla u oprima el botón derecho del ratón en el icono de plataforma, del Explorador de Datos de Pozos (cuando hay plataformas existentes) y seleccione la opción “Crear Pozo Nuevo”. Se despliega la ventana de Arreglo del Pozo y es aquí donde se definen las propiedades del nuevo pozo. El software requiere del ingreso los siguientes datos: Nombre del Pozo - Completo: Ingrese el nombre del nuevo pozo, Este es un nombre de pozo que será utilizado por el usuario para seleccionar el pozo en la aplicación. Puede ser de hasta 19 caracteres de largo. Nombre del Pozo – Corto: Este es el nombre DOS que será usado por la computadora para almacenar los datos. No siempre es necesario ingresar un nombre DOS ya que la aplicación generará automáticamente un nombre corto por omisión cuando se ingrese el nombre completo. El nombre corto del pozo será el nombre completo truncado a ocho caracteres (para propósitos de almacenamiento de archivos).


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Pozo de Origen: Si el nuevo pozo es un agujero lateral (sidetrack) de un pozo preexistente en DSP-One, entonces oprima la casilla de verificación Desvío. El campo para el agujero principal (Pozo de Origen) es entonces habilitado. Este campo es donde el usuario selecciona el Nombre Completo del Pozo de Origen de una lista desplegable, El Punto de Inicio de Desviación (Pto. de Desvío) se selecciona después en la pantalla de Datos de Pozo en el módulo de Planeación de Pozo. Crear Pozo Actual de un Pozo Planeado: El campo para “Crear Pozo Actual de un Pozo Planeado” permite al usuario crear un pozo actual basándose en un pozo planeado existente en DSP-One. Cuando el usuario oprime la lista desplegable, DSP-One despliega una lista de todos los pozos planeados que existen en el sistema. Cuando un pozo planeado es seleccionado, el nuevo pozo Actual toma el mismo lugar y propiedades del perfil que el pozo Planeado. Localización: Define si el pozo es marino o terrestre oprimiendo el botón de selección correspondiente. Perfil: Define si el pozo es vertical (no requiere datos de desviaciones) o desviado oprimiendo el botón de selección correspondiente. Tipo: Define si el pozo es un pozo Actual o Planeado oprimiendo el botón de selección correspondiente. Configuración de Unidades: Cuando el usuario oprime este botón se despliega la ventana de configuración de unidades. Aquí es donde se definen las unidades de medición para un pozo en particular cuando el pozo es creado se le asignan las unidades por omisión. Estas unidades pueden cambiarse en la ventana de Configuración de Unidades. Entonces las nuevas unidades se guardan con el pozo. Cuando todos los datos del pozo han sido capturados, el usuario deberá oprimir el botón “OK” para crear el pozo. Cuando un pozo nuevo es creado, es automáticamente colocado para ser el pozo en uso. El usuario deberá a continuación ir al módulo de Planeación del pozo para capturar otros datos generales del pozo, por ejemplo, Objetivo, Operadora, Campo, etc. y crear o seleccionar Plataforma, Conductor de Pozo y Equipo de Perforación asociado con ese pozo.


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4.2 Módulo de Perforación Direccional El módulo de Perforación direccional está diseñado para planear trayectorias de pozos en pozos nuevos Planeados y para seguir la trayectoria de pozos Actuales perforados. Este módulo permite al usuario capturar información detallada acerca del pozo y sus mediciones, efectuar cálculos y producir reportes y gráficas. 4.2.1 Pantalla de Datos Direccionales Esta pantalla muestra los datos de Superficie, las coordenadas locales del Objetivo Primario (medida con relación al Centro de Referencia de Perforación) y el plano de proyección de la Sección Vertical en el azimut y coordenadas al origen.

Datos de Superficie Si el pozo no tiene un Conductor de Pozo guardado en el módulo de Planeación de Pozo, entonces los datos de datos de Amarre contienen el valor de cero por omisión y el usuario puede capturar nuevos valores. Si se ha salvado un Conductor de Pozo con el pozo en el módulo de Planeación de Pozo, entonces los valores de Amarre se leen del archivo de Amarre. Si existe un archivo de perfil (por ejemplo, mediciones de inclinación) entonces los valores de Amarre se leen del archivo del perfil, y los valores no son editables ya que el cambio de los valores de Amarre afectaría la medición. En ese caso los campos de Amarre están en azul.

Datos del Objetivo Primario Si el pozo no ha sido asociado con una Plataforma, un Conductor de Pozo y un Objetivo de Cuadrícula, en el módulo de Planeación de Pozo, entonces el usuario puede capturar el Objetivo Principal utilizando esta pantalla, pero no será una Cuadrícula Objetivo, sino un objetivo específico o local del pozo. Si una Cuadrícula objetivo ha sido salvada en el pozo en el módulo de Planeación de Pozo, entonces las Coordenadas locales del Objetivo y los valores de la Sección vertical se despliegan en la pantalla. Sin embargo, los detalles del Objetivo Principal y la Sección Vertical son editables. Los datos requeridos para cada campo de captura se describen a continuación: 4.2.1.1 Panel de Datos de Superficie Estos datos definen el punto de inicio de un pozo. Las profundidades son relativas a la Elevación de la Mesa Rotaria. Las coordenadas al Norte y al Este son relativas al Centro de Referencia de Perforación. Si el pozo no ha sido asociado con una plataforma entonces todos los campos tendrán valor de cero. La


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Inclinación y el Azimut siempre serán cero a no ser que el pozo sea un pozo inclinado con un conductor inclinado. La profundidad y la Profundidad Vertical Verdadera serán normalmente cero si la profundidad del pozo se mide desde el nivel de EMR. Para un pozo que esta asociado con una Plataforma y Conductor de Pozo, el Norte y el Este serán aquellos del conductor.

Profundidad: Ingrese la profundidad medida del punto de inicio del pozo en relación con el nivel de la EMR

Inclinación: Ingrese la inclinación del agujero en el punto de inicio del pozo

Azimut: Ingrese el azimut medido en el sentido de las manecillas del reloj desde el Norte hasta el punto de inicio del pozo.

PVV: Ingrese la PVV del punto de inicio del pozo relativo al nivel de la EMR.

Norte: Ingrese las coordenadas locales al Norte del punto de inicio del pozo.

Este: Ingrese las coordenadas locales al Este del punto de inicio del pozo. 4.2.1.2 Panel del Objetivo Primario Si una Cuadrícula Objetivo ha sido definida para el pozo en el módulo de Planeación de Pozo, entonces los detalles se desplegarán (aún cuando pueden ser editados). Observe que la PVV desplegada en este caso será la PVV de la Cuadrícula Objetivo debajo del nivel de referencia (Metros sobre el Nivel del Mar o Nivel del Suelo) mas la EMR capturada en la pantalla de Datos del Pozo en el módulo de Planeación de Pozo. De otra forma el usuario debe capturar los detalles de la localización superficial definida como Objetivo Primario del pozo.

Inclinación: Ingrese la inclinación requerida del agujero cuando alcance el punto del objetivo.

Azimut: Ingrese el azimut requerido cuando el agujero alcance el punto del objetivo.

PVV: Ingrese la PVV en el punto de inicio del objetivo relativa al nivel de EMR (no relativa al nivel de referencia base, MBNM o Nivel del Suelo).

Norte: Ingrese la coordenada local al Norte del Objetivo.

Este: Ingrese la coordenada local al Este del Objetivo.

Desplazamiento: Este campo despliega el desplazamiento horizontal calculado por el sistema del cabezal al objetivo.

Cierre: Este campo despliega la dirección calculada por el sistema del cabezal al objetivo.


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Definiciones de Perforación Direccional 4.2.1.3 Panel de forma del Objetivo Si una Cuadricula Objetivo se definió para el pozo en el módulo de Planeación de Pozo, entonces se desplegarán los detalles de la forma del objetivo (aun cuando pueden ser editados). De otra forma, el usuario debe capturar los detalles de la forma del Objetivo Primario del pozo.

Rectángulo: Seleccione este botón si la forma del objetivo es un rectángulo.

Tolerancia N/S: Ingrese la medida de altura del rectángulo.

Tolerancia E/O: Ingrese la medida del ancho del rectángulo.

Orientación: Ingrese la orientación de un objetivo rectangular definida como el ángulo entre el Norte y el eje vertical del rectángulo.

Círculo: Seleccione este botón si la forma del objetivo es un círculo.

Radio: Ingrese el radio del círculo.

Zona de Drenaje: Esta opción le permite al usuario definir una forma 3D del objetivo introduciendo los datos de la formación: Buzamiento, Azimut, Longitud de drenaje, Espesor en la entrada y la salida, Ancho en el punto de entrada y de salida.


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4.2.1.4. Panel de Sección Vertical Estos campos definen el azimut y localización de origen del plano gráfico de la proyección en sección vertical. DSP-One calcula el Azimut basado en las localizaciones del Objetivo y de Superficie definidos inicialmente y los valores por defecto para el Norte y el Este son ambos de cero, por ejemplo, el cabezal del pozo. El usuario normalmente solo capturará valores en esos campos cuando las coordenadas del Amarre o del Objetivo Primario han sido cambiadas, o cuando se requiere una proyección del Perfil del pozo en un azimut específico o con un giro desde su origen.

Azimut: Ingrese el azimut medido en el sentido de las manecillas del reloj desde la dirección Norte hasta el plano requerido de proyección de las sección vertical.

Norte: Ingrese la coordenada local al Norte relativa al cabezal del pozo, para el punto de origen deseado del plano de proyección de la sección vertical.

Este: Ingrese la coordenada local al Este relativa al cabezal del pozo, para el punto de origen deseado del plano de proyección de la sección vertical.

Definición de Azimut de la Sección Vertical


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4.2.1.5 Botón de Objetivo(s) El botón de Objetivo(s) permite al usuario definir objetivos adicionales para ser interceptados en la trayectoria del pozo. Los objetivos adicionales pueden ser creados por el usuario o pueden ser Cuadrículas Objetivo importadas del directorio Común de archivos. Si se oprime el botón de Objetivos(s) se desplegará la ventana de captura de “Ingreso Múltiple de Objetivos”.

Ventana de Objetivos Múltiples La ventana de Captura de Objetivos Múltiples tiene cuatro botones de opciones.

Objetivo de Cuadrícula: Para importar un Objetivo de Cuadrícula del directorio de archivos Comunes, oprima el botón de “Cuadrícula” en la lista de “Seleccionar Nombres de Objetivo” y oprima el botón “Aceptar”. Los detalles del Objetivo se agregarán a la tabla de “Ingrese objetivos adicionales”. Oprima luego el botón Guardar para salvar el objetivo al pozo o el botón “Cancelar” para deshacer la acción.


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Agregar: Para crear un nuevo objetivo, oprima el botón “Agregar”. Luego capture la PVV, Norte, Este, Inclinación, Azimut, y Forma del objetivo en la ventana de “Datos del Objetivo”, y oprima el botón “Aceptar”. Los detalles del objetivo creado se agregaran a la tabla de objetivos. Oprima luego el botón “Guardar” para salvar el objetivo al pozo o el botón “Cancelar” para deshacer la acción.

Eliminar: Para eliminar un objetivo, resalte el renglón y oprima el botón “Eliminar”. Los detalles de la Cuadrícula Objetivo se removerán de la tabla de objetivos. Oprima luego el botón Salvar para salvar el objetivo al pozo o el botón “Cancelar” para deshacer la acción.

Modificar: Para modificar un objetivo, resalte el renglón y oprima el botón “Modificar”. Modifique los detalles como se requiera en la ventana de “Datos de Objetivo” y oprima el botón “Aceptar”. Oprima luego el botón Salvar para salvar el objetivo al pozo o el botón “Cancelar” para deshacer la acción.


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4.2.2 Pantalla de Planeación Directa

Esta pantalla solo es habilitada cuando el pozo es un pozo Planeado y solo si tiene cuando menos un objetivo salvado en él. Para este escenario, la posición de cuando menos un objetivo es conocida en relación a la Plataforma o Equipo. Esta Pantalla es donde el usuario construye interactivamente la trayectoria del pozo en forma de sección por sección. Los datos del archivo de Superficie o amarre (caso pozos de desvío) se despliegan como paso cero para la trayectoria del pozo y no pueden modificarse o eliminarse. El usuario puede agregar secciones adicionales a la trayectoria con el botón “Agregar Nuevo Paso” en el grupo de botones de “Pasos”. El usuario también puede eliminar o modificar cualquier paso existente (excepto el punto de superficie o de amarre -paso cero). Conforme se capturan los diferentes parámetros de los pasos, se habilitan los botones de los diferentes métodos de cálculo y el botón “Calcular” inmediatamente debajo de la tabla. El usuario puede calcular los valores remanentes de la tabla seleccionando el método de cálculo y oprimiendo el botón “Calcular”. Conforme se completa el cálculo de cada sección el dato es salvado automáticamente y se crea el archivo de Estaciones. Cuando el dato es capturado en un renglón el botón “Cancelar” es habilitado para permitir al usuario cancelar la acción. El botón Cancelar restaura la última versión salvada del archivo de trayectoria planeada. El botón “Ver” permite al usuario ver un archivo de texto que resume los parámetros y el método de planeación aplicado para cada sección. El botón de “Gráfico 3D” inicia la utilería gráfica en 3D que despliega una gráfica tridimensional del perfil actual del pozo. La utilería 3D tiene una amplia variedad de opciones para auxiliar en el perfil del pozo y permitir a la gráfica ser impresa. El botón de “Pegar Datos de Objetivo” permite que los datos de cualquier Cuadrícula Objetivo que ha sido asociada con una Plataforma desde el cual se va a perforar el pozo, sea copiada a la tabla como puntos de trayectoria que serán interceptados por la trayectoria del pozo. El botón “Gráfico” de la barra de herramientas se habilita una vez que se han salvado los datos. Este botón despliega la sección vertical en 2D y las vistas en plano horizontal del perfil del pozo que ha sido construido.


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4.2.2.1 Diseño Paso a Paso Esta pantalla permite al usuario construir interactivamente y ver la trayectoria del pozo sección por sección. Inicialmente hay solo un renglón en la tabla que representa el punto de amarre (o el punto de inicio de desviación si el pozo es un agujero lateral). Este renglón no puede ser eliminado de la tabla. El usuario tiene una amplia selección de tipos de secciones que pueden agregarse a la trayectoria planeada. De acuerdo a los parámetros que el usuario ingrese, se habilitan diferentes botones de “Métodos”. El usuario debe seleccionar uno de los botones habilitados y oprimir el botón “Calcular”. DSP-One puede entonces solicitar información adicional como Severidad de Pata de Perro, tasas de Incremento o Giro para ser capturadas en una ventana. A continuación se describen los datos requeridos para las diferentes secciones:

Mantener Esta es una sección tangente. El usuario debe ingresar solo un valor, ya sea la profundidad o la Profundidad Vertical Verdadera.

Incremento progresivo Este método produce un tipo de curva catenaria. El usuario debe cargar la profundidad. Las tasas de construcción de ángulo de inicio y fin y la tasa de giro son requeridos en las cajas que se muestran bajo la barra de método.


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Incremento de ángulo y giro (Cambio de Rumbo) Hay tres formas de especificar una sección de incremento y giro.

a) Introducir ya sea la profundidad o la PVV. Las tasas de Incremento de ángulo y Giro se solicitan vía una ventana.

b) Introducir ya sea la Inclinación o el Azimut. Las tasas de Incremento de ángulo y Giro se solicitan vía una ventana.

c) Introducir ya sea la profundidad o la PVV mas la Inclinación y el Azimut. En este caso las tasas de Incremento de ángulo y Giro serán calculadas.

Cara de la herramienta Este método produce una curva dada por la posición requerida de la cara de la herramienta y la pata de perro. La posición de la cara de la herramienta debe ser dada en grados menores a 180 º, usando valores negativos para giros a la izquierda y valores positivos para giros a la derecha. El usuario debe ingresar la profundidad desarrollada o PVV. Al seleccionar la opción de CARA DE HERRAMIENTA, aparecerán los campos para el ingreso de los datos de la PAT y tasa de giro debajo de la barra de métodos.

Pata de perro constante ó también llamado algoritmo curva - tangente Esto adiciona una curva seguida por una sección tangente al plan. El usuario debe introducir la PVV, Norte, y Este del punto a ser alcanzado. Se solicita una Severidad de Pata de Perro en una ventana. SI la SPP es insuficiente para alcanzar el punto seleccionado, DSP-One calcula la SPP mínima requerida. En este caso, solo se agregará una sección curva sin la tangente. Los usuarios también tienen la posibilidad de especificar una inclinación dada a la PVV, Norte y Este. En este caso, cuando existe una solución matemática. DSP-One puede introducir un paso intermedio (Mantener ángulo).

Automático ó también llamado algoritmo curva - tangente - curva - tangente

Este agrega una curva, una tangente, una segunda curva y (opcionalmente) una segunda tangente al plan. El usuario debe ingresar la PVV, Norte y Este del punto a ser alcanzado junto con la Inclinación y el Azimut requeridos al alcanzar el punto. Una ventana solicita al usuario ingresar la PDP para la primera y segunda curva y la distancia opcional de Alineación para la segunda tangente.


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TVD, Coordenada Norte, Coordenada Este, Inclinación, Azimut. Tasa de construcción son requeridas 4.2.2.2 Pegando Datos de Objetivo El botón de “Pegar Objetivos” permite al usuario seleccionar entre una y cuatro objetivos que hayan sido definidas y guardadas en el directorio común de archivos y que hayan sido asociadas a la Plataforma. Cuando existe un solo objetivo el botón “objetivo” desplegará la información del mismo en la tabla de construcción direccional que se muestra abajo. Los valores requeridos de PDP para la primera y segunda curva serán cargadas en los campos que aparecerán debajo de la barra de métodos de construcción.


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Cuando existen dos o más objetivos, al seleccionar el botón “Objetivo” se desplegará la ventana “Importación Múltiple de Objetivos” con todos los objetivos que previamente hayan sido asociados a la plataforma. Resaltando cualquier objetivo de los columna “Disponibles” y usando el botón “>” para agregarlos a la columna de “Seleccionados”. Repetir este procedimiento para cualquier otro objetivo adicional hasta un máximo de cuatro.


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Oprima el botón “Objetivo” y se abrirá la ventana de “Importación Múltiple de Objetivos” y desplegará todos los objetivos que han sido definidos y asociados con la Plataforma. Resalte cualquier objetivo de la columna “Objetivos Disponibles” y oprima el botón “>” pata mover el objetivo a la columna de “Objetivos Seleccionados”. Repita el procedimiento para cualquier objetivo adicional hasta un máximo de cuatro. Cuando se seleccionan dos o más objetivos se habilitan varios botones en el panel de “Opciones” de acuerdo al número de objetivos seleccionados. Las opciones son como siguen: La opción “Ajuste Lineal” diseñará la línea recta de mejor ajuste que pase tan cerca como sea posible a los objetivos seleccionados. La opción “Círculo” esta disponible cuando hay tres objetivos y diseñará un solo arco circular que pase por los tres objetivos. La opción “Curva” diseñará una serie de secciones curvas que pasarán por todos los objetivos seleccionados. Seleccione el botón de radio para la opción requerida y oprima el botón “Aceptar”. En la siguiente ventana de ingreso “Paso a Paso” ingrese los valores para la primera y segunda SPP. DSP-One usará esta información para calcular una curva, una tangente y una segunda curva que llevará la trayectoria del pozo al primer objetivo con la orientación requerida para interceptar los objetivos remanentes. También puede especificarse una distancia de alineación antes de alcanzar el primer objetivo. Oprima el botón “Aceptar” y, suponiendo que existe una solución, DSP-One la calculará y agregará uno o más pasos a la trayectoria planeada.


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4.2.2.3 Eliminando Pasos Para eliminar uno o más pasos seleccione el primer renglón a ser eliminado y oprima el botón “Eliminar Paso(s)”. Luego oprima el botón “Sí” en respuesta a la pregunta “¿Desea eliminar todos los pasos a continuación incluyendo el paso actual? 4.2.2.4. Modificando un Paso Para modificar un paso, seleccione el renglón a ser modificado y oprima el botón “Modificar Paso”. Oprima el botón “Sí” en respuesta a la pregunta “¿Desea modificar este paso?” Entonces modifique cualquiera de los parámetros en el renglón, seleccione el botón de “Método” de radio requerido y oprima el botón “Calcular”. DSP-One modificará el paso y recalculará los pasos subsecuentes si es técnicamente posible. Si esto no fuera técnicamente posible, los pasos subsecuentes deben ser eliminados y necesitarán ser rediseñados posteriormente. 4.2.2.5. Utilería Gráfica en 3D El botón de “Gráfico 3D” arranca la utilería gráfica que despliega una gráfica tridimensional del perfil del pozo actual. La Utilería Gráfica 3D tiene una amplia variedad de opciones que permiten visualizar al pozo y ser impresas. Para los detalles de las opciones disponibles, vea el capítulo separado en la Utilería Gráfica en 3D. 4.2.2.6. Utilería Gráfica en 2D El botón “Gráfica” de la barra de herramientas inferior está habilitado una vez que los datos han sido guardados. El botón despliega las vistas de la sección vertical en 2D y las vistas en plano horizontal del perfil del pozo que ha sido construido. La utilería de gráfica 2D tiene una amplia variedad de opciones para personalizar la vista del perfil de pozo y permite imprimir las gráficas. Para más detalles de las opciones disponibles, vea el capítulo separado en la Utilería Gráfica de 2D.


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4.2.3 Pantalla de Planeación Inversa Para este escenario, se conocen al menos las posiciones de dos objetivos y el usuario tiene la posibilidad de cambiar u optimizar la localización del Equipo. El pozo debe ser creado como se explicó anteriormente y ubicado en una Plataforma, las coordenadas de la plataforma no necesitan ser especificadas (0,0 son valores aceptados).No se requieren selección de Conductor ni Cuadrícula Objetivo.


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Requerimientos de Ingreso de Datos: Vea la pantalla anterior y los campos en amarillo. La Cuadrícula Norte y Este pueden también ser coordenadas locales. Oprimiendo el botón Calcular, una caja de diálogo proporciona la Tasa de Incremento de Ángulo Mínimo recomendable. También se propone la ubicación del Equipo.

Se despliega una vista gráfica de la posición del equipo y los objetivos


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El usuario puede mover la posición del equipo en la Gráfica oprimiendo el botón izquierdo del ratón. Una vez seleccionado, un menú deberá estar disponible cuando se oprima el botón derecho sobre la Barra de Menú- Seleccione la opción “Calcular” y se calcula el perfil propuesto del pozo. Haciendo clic con el botón derecho del ratón sobre el grafico, el ususario puede ver la Sección Vertical con la trayectoria resultante de la selección de la posición del equipo. Una vez hecho, los otros Tabuladores estarán accesibles con los datos actuales dando al usuario la posibilidad de modificar nuevamente el perfil del pozo (Planeación Directa).


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Los resultados para las coordenadas de la plataforma se muestran en el panel “Plataforma” o “Posición del Equipo” en la pantalla de “Planeación Inversa”. Estas coordenadas son introducidas automáticamente en la pantalla Plataforma en el Modulo de Planeación.


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4.2.4. Pantalla de Estaciones La pantalla de Estaciones permite al usuario ver los valores en las estaciones que permiten definir el curso del agujero. Si el pozo ha sido creado en DSP-One como un pozo actual, el usuario puede ingresar las lecturas de cada estación individual y DSP-One calculará la PVV, Norte, Este y SPP (Severidad de la Pata de Perro) utilizando los algoritmos de curvatura mínima. De otra forma, la pantalla despliega las pseudos-estaciones generadas en la pantalla de Planeación de este módulo. 4.2.4.1. Pozo Planeado Si el pozo seleccionado es un pozo planeado, entonces esta pantalla solo estará disponible cuando exista un archivo de pseudo estaciones. Este archivo es creado cuando el diseño de la trayectoria del pozo es hecho en la pantalla de “Planeación” de éste módulo. La Pantalla despliega los datos de las estaciones desde este archivo. Cuando el pozo es creado como pozo Planeado, los datos editables de la tabla sólo son el tipo de Herramienta y los Comentarios de la Estación. Los botones de la barra de herramienta inferior habilitados para un pozo Planeado son, Guardar Como, Guardar, Exportar, Exportar a Excel, Reporte, Gráfica, y Salir de Módulo (ver a continuación). 4.2.4.2. Pozo Actual Los pozos Actuales son pozos que están perforados en oposición a los pozos puramente planeados. Si el pozo es creado como un pozo Actual, entonces las lecturas de medición son ingresadas por uno o dos métodos. Estos son ya sea oprimiendo el botón “Crear Nuevo” en la barra de herramientas inferior o importando los datos de un archivo de mediciones. Las opciones disponibles para trabajar con los datos de estaciones son controladas por los botones de la barra inferior de herramientas, y el botón “Insertar Nueva Estación” justo arriba de la tabla, como se describe a continuación:

Crear Nueva Estación Oprima el botón “Crear Nuevo” para agregar una nueva medición al fondo de la tabla. Después ingrese los valores de “Profundidad”, “Inclinación” y “Azimut” y oprima el botón “Guardar”. DSP-One calculará y desplegará la “PVV”, “Norte”, “Este” y “SPP”. Cuando se agrega una nueva estación el tipo de herramienta es establecido como el mismo de la estación anterior, pero el usuario puede seleccionar diferente tipo de herramienta de la lista desplegable si se requiere.


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Insertar Nueva Estación Puede insertarse una nueva medición entre los renglones existentes oprimiendo el botón “Insertar Estación” sobre la tabla e ingresando los valores de “Profundidad”, “Inclinación” y “Azimut” y oprimiendo el botón “Guardar”. El nuevo valor de profundidad debe aparecer entre las profundidades de las estaciones por arriba y por abajo de ella. El nuevo renglón es insertado por arriba de la estación existente seleccionada.

Eliminando una Estación Las mediciones de la tabla pueden eliminarse seleccionando el renglón (o renglones) a ser eliminados y oprimiendo el botón “Eliminar” en la barra de herramientas inferior. Para seleccionar una estación, oprima en la pequeña caja gris a la izquierda del renglón de forma que se remarque ese renglón. Para seleccionar estaciones múltiples, mantenga oprimida la tecla SHIFT y seleccione cada estación a ser borrada antes de oprimir el botón “Borrar”.

Modificando Estaciones Las estaciones pueden modificarse editando directamente en la celda a ser modificada y oprimiendo el botón “Guardar”. DSP-One recalculará el archivo completo de estaciones de medición cuando se oprima el botón “Guardar”.

Cancelando cualquier Modificación Cuando se hace cualquier cambio a la tabla, el botón “Cancelar” se habilita. El botón “Cancelar” deshace cualquier cambio que haya sido hecho a los datos desde la última versión salvada. Si no se ha salvado ningún archivo de Estaciones, entonces al oprimir este botón se limpia la tabla.

Guardando Datos de Estaciones Cuando se editan datos, el botón “Guardar” está habilitado permitiendo al usuario salvar cualquier cambio y recalcular el Perfil del Pozo. Al salvar los datos se genera un archivo de Estaciones, un archivo de Tipo de Herramienta y un archivo de Perfil.

Copiando Datos de Estaciones El botón “Guardar Como” permite al usuario copiar los datos de las estaciones a un nuevo archivo de estaciones nombrado por el usuario.

Imprimiendo Estaciones El botón de “Reportes” crea un reporte formateado de estaciones del archivo de mediciones que el usuario puede ver en pantalla y enviar a la impresora. Hay tres opciones para el reporte formateado como siguen:


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Estándar: Esto produce el reporte formateado con columnas que muestran “PVV”, “Norte”, “Este”, distancia de “Sección Vertical”, “Distancia de Cierre”, “Dirección de Cierre”, “Severidad de Pata de Perro” y código de “Herramienta” para cada estación. Coordenadas de Cuadrícula: Este produce el reporte formateado con columnas que muestran “Cuadrícula Norte” y “Cuadrícula Este” en lugar de la distancia de “Sección Vertical”, “Distancia de Cierre”, “Dirección del Cierre”, “Severidad de Pata de Perro” y código de “Herramienta” para cada estación. Comentado: Este reporte es el mismo que el reporte estándar con la adición de todos los comentarios que el usuario ha ingresado mas la información de Cima de Formaciones y Programa de Revestimientos insertados en las profundidades correspondientes. Notepad – Excel: Este reporte tiene un formato de archivo de texto o Excel con columnas que muestran: “TVD”, Norte”, “Este”, distancia de “Sección Vertical”, “Distancia del Cierre”, Dirección del Cierre”, “Severidad de Pata de Perro”, “Tasa de construcción”, “Tasa de Giro”, código de “Herramienta”, “Cuadrícula Norte” y “Cuadrícula Este” para cada estación.

Graficando Estaciones de Medición El botón “Gráfica” en la barra de herramientas inferior crea unas gráficas en 2D de sección vertical y plano horizontal a partir de los datos de estaciones. El botón de “Gráfico 3D” inmediatamente sobre la tabla crea una gráfica 3D de los datos de estaciones.

Exportando Estaciones El botón “Exportar a Excel” permite que la tabla de estaciones sea exportada a Microsoft Excel.

Importando Estaciones Para pozos Reales solamente, las estaciones pueden ser importadas dentro de la tabla de estaciones utilizando el botón “Importar”. Importando o Fusionando Archivos de Estaciones DSP-One (.SUR) se pueden importar archivos de texto o binarios de las versiones DOS y Windows de DSP-One en tanto tengan la extensión .SUR. Importando o fusionando archivos ASCII – datos de estaciones de disco (CSV o archivos de texto).


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Ejemplo de Diálogo de Importar Registro de Estaciones de Desviación: 4.2.4.3. Pozo de Desvío (Sidetrack) Si el pozo seleccionado es un desvío, entonces las estaciones sobre el Punto de Amarre (Punto de Inicio de Desviación) no pueden ser editadas. Si fue creado como un pozo de desvío actual, entonces las estaciones debajo del Punto de Desvío pueden editarse como se describió para el pozo Actual. Si fue creado como un desvío Planeado, entonces solo el tipo de Herramienta para las estaciones bajo el Punto de Desvío pueden editarse. 4.2.4.4 Comentarios de Estación Pueden agregarse comentarios para cualquier estación de las mediciones. Para seleccionar una estación de medición, oprima la pequeña caja gris a la izquierda del renglón de forma que se remarque la fila. Entonces oprima el botón “Agregar/Ver Comentarios de la Estación” inmediatamente arriba de la tabla, capture el comentario deseado (Máximo 90 caracteres) en la ventana y oprima el botón “Aceptar”. Aparecerá una marca de verificación en la caja de verificación para indicar que hay un comentario anexado a la estación de medición. Entonces oprima el botón “Guardar” en la barra de herramientas inferior. Para borrar los comentarios de cada estación en el archivo de mediciones, oprima el botón de “Eliminar Todos los Comentarios” inmediatamente sobre la tabla y oprima el botón “Sí” en respuesta a la pregunta “¿Desea eliminar todos los comentarios?”.


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4.2.4.5. Utilería Gráfica 3D El “Gráfico 3D” inicia la utilería gráfica tridimensional que despliega una gráfica 3D del archivo de estaciones. La utilería gráfica 3D tiene una amplia variedad de opciones para auxiliar en la visualización del perfil del pozo y permite imprimir la gráfica. Para detalles de las opciones disponibles, ver el capítulo separado sobre la Utilería Gráfica 3D. 4.2.4.6. Utilería Gráfica 2D El botón “Gráfico” de la barra de herramientas inferior se habilita tan pronto como hay estaciones en la tabla. Este botón despliega la sección vertical y plano horizontal en 2D del archivo de estaciones. La utilería gráfica 2D tiene una amplia variedad de opciones para auxiliar en la visualización del perfil del pozo y permite imprimir la gráfica. Para detalles de las opciones disponibles, ver el capítulo separado sobre la Utilería Gráfica 2D. 4.2.5 Pantalla de Utilidades La pantalla de Utilidades consiste de doce botones de comandos. Cada botón de comandos está asociado ya sea con una utilería de cálculos rápidos o con una gráfica (todo directamente relacionado con la asistencia al usuario para analizar o visualizar la perforación direccional y los datos de las estaciones). La pantalla nunca tiene botones activados en la barra de herramientas inferior excepto el botón de “Salir de Módulo”, el cual cierra el módulo de Perforación Direccional. Las funciones asociadas con los doce comandos están divididas en tres grupos:

Gráficas

Conversiones

Otras 4.2.5.1 Gráficas

Perfil del Pozo Esta opción está ligada al botón “Gráfica” de la barra inferior de herramientas de la pantalla de Estaciones. Despliega la sección vertical y el plano horizontal en 2D del archivo de mediciones. La gráfica de la sección vertical es el Desplazamiento Horizontal Proyectado (DHP) versus la PVV a lo largo del plano de la Sección Vertical, por omisión, el azimut del Plano de Sección es el azimut del punto de Superficie o Amarre al objetivo principal.

Vista Gráfica Esta opción despliega un gráfico del perfil del pozo. El mismo puede también ser visto usando la tecla F8 o seleccionando la opción “Verificación Gráfica” – Perfil Rápido


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Clic en el botón derecho del ratón para desplegar la Vista Horizontal. Hacer clic con el botón derecho del ratón sobre la barra de Título para ver el menú desplegable. Existe una opción para configurar el gráfico el cual, desplegará una ventana para seleccionar o quitar las opciones del gráfico. Están disponibles otras disponibles en el menú desplegable, tales como, Habilitar/Deshabilitar Zoom, Cono de Incertidumbre, Elipsoide de Incertidumbre,


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Reestablecer escalas, copiar al portapapeles, Crear imagen, Copiar encabezado, listado de estaciones y ayuda. La opción de configuración del Gráfico despliega un gráfico completo del perfil direccional del pozo, que incluye información de la plataforma, plan direccional, cimas de formación y fluidos, zapata de revestidores y objetivos.


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Para pozos actuales el Gráfico “Vista Gráfica” tiene la opción de mostrar la trayectoria planificada (si existe), usando el botón izquierdo del ratón sobre la trayectoria del pozo para desplegar la distancia de separación entre el pozo actual y planeado así como los parámetros direccionales a esa profundidad.

Severidad de Pata de Perro Esta opción despliega tres gráficas mostrando Severidad de Pata de Perro, Inclinación y Azimut respectivamente versus profundidad desarrollada.

Análisis de Calidad del Dato Esta opción despliega tres gráficas mostrando Severidad de Pata de Perro, Inclinación y Dispersión respectivamente versus profundidad desarrollada. La dispersión es calculada midiendo la influencia en la posición del agujero (por ejemplo, al Norte y al Este) de la eliminación de una estación de medición entre dos estaciones.

Gráfica de Plataforma Esta opción está ligada al botón “Ver Plataforma” de la pantalla “Plataforma” del módulo de Planeación. Cuando el pozo actual se ha asociado con una Plataforma esta opción despliega una gráfica de la Plataforma, todos sus conductores, todos los objetivos de cuadrícula y todos los pozos definidos en DSP-One para la Plataforma. Al oprimir la tecla de función F1 se obtiene una ventana de ayuda de acciones asignadas a varias teclas de funciones para personalizar la visualización. 4.2.5.2. Conversiones

Interpolación/Extrapolación El usuario puede ingresar cualquier profundidad del agujero y esta opción calcula las coordenadas cartesianas y orientación de la localización del pozo en ese punto. Se hará una interpolación si la profundidad ingresada está entre dos estaciones de medición. Cuando la profundidad es mayor a la de la última estación, se desarrolla una extrapolación basada en una proyección en línea recta del agujero. Para pozos actuales existe la opción de agregar valores interpolados al listado de estaciones y al reporte.

Conversión Profundidad a PVV y PVV a Profundidad El usuario puede ingresar ya sea una profundidad en el agujero (desarrollada) o una profundidad vertical verdadera y esta opción calculará la profundidad vertical verdadera correspondiente o la profundidad desarrollada respectivamente.


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Como la conversión de Profundidad desarrollada a PVV es única (ya sea por interpolación o extrapolación), siempre se calculará un resultado. Para la conversión PVV a Desarrollada puede haber más de una Profundidad desarrollada correspondiente. El resultado solo es calculado para la primera profundidad desarrollada que se ajusta. Cuando la PVV ingresada es mas profunda que la PVV máxima de cualquier estación del archivo de mediciones, no se calculará ninguna profundidad. Conversión Cuadrícula Norte a Norte Verdadero Esta opción permite al usuario convertir coordenadas UTM de Cuadrícula Norte a coordenadas Norte verdaderas. Ingrese las coordenadas UTM y el ángulo de convergencia para el Centro de Referencia de Perforación (CRP). También ingrese las coordenadas UTM del punto deseado. En los campos de sólo lectura se desplegarán las coordenadas de Norte Verdadero y el Cierre y el Azimut del punto relativo al Centro de la Plataforma. El usuario puede guardar el resultado en un archivo temporal pero este archivo es borrado cuando se sale del módulo de Perforación Direccional. Conversión Norte Verdadero a Cuadrícula Norte Esta opción permite al usuario convertir coordenadas de Norte Verdadero a coordenadas UTM en Cuadrícula Norte. Ingrese las coordenadas UTM y el ángulo de convergencia del Centro de la Plataforma. También ingrese las coordenadas al Norte Verdadero del punto deseado con relación al Centro de la misma. En los campos de solo lectura se desplegarán las coordenadas UTM y el Cierre y Azimut del punto relativo al Centro de la Plataforma. El usuario puede salvar el resultado en un archivo temporal pero este archivo es borrado cuando se sale del módulo de Perforación Direccional. Alineación Esta opción permite al usuario ingresar las coordenadas de dos puntos cualesquiera y calcular la inclinación, Azimut y distancia entre las dos estaciones. Ingrese la PVV, Norte y Este de cada uno de los dos puntos e inicie el cálculo oprimiendo el botón “Ejecutar”. Los resultados se despliegan en los campos de solo lectura.


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4.2.5.3. Otros

Archivo DXF Esta opción permite al usuario crear un archivo de gráfica en el formato “DXF” (Drawing eXchange File). El usuario también tiene la opción de crear un archivo con formato “DWG”. Estos formatos están disponibles en paquetes como MS Word. Cuando han sido creados, los archivos DXF o DWG pueden cargarse a otras aplicaciones de dibujo para posterior edición y puede producirse una gráfica impresa de alta calidad en impresora. Cuando se selecciona la opción se abre la ventana “Crear archivo Gráfico DXF”. Los datos requeridos para captura en esta ventana son:

Selección Gráfica: El usuario puede seleccionar uno de cuatro tipos de gráfica:

o Presentación estándar – Plano horizontal y sección vertical en una sola página con orientación portarretrato. Solo hay disponibles los tamaños A4 y Carta.

o Solo Plano Horizontal – Plano horizontal en una sola página con orientación paisaje.

o Solo Sección Vertical –Sección Vertical en una sola página con orientación portarretrato.

o Sección Vertical y Plano Horizontal – Plano horizontal y sección vertical en una página con orientación paisaje.


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Ultima Estación: Este campo despliega la profundidad de la última estación en el archivo de estaciones.

Profundidad de Inicio: Ingrese la profundidad de inicio requerida para el plano.

Opciones: Verifique cada una de las cajas para que la información requerida se despliegue en el plano- Algunas opciones pueden estar deshabilitadas si el dato no existiese para el pozo.

o Asentamiento de T.R. – Desplegará las zapatas de los

revestimientos como se definieron en el módulo de Esquema del Pozo.

o Cimas de Formación – Desplegará las cimas de formaciones como se definieron en el módulo de Esquema del Pozo.

o Objetivo – Desplegará el objetivo (s) definido para el pozo. o Severidad de Pata de Perro – Esto desplegará la magnitud de la

SPP a lo largo del pozo en el plano de la sección Vertical. o Profundidades en el agujero – Esto desplegará etiquetas de

profundidades a lo largo del agujero. o Pozo Planeado – Si el pozo es un pozo Actual creado de un pozo

Planeado en DSP-One, entonces la trayectoria del pozo planeado también puede desplegarse en la gráfica como comparación con la Actual en su trayectoria perforada.

Titulo(s) de Gráfica: Oprimiendo este botón se abrirá una ventana permitiendo al usuario capturar hasta cuatro líneas de texto (cada una de máximo 45 caracteres) que serán usados como títulos para el plano.

Espaciamiento de Cuadrícula: Ingrese el espaciamiento mayor de la cuadrícula para el plano.

Tamaño de Papel: Seleccione el tamaño de papel requerido para el plano. Este puede ser A0, A1, A2, A3, A4 o Tamaño Carta. (A4 o Tamaño Carta solo para la opción de presentación Estándar.)


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El archivo DXF recibe un nombre de acuerdo a la selección gráfica y se salva en el directorio del pozo, de modo que por ejemplo, si el pozo se llama Demowell y el pozo ha sido salvado en la plataforma Demo en el disco C:\ entonces el archivo se encontrará en C:\DSP-One\Demoplat.pla\ Demowell\xxxx.dxf o .dwg, donde xxxx es:

1. Presentación Estándar – para la presentación estándar. 2. Solo Gráfico Horizontal – para el plano horizontal solamente. 3. Solo Sección Vertical – para la sección vertical solamente. 4. Gráfico Horizontal & Sección Horizontal – para la sección horizontal y

plano vertical. Pandeo de Sarta Esta opción puede utilizarse como un programa de utilería independiente para analizar el potencial de pandeo de la tubería de perforación en un pozo inclinado. No está ligado a otros módulos de DSP-One. EL botón inicializa una caja de diálogos donde el usuario captura la información de la Sarta de Perforación y el pozo. El usuario debe capturar todos los valores de la caja de diálogos y después oprimir el botón “Ejecutar”. Los datos a capturar se describen a continuación: Panel de Tubería de Perforación

OD TP: Ingrese el diámetro exterior del cuerpo de la tubería de perforación.

ID TP: Ingrese el diámetro interior del cuerpo de la tubería de perforación.

Peso TP: Ingrese el peso por unidad de longitud de la tubería de perforación.

OD TJ: Ingrese el diámetro exterior de la junta de perforación.

Material: Seleccione el botón de Acero o de Aluminio. Panel del Pozo

Tamaño de Agujero: Ingrese el diámetro del agujero o interior del revestimiento que rodea a la tubería de perforación.

Peso de Lodo: Ingrese el peso del lodo.

Angulo del Agujero: Ingrese la inclinación del agujero.

Factor de Fricción: Ingrese el factor de fricción para el agujero (suponga 30% para agujero abierto o 20 % para revestimientos, si no tiene otros valores disponibles).

Compresión: Ingrese la carga compresiva aplicada a la tubería de perforación.


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Cuando se oprime el botón “Ejecutar” se produce un archivo texto y se despliega en la Libreta de Notas de Microsoft con los resultados del análisis por pandeo. Los resultados que ese archivo despliega incluyen el análisis de Lubinski y el análisis de Paslay. Cierre la Libreta de Notas después de ver/imprimir. Oprima el botón “Salir” para cerrar la utilería de Pandeo de Sarta. Cuando se oprime el botón “Salir” se le pregunta al usuario si desea salvar los datos de captura antes de salir. Cuando se oprime el botón “Sí” entonces los datos son salvados a un archivo de Pandeo en el directorio del pozo. Alineación Esta opción permite al usuario ingresar las coordenadas de dos puntos cualesquiera y calcular la inclinación, Azimut y distancia entre las dos estaciones. Ingrese la PVV, Norte y Este de cada uno de los dos puntos e inicie el cálculo oprimiendo el botón “Ejecutar”. Los resultados se despliegan en los campos de solo lectura. Geodetic Esta opción le permite al usuario convertir Coordenadas geográficas a Coordenadas UTM Esta opción despliega la ventana “Geodetic Conversión a UTM”. Selecciona de la lista desplegable el elipsoide de referencia e ingresa la Latitud en grados, minutos y segundos relacionados al Norte o Sur (dd, mm, ss,sss N o S) y Longitud en grados, minutos y segundos relacionados al Este u Oeste (dd, mm, ss,sss E o W). Al presionar el botón OK, se despliega otra ventana con la información geográfica y su conversión a coordenadas UTM.

Hoja de Deslizamiento (Sliding Sheet) Esta opción está sólo disponible para pozos actuales. Esta opción permite al usuario cargar la hoja de deslizamiento del pozo actual. Esta opción despliega una ventana emergente donde el usuario puede crear una nueva hoja de deslizamiento o seleccionar una que previamente haya sido guardada. La hoja de deslizamiento le permite al usuario cargar los valores del comportamiento direccional y crear su propia hoja de deslizamiento para evaluar el desarrollo direccional del pozo. (Ver el Manual de Hoja de Deslizamiento)


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Gráfica 3D Esta opción está ligada al botón de “Gráfico 3D” en la pantalla de “Estaciones” o “Planeación”. Esta opción muestra la utilería gráfica 3D que despliega una gráfica en 3D del archivo de estaciones de medición. La utilería 3D tiene una amplia variedad de opciones para auxiliar a visualizar el perfil del pozo y permite que la gráfica sea impresa. Para detalles de todas las opciones disponibles, vea el capítulo separado sobre Utilería Gráfica 3D.

4.2.6 Rumbo al Objetivo La pantalla despliega los detalles de la Ultima Estación en el archivo de mediciones, las coordenadas del objetivo primario y los parámetros de corrección.

Selección de Objetivo (s) Cuando se dispone de más de un objetivo, el usuario puede seleccionar el objetivo a mostrarse. Si solo se dispone de un Objetivo, el botón de selección esta deshabilitado.


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Zona Drenaje Esta opción despliega una ventana emergente para introducir el “ángulo”, el “azimut” de la Formación, la “Longitud de Drenaje” y el “Espesor en Punto de Entrada y en Punto de Salida” Esta opción aplica para pozos desviados. Ingrese el “ángulo” y “dirección” del buzamiento de la formación y oprima el botón “calcular”. El pozo será calculado para aterrizar en el plano de la Zona de Drenaje. La zona de Drenaje o Productora se define por el ángulo de buzamiento (de la horizontal) y el azimut. Los cálculos de la zona de drenaje muestran la Inclinación requerida del pozo para el azimut especificado originalmente al alcanzar el objetivo de la zona de drenaje. Si los resultados son aceptables, oprima el botón “Aceptar” y la Inclinación calculada reemplaza a la original.


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4.2.6.1. Proyección La pantalla permite al usuario proyectar hacia adelante el perfil del pozo basado en una de cuatro opciones como sigue: 1. Mantener Inclinación y Azimut – Proyectando recto hacia la dirección definida por la inclinación y azimut de la última estación de medición en el pozo.

NOTA: En azul, datos actuales del pozo, en rojo, proyección del rumbo.


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Hacer clic con el botón derecho del ratón para mostrar la Grafica de la Sección Vertical 2. Extrapolación con las 2 últimas estaciones – proyectando a lo largo de la trayectoria del modelo de curvatura mínima definido por las dos últimas estaciones del pozo. 3. Incremento de Ángulo y Giro – con tasas de incremento y giro constantes especificadas por usuario. 4. Pata de Perro Constante (Orientación Inicial de Cara de la Herramienta) – permite al usuario simular una corrección con severidad de pata de perro y orientación de la cara de la herramienta inicial, especificado por el usuario.


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4.2.6.2. Rumbo al Objetivo Una corrección hecha en 3 dimensiones para alcanzar el (los) objetivo(s). Primero seleccionar la opción “Rumbo al Objetivo” e ingresar la Severidad de Pata de Perro Mínima y Máxima. Pantalla de Inicio. Hacer clic con el botón derecho del ratón en la barra de titulo, para desplegar el menú

Ingreso de los valores máximos

y mínimos de SPP


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Seleccionar una de las tres opciones para realizar los cálculos de “Rumbo al Objetivo”: Luego, con el botón izquierdo haga clic cerca del objetivo deseado y confirme la selección de Datos de Objetivo:

Oprima Sí


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Seleccionar del menú desplegable “Calcular Perfil del Pozo”:

Con el botón derecho del ratón se puede visualizar la Sección Vertical para la selección realizada:

Resultado

s


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Ejemplo con 2 Objetivos, Seleccione la Intersección a la PVV de los Objetivos Realice el Cálculo.

Una guía automática al Objetivo (2 correcciones: Curva, Tangente, Curva, Tangente). Esta es la corrección en 3 dimensiones que llevara la trayectoria del pozo exactamente hacia el o los objetivo (s) seleccionado.


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4.2.6.3. Pozo con corrección hacia lo Planeado Seleccione esta Opción del Menú desplegable que se encuentra en la barra de título para mostrar la Trayectoria del Pozo

La trayectoria del pozo es mostrada con varios círculos verdes (puntos de intersección) en los cuales el usuario puede seleccionar donde retomar el plan.

Hacer clic con el botón derecho del ratón para visualizar la Sección Vertical.


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4.2.6.4. Guardando los Datos de la corrida de Corrección El botón “Guardar” en la barra inferior de herramientas solo está habilitado cuando se hace algún cálculo utilizando los métodos de “Pata de Perro Constante” o “Automático”. Oprima este botón para actualizar el archivo de Estaciones agregando pseudo estaciones a la sección de la corrida de corrección. Las estaciones generadas pueden fusionarse con los datos existentes del pozo si se necesitara. Se utiliza el algoritmo del Radio Mínimo de Curvatura. 4.2.6.5. Imprimiendo un Reporte de la Corrida de Corrección Cuando la corrección es aceptada, se produce un reporte completo y puede imprimirse y desplegarse utilizando el botón “Reportes” de la barra de herramientas inferior. 4.2.6.6. Produciendo una Gráfica de la corrida de Corrección La gráfica 2D de la Sección Vertical y Plano Horizontal del perfil de pozo pueden verse e imprimirse oprimiendo el botón “Gráfica” de la barra de herramientas inferior.


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CONCLUSIONES

Tal y como se ha mencionado anteriormente la perforación direccional ha

coadyuvado en el ahorro de tiempos y costos de perforación, mejorando la

rentabilidad y viabilidad de las perforaciones tanto terrestres como marinas.

La limpieza del hueco es notablemente mejor debido a que la tubería rota

mientras se dirige el pozo y se perfora.

Al utilizar las herramientas de perforación direccional, se puede realizar una

mejor planeación del pozo, mejorar la conducción de la sarta y prácticas de

perforación.

Al llevar a cabo la perforación direccional, se logra llegar a objetivos más

complicados y difíciles, lo cual nos permite contar con una mayor certeza en

la explotación de campos que no se podrían realizar con la perforación

convencional.

La perforación direccional – en concreto las perforaciones horizontales –

han demostrado ser bastante efectivas en el aumento de las tasas de

producción en los campos petroleros.

El uso de motores de fondo reduce significativamente la fatiga en la tubería

de perforación, proporciona mayor velocidad de rotación en la barrena en

diámetros pequeños e incrementa la velocidad de penetración (ROP)

debido al aumento de la velocidad de rotación de la barrena.

En alcances de gran extensión y aplicaciones horizontales, donde la

transferencia de peso a la barrena es un problema, la dirigibilidad del pozo

puede ser lograda más efectivamente con el uso de la herramienta dirigible

rotatoria Geo–Pilot.

El uso de los sistemas rotatoria (RSS) provee una mayor velocidad de

penetración (ROP), debido a la eliminación del deslizamiento y fricción que

resulta de la misma.


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La utilización del software (DSP-ONE) proporciona las herramientas

necesarias en la construcción y el diseño de pozos direccionales.

El uso de sistemas de medición como el MWD, LWD y PWD constituyen

una gama de herramientas confiables y efectivas en la mayoría de las

veces, además de proporcionar información valiosa acerca de las

propiedades, características y condiciones del pozo.

La utilización de las diversas sartas direccionales de perforación permiten

una mejor y eficiente manera de construir el ángulo de desviación, así como

de la sección tangente en las trayectorias direccionales.

En la actualidad, las técnicas de perforación direccional han evolucionado

de tal manera que las tecnologías usadas en el presente constituyen una

poderosa herramienta para la optimización de la perforación y la

explotación de hidrocarburos,


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Índice de Figuras

Figura Nombre Pagina 1 Perfil TVD vs Sección Vertical 17 2 Pozos múltiples en tierra 20 3 Sidetrack 21 4 Pozos en localizaciones inaccesibles 21 5 Perforación en pozos en línea costera 22 6 Control de la verticalidad 23 7 Barrena triconica 24 8 A) Balero estándar, b) Balero sellado 25 9 Barrena de diamante natural 26

10 Barrena de diámetro TSP 26 11 Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC) 27 12 Evolución de las barrenas bicéntricas 29 13 Ampliadoras 30 14 MWD 32 15 PowerPulse 33 16 ImpulPulse 34 17 SlimPulse 36 18 LWD 37 19 PWD 38 20 Motor de fondo 41 21 Vista seccionada de un motor de fondo 41 22 Sistema dirigible rotatorio Geo-Pilot 44 23 Top Drive 45 24 Tubería de Perforación (DP) 46 25 Tubería de perforación extrapesada (HWDP) 47 26 DC Liso 48 27 DC en Espiral 48 28 Sarta Estabilizada 51 29 Sarta Empacada 52 30 Sarta Lisa 53 31 Sarta Orientada con Ampliador 54 32 Sarta Navegable 55 33 Sarta Rotatoria 56 34 Sarta vorteX 57 35 Sarta Direccional 58 36 Trayectoria tipo “Slant” 68 37 Trayectoria de Incremento continuo 71 38 Trayectoria tipo “S” ( incrementar-mantener-disminuir) 73 39 Trayectoria tipo “S” modificada (incrementar-mantener-

disminuir-mantener ) 77


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40 Análisis direccional 82 41 Sección vertical del pozo 94 42 Sección vertical del pozo a 3520 m 99 43 Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad a

3520 m 100

44 Sección vertical del pozo a 3813 m 102 45 Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad a

3813 m 103

46 Sección del pozo ESIA en 3D 5393m 107 47 Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo a

5393m 108

48 Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo a 5393m

108

49 Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad 5393m

109

50 Sección del pozo en 3D corregida a 5473 m 111 51 Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo

corregido 5473 m 111

52 Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad corregidas 5473 m

112

53 Sección del pozo en 3D corregida a 5502 m 113

54 Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo corregido a 5502 m

113

55 Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad corregidas a 5502 m

114


corregido a 5531 m 115


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corregido a 5647 m 117


118

62 Sección vertical en deg y grafico horizontal del pozo corregido 5789 m

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72 Sección Vertical y Desplazamiento Horizontal a 6183 m 135 73 Graficas de severidad, inclinación y azimut vs profundidad

corregidas a 6183 m 136









82 Plan direccional Final 145


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Nomenclatura

1= Máximo ángulo de inclinación (°).

2= Ángulo al final de la sección de decremento (°).

D1= Profundidad del KOP (m).

D2= Profundidad vertical al final de la curva de incremento (m).

D3= Profundidad vertical al final de la sección tangente (m).

D4= Profundidad vertical al final de la curva de decremento (m).

D5= Profundidad vertical al final de la segunda sección tangente (m).

DM= Profundidad total desarrollada (m).

Larc1= Longitud de la sección de incremento (m).

Larc2= Longitud de la sección de decremento (m).

Ltan=Longitud de la tangente.

Ltan1= Longitud de la sección tangente al final de la sección de incremento (m).

Ltan2= Longitud de la sección tangente al final de la sección de decremento (m).

qv1=Ritmo de incremento del ángulo (º/100 pies).

qv2= Ritmo de decremento del ángulo (º/100 pies).

R1= Radio de curvatura de la sección de incremento (m).

R2= Radio de curvatura de la sección de decremento (m).

X2= Desplazamiento horizontal al final de la curva de incremento (m).

X3= Desplazamiento horizontal al final de la sección tangente (m).

X4= Desplazamiento horizontal al final de la curva de decremento (m).

X5= Desplazamiento horizontal al final de la segunda sección tangente (m).

ABI (At-Bit Inclination): Inclinación en la Barrena

Az: Azimut

BHA (Bottom Hole Assembly): Ensamblaje de fondo.

Bps: Bits Por Segundo

DC (Drill Collar): Lastrabarrenas, portaberranas o collar de perforación

DDS: Sensor de Dinámica de la Sarta

DEC: Densidad Equivalente de Circulación


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DHP: desplazamiento horizontal proyectado

DLS (SEVERITY DOG LEG): severidad de la pata de perro.

DP (Drill Pipe): Tubería de Perforación

EOC (End Of Curve): punto de fin de la construcción.

GPM: Galones Por Minuto

HP (High Pressure): Alta Presión

HT (High Temperature): Alta Temperatura

HWDP (Heavy Weight drill Pipe): Tubería de Perforación Pesada

ID (In Side Diameter): Diametro Interior.

JSK: Jurasico Superior Kimmeridgiano

JST: Jurasico Superior Tithoniano

KOP (kick off point): punto de inicio de desviación.

KSAN: Cretácico Superior Agua Nueva

KSM: Cretácico Superior Méndez

LWD (Logging While Drilling): Registrando Mientras se Perfora.

m: Metros.

MD (Measured Depth): Profundidad Medida o Metros Desarrollados.

Mdbmr: Metros desarrollados bajo mesa rotaria

Mvbmr: Metros verticales bajo mesa rotaria

MWD (Measurement While Drilling): Mediciones Mientras se Perfora

OBM: Lodo Base Aceite

OD (Outside Diameter): Diámetro exterior.

PDC (Polycrystalline Diamond Compact): Compacto de Diamante

Policristalino.

PDM (Positive Displacement Motor): Motor de Desplazamiento Positivo.

Psi: (Pound per square inch) Libra por Pulgada Cuadrada.

PVV: PROFUNDIDAD VERTICAL VERDADERA

PWD (Pressure While Drilling): Presión Mientras se Perfora

RAB: Resistividad en la Barrena


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ROP (Rate of Penetration): Ritmo de Penetración

RPM: Revoluciones por minuto.

RSS (Rotary Steerable System): Sistemas Direccionales Rotatorios

SPP: severidad de la pata de perro

SWD ( Seismic While Drilling): Sísmica Mientras se Perfora

TD (Total Depth): Profundidad total.

TDS (System Top Drive): Sistema top drive

TR: Tubería de Revestimiento.

TSP: (Thermally Stable Polycrystalline): Policristalino Térmicamente Estable

TVD (True Vertical Depth): Profundidad vertical verdadera.

UTM ( Universal Transverse Mercator)

WBM: Lodo Base Agua

WOB (Weight On Bit): Peso Sobre la Barrena

YP (Yield point): Punto de cedencia


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Bibliografía

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2. M.J Economides “Petroleum well construction”. Directional Drilling.

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4. Raymond de Verteuil and Iain mccourt Introduction to Directional Drilling

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5. Diseño de la perforación de pozos, volumen XV, Un siglo de la perforación, PEMEX.

6. Guía para el Diseño de Sartas de Perforación, capítulo II, Un siglo de la

perforación, PEMEX.

7. Análisis Comparativo de Métodos de Diseño de Pozos Direccionales, capítulo II, Romero Anduaga Juan Manuel, 2004, Tesis UNAM.

8. Pozos Multilaterales: Reto y Oportunidad para la Explotación de

Yacimientos Complejos, León Contreras Rocío del Mar, 2007, Tesis UNAM.

9. Programa Acelerado para Supervisores: Diseño de Sartas de Perforación y Herramientas de Fondo, Schlumberger.

10. Guía de Referencia Rápida: Herramientas de Perforación, Schlumberger.

11. Geología de México, vol. III, Ernesto López Ramos.

12. “DSP-One - Manual del Usuario” Versión 3.09 Publicado Junio 2008 -

Copyright © 2008 by Techdrill International Ltd.

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28. Guía de Referencia Rápida: Herramientas de Perforación, Schlumberger.

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PERFORACIÓN DIRECCIONAL APLICADA A LA REGIÓN SUR

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