ingeniería de

Ing. Gumaro Herrera Huerta “Reseña de una vida de ejemplo del trabajo con pasión y amor por la familia”

Gumaro Herrera Huerta nació en la ciudad de México hace 48 años en un día fechado 11 de octubre, era el año 1958. Desde temprana edad demostró liderazgo natural en sus juegos de niño y al ser ele-gido como jefe de grupo en sus actividades escolares; posteriormente al igual que muchos de nosotros, incentivado por la industria petrolera decidió estudiar la carrera de Ingeniero Petrolero en el Instituto Politécnico Nacional en el periodo de 1976 a 1981. Su formación académica no quedo ahí ya que su fortaleza de carácter lo movió a superarse continuamente realizando estudios de Maestría en Inge-niería Petrolera en la Universidad Nacional Autónoma de México, cursó el Programa de Alta Dirección de Empresas en el IPADE, así como Diplomados en Terminación y Reparación de Pozos, Calidad Total, Administración y Comunicación.

A lo largo de su carrera profesional, él trabajo en la iniciativa privada y en Petróleos Mexicanos, donde desarrolló su potencial y nos brindo sobre todo su amistad mientras ejecutaba trabajos como Inspector Técnico de Perforación en las compañías mexicanas PERMARGO, PROTEXA y en la paraestatal PEMEX. Siendo ésta última donde la simbiosis dio frutos como lo demuestran los logros obtenidos en el desem-peño de sus funciones como: Ingeniero de Campo, Jefe de Operación, Jefe de Desarrollo Tecnológico, Jefe de Diseño y Superintendente de Terminación y Reparación de Pozos, y finalmente como jefe de la Unidad Operativa Veracruz, distinguiéndose por su creatividad al impulsar la perforación de alcance extendido, la perforación horizontal, la optimización de la perforación bicéntrica y el diseño de la termi-nación del pozo productor de gas con el índice de productividad más alto en México, estas innovaciones permitieron que el Activo Integral Veracruz sea hoy uno de los más rentables del sistema petrolero, por su incremento en la producción de gas de 160 mil a 800 mil millones de pies cúbicos por día.

Él también nos deja un legado como amigo sincero, como ser humano. Hoy sea esta humilde mención un reconocimiento a su familia entera en especial a su compañera de toda la vida, a Liliana Calderón Reyes, a sus queridas hijas, Jimena y Fabiola, ellas no están solas,… la gran familia que formamos la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos sabremos darles apoyo y reconfortarles en su dolor.

Damas, caballeros, con mucho respeto me atrevo a decir que el pasado 12 de diciembre el cielo a ganado un líder nato, un promotor del trabajo en equipo y de la innovación tecnológica. Nosotros debemos aceptar con aplomo la perdida de nuestro amigo Gumaro asimilando su legado y construyendo lo que nos falta por hacer, dejando huella, asimi-lando experiencias, sembrando raíces. ¡Que viva siempre en nosotros su recuerdo!

Gracias.

Noviembre/Diciembre 2006

�Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos http://spmp.dpep.pep.pemex.com

Uno de los aspectos que suscita mayor controversia en la construc-ción de un pozo es el de la calidad.

Por definición, la calidad es el conjunto de cualidades o propiedades que caracterizan un agujero. Cuando se inicia un proyecto pozo, se establece, como parte del compromiso de construcción del mismo, el cumplimiento de los aspectos de calidad; sin embargo, el concepto es distinto para cada uno de los actores que intervienen en la construc-ción.

Para un geólogo, por ejemplo, un pozo de calidad es aquel que le pro-porcione la mayor cantidad de información directa e indirecta, la recu-peración de muestras de canal y núcleos sin alteraciones por invasión de fluido, y que las muestras de roca no se vean expuestas al efecto de pulverización o fricción excesiva, producto de la perforación.

Para un ingeniero de yacimientos, la determinación de las caracterís-ticas de permeabilidad, porosidad y saturación de fluidos, interpreta-das por medio de registros geofísicos, serán propósitos prioritarios en su concepto de calidad.

A su vez, para un operador de herramientas direccionales, la calidad se enfocará a la búsqueda de perforar agujeros con baja severidad, eliminando la posibilidad de formar patas de perro y cumpliendo es-trictamente con su trayectoria planeada.

Por otro lado, para un geomecánico y para el responsable de los flui-dos de perforación, la calidad se enfocará al mantenimiento de la estabilidad del agujero, evitando, en la medida de sus posibilidades, agujeros agrandados, derrumbes, invasiones de fluidos de las forma-ciones, entre otros.

De manera similar, podríamos mencionar los conceptos de calidad para muchas otras disciplinas que intervienen en la perforación y ter-minación de un pozo.

Entendiendo que la perforación involucrará, en menor o mayor medi-da, la alteración de las condiciones originales de las formaciones, y a efecto de dar solución al controversial tema de la calidad de un pozo, es necesario que todos los actores involucrados en la construcción del mismo identifiquen estos efectos y, de manera colegiada, establezcan las prioridades, enfocando los conceptos de calidad a la mitigación de la alteración original y al objetivo que persigue el proyecto, ya sea utilizando tecnologías que permitan obtener información temprana o mediante el aislamiento rápido de las zonas atravesadas.

Juan Alfredo Ríos Jiménez

Editorial


2 Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos http://spmp.dpep.pep.pemex.com

Proyecto de

Cont

enid

o .

. .

Editorial

5

1

10

Costos Programados

Aplicación de Barrena Impregnada y Motor de Fondo de Altas RPM



15

28

22

33

Aplicación de la Tecnología de Empacadores Hinchables

Swellpacker

Perforación de Pozos Petroleros en Ambiente

Magnético

Formación de Especialistas de Alto Desempeño

Estrategia de la UPMP para el Éxito con el Sistema Maxis,

última Tecnología en la Toma de Registros

Sistema de Coordenadas

NE

V

Coordenadas del Objetivo

XZ

Y


� Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos http://spmp.dpep.pep.pemex.com

Subdirector de la UPMPING. RICARDO PALOMO MARTÍNEZ

Gerente de Ingeniería y TecnologíaM.I. JUAN ALFREDO RÍOS JIMÉNEZ

EdiciónING. JOSÉ ANTONIO MARTÍNEZ RAMÍREZ

Colaboración:

División MarinaM.I. BAUDELIO ERNESTO PRIETO DE LA ROCHA

DR. VÍCTOR GERARDO VALLEJO ARRIETA

División SurING. ABELARDO CÓRDOVA HERNÁNDEZ

DR. CARLOS PÉREZ TELLÉZ

División NorteING. MARTÍN TERRAZAS ROMERO

M.I. PLÁCIDO GERARDO REYES REZA

DiseñoL.D.G. ANA LUISA GARCÍA CASTAÑEDAL.D.G. VÍCTOR HUGO RAMÓN ÁVALOS

BOLETIN DE INGENIERÍA DE PERFORACIÓN Y MANTENIMIENTODE POZOS es una publicación bimestral de la Subdirección de Perfo-ración y Mantenimiento de Pozos. Es editada por la Gerencia de Inge-niería y Tecnología. Su contenido es propiedad de la institución y sólo puede ser reproducido mediante solicitud por escrito y su correspon-diente autorización. Las colaboraciones firmadas son responsabilidad exclusiva de sus autores. Ni el editor ni las autoridades de la UPMP pueden avalar las ideas expresadas. Se imprimen 900 ejemplares en BUNEGIT, S.A. de C.V. Toda correspondencia deberá enviarse a: Boulevar Adolfo Ruiz Cortines 1202, 8o piso, Fraccionamiento Oro-peza, Villahermosa, Tabasco, C.P. 86030, ext. 21352, 21088 correo electrónico: [email protected]



Ing. Fermín Guzmán Cortés, Gerencia de Ingeniería y Tecnología

royecto de Costos Programados

La evaluación económica, como parte funda-mental del ciclo de planeación de PEP, requiere identificar y generar los costos programados de intervenciones a pozos.

Los altos mandos de nuestra empresa, tanto en áreas operativas como administrativas, se enfren-tan continuamente a diferentes situaciones, en las que deben tomar decisiones que afectan el funcio-namiento y sobrevivencia de la institución por sus implicaciones económicas. Es por ello que, contar con información precisa sobre costos y gastos de la UPMP, por cada una de sus actividades, es de vital importancia. En la actualidad, el proyecto de costos programados de intervenciones a pozos es muy relevante para satisfacer las necesidades de información de los usuarios y darle transparencia a las operaciones de la UPMP.

P conceptos, importancia y su relación

con la empresa

Cultura de Costos

¿Cómo fortalecer en nuestro perso-nal la cultura financiera para opti-mizar la relación costo/beneficio, en la que todos y cada uno, individualmente y en grupo, conozcamos los costos y gastos de administración, construcción y manteni-miento de pozos?

Para tal fin, es necesario implemen-tar un proceso que norme las activida-des e insumos requeridos, así como contar con una herramienta tecnológica de tipo infor-mático para generar los costos programados de in-tervenciones a pozos.

Proceso de Costos Programados El objetivo de este proceso es documentar los cos-tos de todas las actividades para generar los cos-tos programados de las intervenciones a pozos en forma eficaz y eficiente, para que, conjuntamente con el diseño y la ejecución operativa, se cumpla la MISIÓN ECONÓMICA DE LA UPMP: “los costos de nuestros servicios serán siempre igual al costo pro-gramado y equivalentes al estándar mundial”.

Su aplicación es de observancia general para todo el personal de la UPMP y obligatorio para todas las



áreas que intervienen directa e indirectamente en la generación de los costos programados de intervenciones a pozos, y en es-pecial para los ingenieros de di-seño, cuya función es vital en la planeación y elaboración de tales costos.

Módulo de Información de Cos-tos Programados

Ya está en construcción una he-rramienta tecnológica de tipo in-formático, que tendrá interrelación con los sistemas institucionales SIOP y SAP/R3, a fin de que el ingeniero de diseño genere sus escenarios de costos programa-dos en forma eficiente y eficaz, optimizando su tiempo de elabo-ración.

Administración del Proceso de Costos Programados

La Gerencia de Ingeniería y Tecnología es la responsable de administrar el proceso de costos programados de intervenciones a pozos en la UPMP, y su propósito es mantener actualizada la apli-cación de las actividades, roles y responsabilidades para garan-tizar la funcionalidad y actualiza-ción del proceso.

Política y Lineamientos para el Proceso de Costos Programa-dos

Con base en las actividades de gestión, integración, generación y establecimiento de información del proceso de costos programa-dos de las intervenciones a po-

zos, se documentó la política y lineamientos generales, que son la base normativa de regulación y administración para alcanzar el obje-tivo del proceso.

Roles y Responsabilidades en el Proceso de Costos Programa-dos

Las responsabilidades que deben asumir las áreas involucradas, al realizar las actividades del proceso de costos programados de intervencio-nes a pozos, fueron asignadas a un rol especí-fico. Las actividades y tareas son de aplicación exclusivamente para el proceso de costos progra-mados de intervenciones a pozos, sin modificar o afectar las funciones oficiales de la estructura organizacional de la UPMP.

Rol se define como al papel que ejerce una persona en una actividad o

proyecto.

Quienes participan en los costos programados

Alcances

Sistema

Homologar

Documentar

Proceso



De acuerdo con lo anterior, el PROCESO INICIA cuando el activo de PEP o el líder del grupo multi-disciplinario (VCD), en forma documental, solicita la intervención a un pozo determinado con base en el POA / POTs.

Para que el proceso continúe, es indispensable con-tar con los requerimientos técnicos, las actividades operativas detallas y todos los insumos de informa-ción (equipo, material, servicios, tarifas, cuotas, pre-cios unitarios, entre otros) necesarios para elaborar los distintos escenarios de costos programados de una intervención.

Actividades

El tipo de intervención determina las especificacio-nes y características de las actividades contenidas en las etapas o intervalos que se realizarán en la intervención al pozo, por lo que pueden ser detalla-dos por actividad específica de acuerdo al tipo de intervención.

• Perforación.• Terminación.

• Reparación mayor y menor.• Tomas de información.• Taponamiento.

Insumos

La planeación de los insumos a utilizar en la inter-vención a un pozo, se basa principalmente en: •

•

•

Escenario de Costos Programados

Es fundamental, para la elaboración de los escena-rios de costos, que el ingeniero de diseño cuente con información de los insumos antes menciona-dos, para que, con el volumen de obra calculado y la identificación de los equipos y materiales a usar, genere los diferentes escenarios de costos progra-mados de intervenciones a pozos.

POA es el programa operativo anual de interven-ciones a pozos de la UPMP.

POT es el programa operativo trimestral de inter-venciones a pozos de la UPMP.

Tarifas, cuotas y precios unitarios de compañías prestadoras de servicios (Contratos de obras y servicios).Tarifas, cuotas y precios unitarios de servicios pro-porcionados por administración (Línea de Acero, Registros Eléctricos, Cementaciones, Logística, entre otros).Costos indirectos. Son tarifas de gastos comunes asignadas por administración a todas las interven-ciones a pozos (Gastos corporativos, gastos de re-serva laboral, seguros y fianzas, servicio médico, entre otros).

Escenario de Costo ProgramadoIntervención

Etapa

Fase

ActividadGlobal

Insumo

Martillo CementoHerramienta

de Pesca TRRegistro

Giroscópico

Equipocontrol de

sólidos

Contratos

MWDBarrenaAccesorios de la sarta

Llave deapriete

Prueba de Formación

(DST)

Perforar Lavar Pozo Tomar Registros

Cementar

Armar Sarta MeterSarta

Circular yAcondicionar

Fluido

Sacarsarta

Cortar yRecuperar

Núcleo

Perforación Cambio de Etapa

Etapa nEtapa 2Etapa 1

Perforación

Intervención: PerforaciónFase: Perforación

Logística

Seguridad yEcología

Agua y Hielo

Gasto U.O.

Gasto SEDE

Servicio Médico

Reserva Laboral

Mantto. Preventivo

Mantto. Correctivo

Mano de Obra

Aplican a nivel deintervención

Cuo

ta E

quip

oIn

dire

ctos

Ser

vici

os d

e A

poyo

Cos

tos

Pro

med

ioA

plic

an s

olo

con

Equ

ipo



Elementos de Costos Programados

Los elementos de costos programados de una intervención a pozo son:

•

•

Costos directos (primarios). Todos los gastos relacionados con la ejecución de la obra (pozo) y representan el principal costo de la intervención. Costos indirectos (secundarios). Todos los gastos administrativos que impactan en forma proporcional el costo de una intervención.

El costo programado integral se define como el monto total de la intervención, incluyendo costos directos e indirectos.

Qué son Costos Directos

Equipo. Son atribuidos a las actividades que se ejecutan durante el des-montaje, traslado, montaje y operaciones de equipo en una intervención a pozo.

Material. Son los principales recursos que se usan en la intervención al pozo; éstos se transforman en bienes terminados con la ayuda de la mano de obra y los servicios de apoyo al equipo.

Mano de obra. Es el esfuerzo físico o mental empleado en una interven-ción al pozo, del personal directamente involucrado en la intervención (tri-pulación de equipo).

Logística. Es el suministro de materiales, fluidos, personal, hasta activi-dades como compra, transporte, almacenaje, organización y la planifica-

ción de estas actividades, desde el punto de origen hasta el punto de consumo.

Servicios. Son los servicios de apo-yo para que las operaciones de la intervención sean exitosas.

Entre otros servicios, se ofrecen: cementaciones, fracturamientos, registros, operaciones con cable, arrendamientos de equipos y he-rramientas, seguridad.

Qué son los Costos Indirectos

Son aquellos gastos comunes a muchas intervenciones y, por tan-to, no son directamente aplicables a un pozo o área. Usualmente, los costos indirectos se cargan a in-tervenciones de pozos con base en técnicas de asignación. A con-tinuación se enuncian algunos de los costos indirectos aplicables a la intervención del pozo.

Costo financiero. Financiamientos obtenidos para obras en construc-ción, perforación de pozos o liqui-dación de pasivos. Toman como base el ejercicio del presupuesto devengado. El responsable es PEP Sede.

Gastos corporativos. Importes fac-turados por el Corporativo a PEP, según informe de la Subgerencia de Costos y Activos Fijos, y presu-puesto autorizado.

Gastos de PEP Sede. Importes erogados de las cuentas de gastos de administración de PEP sede.

Gastos de Sede, Divisiones y Unidades Operativas de Perfo-ración. Importes erogados en

COSTO INTEGRAL

Primario

Secundario

Materiales y Servicio

Mano de Obra TripulacionesDepreciación de Equipos

Combustible y Lubricantes

Administración UPMP

Costo Financiero

Costos Corporativos

Gastos de SEDE PEP

Reserva Laboral

Telecomunicaciones

Servicio Médico

Seguros y Finanzas

No. C

apitalizables

CostosDirectos

CostosIndirectos



los proyectos de administración (elementos PEP) en la UPMP.

Reserva laboral. La cuota de pasivo laboral asig-nada por el corporativo a PEP. La Subgerencia de Costos y Activos Fijos los distribuye a los centros de trabajo de acuerdo al número de plazas.

Telecomunicaciones. Importes facturados por el Corporativo a PEP por centro de trabajo, según in-forme de la Subgerencia de Costos y Activos Fijos.Seguros y fianzas. Facturación por concepto de se-guros y fianzas recibidos por el Corporativo.

Servicio médico. Importes facturados por el Corpo-

rativo a PEP, según informe de la Subgerencia de Costos y Activos Fijos, y plantilla (plazas) de traba-jadores de PEP y UPMP. Costos Programados Registrados en SAP/R3

El jefe de diseño y el cliente de UPMP, seleccionan y autorizan el escenario ideal del costo programado de la intervención al pozo.

Este documento, denominado costo programado de intervención a pozo, es capturado en el Sistema de Aplicaciones y Procesos (SAP/R3), generando la evidencia documental correspondiente, y en este momento se da por FINALIZADO el proceso de costos programados de intervenciones a pozos.

La información acerca de los diversos tipos de costos y sus

patrones de comportamiento es vital para la toma de decisiones

en los activos de PEP.

Costos IndirectosINDIRECTOS CONTROLABLESGastos Unidad

Gastos SERAP División

Gastos SERAP Unidad

Mano de Obra Indirecta

Gastos UPMP

Depreciación Ociosa

INDIRECTOS NO CONTROLABLES

Telecom

Servicio Médico

Seguros y Fianzas

OTROS GASTOS INDIRECTOS

PEP

Reserva Laboral

Corporativo

Costo Financiero

ESTA

DÍS

TIC

OS

Epitacio Solís Fuentes, Alejandra Hernández Hernández, Víctor Arreola Morales, Manuel Orejel Alvaro, Carlos H. González Ramírez. Unidad Operativa Suroeste, Gerencia de Per-foración y Mantenimiento de Pozos, D.M.

Introducción

En los pozos de la Región Marina Suroeste, la perforación de la etapa de 8 ½” (que nor-malmente comprende el Paleoceno Inferior (PI), Brecha – Cretácico Superior (BTPKS), Cretácico Medio (KM), Cretácico Inferior (KI) y Jurásico Superior Tithoniano (JST)), es históricamente la más complicada, debido a su compleja litología. El PI es una secuen-cia de lutitas plásticas, con intercalaciones

de mudstone; el Cretácico es una secuen-cia de calizas, que varía desde mudstone a wackestone fracturados, con diferentes texturas, intercaladas con bentonita (10 a 30%) y pedernal (5 a 10%), y muchas veces presenta trazas de asfaltenos. Por su parte, el JST es una sucesión de lutitas negras bituminosas.

La manera tradicional de perforar la eta-pa de 8 ½” es usando barrenas tricónicas IADC 447 y 517, las cuales han permitido

perforar con buenos ROP; sin embar-go, la vida útil de estas barrenas es limitada. En la práctica, la vida útil de las barrenas tricónicas de

8 ½” es de 350,000 revoluciones, perforan-do en rocas con resistencia a la compresión entre 15 a 18 Kpsi. Esta es una medida de seguridad, para evitar el desprendimiento de alguno de los conos por falla en el sis-tema de rodamiento; sin embargo, esta práctica obliga a realizar constantes viajes para cambiar barrena, los cuales impactan directamente en el tiempo y el costo de la perforación de los pozos.

Por muchos años, el uso de las barrenas impregnadas se había limitado a la per-foración de rocas extra duras y abrasivas (granitos, pedernal, tobas, etc.), con resis-tencias a la compresión por encima de los 22 Kpsi, y muchas veces se consideró como una herramienta especial, “el último recur-so”, para usarlas cuando todo lo demás ha fallado. Sin embargo, en años recientes se ha logrado un avance notable en la tecnolo-gía de barrenas impregnadas, y su uso se ha difundido en la mayoría de las empresas petroleras, aplicándolas con muy buenos resultados en litologías complejas y hetero-géneas, tales como arenas, lutitas, calizas, etc. (Figura 1).


��Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos http://spmp.dpep.pep.pemex.com

Con base en tales antecedentes, y después de ha-cer un exhaustivo análisis de factibilidad técnica-económica, con el apoyo de algunas compañías de servicio, se decidió el uso de una barrena impregna-da de 8 ½”, K503BPX (Figura 2), de la línea Kinetic de Smith, y un motor de fondo de altas RPM, de 6 ¾”, relación 2:3.

La barrena seleccionada

La K503 es una barrena impregnada de nueva tec-nología que, en su estructura de corte, maneja el concepto híbrido, debido a que está constituida por una matriz de carburo de tungsteno, impregnado

con una mezcla de granos de diamante natural y sintético, distribuidos a razón de 160-190 scp, re-forzada por insertos de diamante, prensados a baja temperatura, y cortadores PDC localizados en la zona del cono (Figura 3). La clasificación de los in-sertos de diamante y los cortadores PDC que se utilizaron son IADC 447 y 517.

Considerando la caída de presión que se tiene con el motor de fondo, las barrenas impregnadas fueron diseñadas con una TFA fija de 1.5”–2”. La apertura de los canales de desalojo de recortes siguen un diseño de flujo radial, de anchura considerable res-pecto a las barrenas de diamantes convencionales (Figura 4).

Figura 1. Ventana de aplicación de la barrena K503BPX.

ESPECIFICACIONES

Cortadores de la cara (5) 9mm

Cilindros GHI (42) 13mm

Hidráulica 0.5 - 1.5 TFA

Tipo de conexión

4-1/2" API Reg.

Área de desalojo (JSA)

6.9 pulg2

Calibre

Longitud

Opcional

Protección

Cortadores PDC, Insertos TSP y Carburo de Tungsteno

Longitud de conexión

Sin Piñón

11.7”

Con Piñón

15.96

Cuello de pesca

Diámetro 6.0” Longitud 4.2” Figura 2. Barrena K503 BPX, IADC M842



Figura 3. Descripción de las partes de la barrena.

Corona

Ranura de desalojo

Ranura de conexión

Segmentos Impregnados

Calibre de diamente

Insertos del calibre

Espiga

Conexión API

FundidoSoldado

Cortadores PDC

Material impregnado fundido

Tipos de diamanteComponentes de carburo

Tipos de diamanteComponentes de carburo

GHI (Insertos Grit Hot Pressed)

Varios materiales involucrados

Partes de la Barrena



Las barrenas impregnadas están diseñadas para que su acción de corte sea de tipo arado y trituración (Figura 5). Se requiere considerar siempre en el diseño del ensamble de fondo, una turbina o un motor de fondo de altas RPM, para aplicar a la barrena un mínimo de 600 RPM y que el ROP de la barrena sea el óptimo.

Estrategia Operacional Detalles de la aplicación en la sección 8 ½” (pozo Manik 15)

Con base en los antecedentes del campo Manik y la referencia del pozo Manik 1, en cuya etapa de 8 ½” se utilizaron 8 barrenas, tanto tricónicas como PDC (Tabla 1), se decidió usar la barrena impregna-da K503 Smith en el pozo Manik

Figura 6. Fotos de la barrena a la salida del pozo Manik 15.

ARREGLO DE FONDO

1 1111111

112

39

234567

89

1011

No. Cantidad Descripción OD ID LONGITUD TOTAL

BNA K5035PX-M842DHM-AXP675M2380ESTAB. 6/4” X 8 3/8”

ESTAB. 6/4” X 8 3/8”

DC MONELDC HELICOIDALHWDPMARTILLOHWDP

VAL.C/P6 3/4”-MWD-SLIM PULSE

8 1/2 ” 0.29 m 0.29 m8.87 m2.12 m1.10 m

10.62 m1.69 m

9.39 m

9.16 m11.28 m12.38 m23.00 m24.69 m

34.07 m60.83 m

145.07 m154.22 m266.54 m

26.76 m84.24 m

9.15 m112.32 m

6 3/4 ” 5 1/2 ”6 3/4 ” 2 13/16 ”

2 13/16 ”

2 1/4 ”2 1/4 ”

2 13/16 ”3 22/25 ”

6 3/4 ”6 3/4 ”6 3/4 ”

6 3/4 ”6 3/4 ”

2 3/4 ”5 “ 3 “

5 “ 3 “6 1/2 “

GRADO DE DESGASTE

1 - 1 - WT - A - XXX - IN - LM - TD

Figua 5. Mecanismo de corte de las barre-nas de diamante.

Tipo Prof Metros Horas ROPBarrena Salida Perforados Efectivas mt/hr

F2 3,396 43 9.01 4.8

ATMP11 3,510 114 37.24 3.1

F2 3,619 85 38.26 2.2

F2 3,695 76 40.53 1.9

M16PX 3,710 6 3.59 1.7

F2 3,750 40 21.12 1.9

F2 3,846 87 50.13 1.7

F2 3,869 23 21.24 1.1Rendimiento Promedio 474 221.12 2.1

Tabla 1. Récord de barrenas 8 1/2” de Manik 1.

15, para perforar desde los 3,632 m hasta 3,940 m de profundidad. Se perforaron 308 m en 176.55 horas, para un ROP de 1.74 m/hr..En esta aplicación se utilizó lodo polimérico de alta temperatura de 1.27 gr/cm3. Las condiciones de operación fueron PSB 6-10 ton, RPM 580-680, gasto 480-520 gpm, torque 350-400 amps, presión de bomba 3,500-3,700 psi. Se perforaron las formaciones KS, KM, KI y JST. La barrena fue evaluada en el campo 1-1-WT–A–X–IN–LM–TD (Figura 6).

Análisis de costos, sección 8 ½”, pozo (Manik 15)

El ahorro en la perforación de la sección de 8 ½” se calcula con base en el costo diario de la plataforma de perforación ($3,100 USD/hr). Con-siderando un tiempo de viaje de 300 m/hr, el ahorro obtenido en esta sección (utilizando barrena impregnada y motor de altas RPM) con res-pecto a los pozos de referencia es de $520,800 USD).

Figura 4. Hidráulica con flujo radial.



Tipo Prof Metros Horas ROPBarrena Salida Perforados Efectivas mt/hr

DSX72HG 3,650 163 69.42 2.3

D44 3,695 39 31.38 1.2

D51M 3,825 130 70.02 1.9

D44 3,926 101 62.62 1.6Rendimiento Promedio 433 233.43 1.9

Detalles de la aplicación, sec-ción de 8 ½” (pozo Ixtal 23)

Por los buenos resultados obteni-dos en Manik, se consideró con-veniente usar la K503 en el pozo Ixtal 23, que tiene como antece-dente el pozo Ixtal 2, donde se logró el mejor récord del campo, su etapa de 8 ½” se perforó con 4 barrenas (Tabla 2).

La corrida se inició a la profundi-dad de 3,488 m hasta llegar a los 3,880 m. Se perforaron 392 m en 184.43 horas, para un ROP prome-dio de 2.13 m/hr. La aplicación se realizó con lodo polimérico de alta temperatura de 1.26-1.44 gr/cm3. Las condiciones de operación fueron PSB 6-10 ton, RPM 500-600, gasto 400-550 gpm, torque 450-500 amps, presión de bomba 3000-3500 psi. Se perforaron las formaciones PS, PI, BTPKS, KM, KI, JST. La barrena fue evaluada en campo 2-2-WT-A-X-IN-LM–TD (Figura 7).

Análisis de costos, sección 8 ½”, pozo (Ixtal 23)

El ahorro que se obtuvo usan-do la K503 y motor de fondo de altas RPM, tan sólo en tiempo de viajes para cambio de barre-nas, fue de 4.31 días. Conside-

Tabla 2. Récord de barrenas 8 ½” de Ixtal 2.

Figura 7. Fotos de la barrena a la salida del pozo Ixtal 23.

rando el costo de la plataforma que perforó este pozo ($2,083 USD/hr), se tiene un ahorro de $215,000 USD.

Conclusiones

Con base en estas dos aplica-ciones de la barrena impregnada de 8 ½” y motor de altas revo-luciones, corridas en lodos base agua, se concluye que es una excelente área de oportunidad para reducir tiempos y costos

ARREGLO DE FONDO

1 1111139

16

234567

89

No. Cantidad Descripción OD ID LONGITUD TOTAL

BNA 8.5 K5038PXMotor de 6 3/4 “ Estab 8 3/8 ”VPC 6.75”

DRILL COLLAR

HWDPMARTILLO 6 1/2”HWDP

ESTAB. 8 3/8”DC MONEL

8 1/2 ” 0.28 m 0.28 m8.88 m0.94 m1.66 m

10.74 m27.59 m

83.23 m

9.16 m10.10 m11.76 m22.50 m50.09 m

133.32 m142.46 m198.40 m

9.14 m55.94 m

6 3/4 ” 5 1/2 ”6 3/4 ” 2 1/2 ”

2 1/2 ”

3 “2 1/2 ”

2 1/2 ”3 22/25 ”

6 3/4 ”6 3/4 ”6 1/2 ”

5 ”6 1/2 ”5 “ 3 “

3 “

GRADO DE DESGASTE

2 - 2 - WT - A - X - IN - LM - TD

de los pozos de los campos que presenten litología similar a los campos Manik e Ixtal. Los retos futuros

Si bien el uso de barrenas de diamante de nueva tecnología se vislumbra como una forma eficaz de reducir tiempos y costos en la perforación de la etapa que com-prende los cretácicos, existe una brecha para que se considere una solución total; pues, tanto en el campo Ixtal como en el Manik, los resultados fueron excelentes. Sin embargo, se tiene que se-guir trabajando para aplicarla en pozos con mayor profundidad, a temperaturas más altas, que presenten mayor porcentaje de pedernal y que, por sus caracte-rísticas, se tengan que perforar con fluidos base aceite.



Aplicación

de la Tecnología de Empacadores Hinchables Swellpacker

Ing. Victor Manuel López Solís, Unidad Operativa Poza Rica; Ing. Fernando Siles Coria, Gerencia de Ingeniería y Tecnología, Sede, Ing. Oscar Govea Salazar, Operación de Pozos, Cerro Azul; Ing. Denar Flores Soruco, Halliburton.

Introducción

El pozo Temapache 205 direccional fue perforado por el equipo 7000, de la UOPR (Poza Rica-Altami-ra), en 32.85 días (la meta eran 10.96 días), del 28 de febrero al 2 de abril de 2006 a la profundidad de 881 m. Este incumplimiento se debió a la presencia de gasificaciones y pérdida de fluido de control du-rante la última etapa del agujero descubierto, de 826 a 881 m (Figura 1).

Después de analizar la problemática, el equipo de ingenieros especialistas determinó aislar la zona del casquete de gas y hacer producir el pozo en la zona de aceite utilizando la tecnología Swellpacker de la compañía Halliburton, la cual consiste en dos empa-cadores hinchables con hidrocarburos.

Desarrollo

El pozo Temapache 205 direccional se perforó y ce-mentó, con el arreglo de tuberías de revestimiento, hasta la profundidad de 881 m (Tabla 1), terminán-

Figura 1. Gráfica de avance profundidad vs tiempo.

dolo en agujero descubierto. Durante la perforación de la última etapa, en las formaciones cretácico su-perior (KS) y cretácico El Abra (KLA), se presenta-ron zonas de pérdida por debajo del casquete de gas, lo que complicó la perforación hasta el objetivo. Esta problemática provocó una demora de 21.89 días para la entrega del pozo (Figura 2 y Tabla 2).

13 3/8” 111(1.16)PIN

Programa Perforación: 10.96 Días I.P.:28/02/2006 T.P.:02/04/2006 32.85 Días 9.75 Días

9 5/8”312(0)

7“826(1.39)PIN

Programa

050

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

9214 8 12 16 20

DIASLODO: 1.08 x 40 SALM

OPER: RECUPERO SONDA DE MEMORIA A SUPERFICIE. TOMO MUESTRA PVT.

REGION NORTE ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRATEMAPACHE 205 *(DES)(T)(D) PROX. MOV. TEMAPACHE 206 PERF.

EQ - 7000 (PETROLEOS MEXICANOS)Equipos Ant.: 402

PROG: POZO A CARGO DE PRODUCCIÓN.PROF. TOT. 881 (11) ACTUALIZACIÓN 24/04/2006

24 28 32 36 41Real Lim. Tec.

PROFUNDIDAD

I 114 C/BNA 12 1/4, PERDIDA DE 15 A 30M, C/17 1/2 AMPLIO AGUGERO(1)II 312 FALLAS EQ. SURVEY (H.B.). WT-26. REPASO 218 A 312M. [email protected](1)

III 843 PERF@843 M. Y OBS GASIF. C/1.06 GR/CC. Y OBS PERD. CONTROLA(3)

V 843 PERF@843 M. Y OBS GASIF. C/1.06 GR/CC. Y OBS PERD. CONTROLA(8)VI 843 BAJA TP FRANCA Y COLOCAR T (C CIMA REAL 620 M(1)

VII 843 INSTALO SISTEMA PARA PERF. BAJO BALANC. (WEATHERFORD)(1)VIII 843 CONTROLA PERDIDA DE CIRCULACION EN LA PT DEL POZO(2)

IV 843 POZO CERRADO POR CONFLICTO CAMPESINO(6)



Tabla 1. Resumen del estado mecánico durante la perforación.

Figura 2. Gráfica densidad vs profundidad.

Tabla 2. Direccional del pozo Temapache 205.

Durante la última etapa, se perforaron 55 m con barre-na de 5 7/8” y sarta direccional, atravesando las forma-ciones KS y KLA, donde se presentó pérdida de fluido por debajo del casquete de gas. Con dificultades para controlarla, se utilizó el equipo bajo balance y se inyec-taron grandes cantidades de baches de bentonita con obturantes y sellos automáticos, sin tener éxito. Poste-riormente, se colocó un tapón de sal de apoyo, de 784 a 836 m, para introducir el aparejo de producción.

Inicialmente, se había programado utilizar un empaca-dor Swellpacker de 3 1/2” x 5 3/4” x 3”, en agujero des-cubierto, para aislar el contacto gas-aceite, y anclar un

empacador convencional en la TR de 7” (Baker, modelo L-SET), 26 lb/ft, para aislar el casquete de gas y el espa-cio anular, además de comunicar la zona productora de aceite a la superficie. Debido a que la normatividad vigente para el anclaje de empacadores exige escariar la TR a la profundidad de anclaje, Baker Oil Tools exigió el acondicionamiento de la TR para garantizar el anclaje y el aislamiento del elemento de empaque. Por tal motivo, al efectuarlo se tenía el pronóstico de que se lavara el tapón de sal de apoyo y se indujera la pérdida de lodo. Por lo anterior, se decidió utilizar dos empacadores SwellPacker de 3 1/2” x 5 3/4” x 3”, para empacar en agujero descubierto y en la TR de 7”.

Descripción de la tecnología Swellpacker

Es un sistema de empacador hinchable, que es aplica-do para aislar tuberías de revestimiento, aislar zonas indeseables en agujero descubierto y obturar espacios de canalizaciones en cementaciones de tubería de re-vestimiento. Sus componentes constan de las siguien-tes partes (Figura 3):• Tubería de producción. • Elastómero vulcanizado.• Anillos protectores.• Recubrimiento para alta temperatura.

Las características fundamentales se enlistan a conti-nuación:•

••••

Algunos aspectos técnicos de relevancia de este em-pacador, en comparación con los empacadores con-vencionales son:

a) La temperatura de operación. Se tienen casos histó-ricos registrados en pozos con temperaturas mayores a 100 °C a nivel internacional.

b) La fuerza ejercida sobre el tubo base durante el hin-chamiento. En el artículo técnico de la SPE No. 78312, se muestra que la fuerza es baja. La presión contenida

Tubería estándar

m

5/8”m

13 3/8”m

0

111m

312m

826m881m

DISPOREAL P

BENT

PINH

SALM

ACTIVO INTEGRAL POZA RICA - ALTAMIRAF.REGION NORTE TEMAPACHE 205 *(DES)

PERFORACION

PROX. MOV. TEMAPACHE 206 PEREQ. 7000 (PETROLEOS MEXICANOS)

Equipos Ant. 402050

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700

750

800

850

881

DENSIDADFAPX

FAPX

PINH

PINH

BENTAFL 0

PI 134

ECH 251

EGY 311

E 464

VS 601

VM 665

VI 722

KSU 858KLA 875P.T. 881

110m

313m

830m881m 57/8”

9 5/8”m 9

13 3/8”m

PROG.

7”

57/8”m

7”

P

R

O

F

U

N

D

I

D

A

D

0.78 .88 .98 1.08 1.18 1.28 1.38 1.49

Prof. (m)

Diámetro de barrena (pg)

Tubería de revestimiento

Prof. (m) Lodo Densidad

11� 12-1/4” PDC Agujero piloto 11� 11� 17-1/2” tricónica 13-3/8”,J55,

61l/p 111 Bentonítico 1.10

111 -312

12-1/4” PDC , sarta navegable

9-5/8”, J55,

312 Bentonítico 1.10

312-830

8-1/2” PDC, sarta navegable

7”, N80,

826 P. inhibido 1.15-1.34

826-881

5-7/8” PDC sarta direccional

Agujero descubierto

881 Salmuera cálcica

1.06-1.12

SW

150 149.99 66.53 0.45 179 178.92 76.3 2.19 292 290.09 76.3 20.84 328 325.23 83.2 29.89 ��0 431.00 85.31 64.59 580 555.86 88.34 128.75 635 603.57 88.12 156.07 748 700.67 84.42 213.8 808 771.63 86.4 254.89

61 Lb/ft

36 Lb/ft

29 Lb/ft

(g/cm3)

2°305°2912°213°1022°3229°2731°330°2430°15

El empacador se hincha o expande al contacto con el hidrocarburo.Provee un sello de presión efectivo.Es adaptable a la geometría del pozo.Posee larga duración de aislamiento.No requiere de mantenimiento.

Figura 3. Componentes del empacador hinchable Swellpacker

Angulo Rumbo Profundidad vertical

(m)

Profundidad desarrollada

(m) Desplazamiento

(m)


��Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos http://spmp.dpep.pep.pemex.com Elastómero Vulcanizdo Anillos laterales

en el empacador, llamada presión de hinchamiento, es aproximadamente 30-50 psi. El elastómero o hule atrae las moléculas de hidrocarburo dentro de su estructura. Esta atracción crea una fuerza, que es la presión de hinchamiento. Esta fuerza es un evento independiente de la presión del pozo. La fuerza generada entre las moléculas cuando se atraen varía. Algunas se atraen anulando la presión, mientras que otras generan pre-sión de 30-50 psi, que es el caso del elastómero o hule Swellpacker. Esto se demuestra en la prueba que está registrada en el artículo mencionado. El hinchamiento es un proceso físico-mecánico de absorción. Si la pre-sión hidrostática es, por ejemplo, de 5000 psi, enton-ces la presión de los hules es de 5050 psi, por lo que la presión de hinchamiento sólo aumenta 50 psi.

c) Envolvente del empacador. La envolvente de un em-pacador normal es definida como las cargas que so-portan las cuñas, el mandril y los hules, sometiéndolos a tensión y compresión. Como el Swellpacker no tiene cuñas, la envolvente se determina a través de la fórmu-la de diferencial de presión x área de contacto x factor de fricción. No existen gráficas de envolvente como las de empacadores normales. Se calcula por empacador, ya que generalmente los empacadores se construyen para cada pozo con diferentes diámetros. Esta es una tecnología emergente y se siguen realizando pruebas en laboratorios para determinar las características de los empacadores.

Terminación

El pozo Temapache 205 se terminó en agujero descu-bierto de 5 7/8” a 881 m, con TR corrida de 7” a 826 m, aparejo de producción de 2 7/8”. El tapón de sal alcanzó la cima. El lavado fue de 784 m a 836 m. Se observó pérdida total de circulación y se controló con �0 m3 de salmuera cálcica. Se introdujo estripeando con cabeza rotatoria para realizar el asentamiento de la bola colgadora en el cabezal de producción. El pri-mer empacador quedó posicionado +/- 3 m por debajo del contacto gas-aceite y el segundo 33 m arriba de la zapata de 7” en el ajuste final (Figura 4).

Conclusión

Con la aplicación de la tecnología Swellpacker, se ob-servaron las siguientes ventajas, que optimizaron el

tiempo de operación:•

•

•

•

Es importante señalar que, desde el día 9 de abril has-ta el 18 de noviembre del 2006, el espacio anular se mantuvo con una presión de gas de 72 kg/cm2. Se co-mentó el dato con personal de la UOPR y con personal de la Cía. Halliburton, solicitando al Personal de Ope-ración de Pozos e Instalaciones de Explotación, Área Cerro Azul, desfogar la presión en la TR, instalando un By-Pass a la TP, se desfogó por etapas hasta alcanzar una P= � kg/cm2. Al día siguiente se registró la presión en la TR teniendo una P=4 kg/cm2, verificando el fun-cionamiento de los dos empacadores “Swellpacker”.

SwellPacker 3.5/5.75x3

881 mts

859.44 mts

826 mts

787.08 mts

785.54 mts

775.98 mts

312 mts

110 mts

Figura 4. Estado mecánico de la terminación.

Se eliminó la actividad de escariar la TR y acondicio-nar el pozo para el anclaje del empacador.Durante la introducción del aparejo de producción, se lavó el tapón de sal con circulación, se controló el pozo con salmuera cálcica y se asentó la bola colga-dora en el cabezal de producción para la instalación del medio árbol de producción. Se eliminó la actividad de efectuar el ajuste del apa-rejo de producción, para el caso de utilizar unidades selladoras multi-v.El pozo quedó produciendo por 8 mm, con un Q. neto de 50 m3/día, Qg = 7500 m3/día, RGA = 150 m3/m3, Ptp = 20 kg/cm2, verificando la efectividad del empa-cador Swellpacker en la formación. Cabe señalar que los pozos vecinos fluyentes tienen una producción similar.

TR 13 3/8” 54.5 lb/ft J-55

TR 9 5/8” 38 lb/ft J-55

TP 2 7/8” 6.4 lb/ft N-808 HRR

Camisa deslizable 2 7/8” 6.4 lb/ft

SwellPacker 3 1/5” x 5 3/4” x 3”

Nipple Asiento

TR 7” 26 lb/ft N-80

TP 3 1/2 9.2 lb/ft N-80 VAM TOP

SwellPacker 3 1/5” x 5 3/4” x 3”

o


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Pozos PetrolerosPerforación de

MagnéticoColón Muñoz, J. Leonardo. Gerencia de Ingeniería y Tecnología. PEMEX. UPMP

Introducción

En ocasiones, se tiene que suspender la perfora-ción de un pozo por una interferencia magnética en las lecturas de las herramientas direccionales, hecho que incrementa los riesgos de colisionar con las trayectorias de pozos cercanos. En otras ocasiones, se han tenido que cerrar pozos (con la consabida pérdida de producción) mientras se ter-minaba una etapa.

En este artículo se explica el origen de la interfe-rencia magnética y las alternativas técnica y eco-nómicamente viables para evitarlo, ya sea hacien-do nudge (cambio de dirección de la trayectoria del pozo) o manteniendo el control direccional durante la perforación horizontal o multilateral.

El desarrollo de campos petroleros para explotar los yacimientos se realiza mediante la perforación de pozos nuevos, cercanos a los ya existentes, lo que genera un ambiente magnético alrededor de ellos.

Esto representa un riesgo para la seguridad de la perforación. El riesgo real es colisionar con la trayectoria de un pozo productor existente, con la posibilidad de ocasionar un descontrol en el más

crítico de los casos.

Esto puede ocurrir sobre todo cuando se perforan varios pozos desde una misma localización (ma-croperas y plataformas marinas), aunque se ha to-mado como una práctica colocar los pozos a una distancia segura uno de otro.

La distancia segura se basa en los conceptos de precisión en el posicionamiento de pozos, del existente y del nuevo a perforar. La interferencia magnética requiere mucha precisión y exige el uso de instrumentos giroscópicos de razón de cambio



en Ambiente Magnético

(NSG, buscadores del norte verdadero).

La búsqueda de formas de reducir la exposición al riesgo de colisión entre las trayectorias de dos po-zos es una práctica difícil, pero esencial; la cuan-tificación del riesgo y la valoración de la informa-ción para reducirlo son aún más problemáticas. Un factor fundamental para el análisis de riesgo es el nivel de incertidumbre que perdura al momento de tomar una decisión. Si se conociera con precisión toda la información, no habría riesgo en la toma de decisiones; pues, el resultado podría predecirse

con certeza.

Ambiente magnético

A.

B.

La tierra posee un campo magnético debido a la composición de su núcleo relativamente rico en hierro. Las líneas de fuerza asociadas a este campo son horizontales en el ecuador, mientras que en los polos se representan con líneas ver-ticales. El ángulo de declinación es el formado entre las líneas horizontales y las de la fuerza magnética. Los polos de este campo magnético cambian con el tiempo. La diferencia entre su posición (i.e. norte magnético) y los polos geo-gráficos (i.e. norte real) es conocido como decli-nación magnética. La distancia actualmente me-dida es de 1,000 millas. El ángulo de declinación es tomado como el ángulo entre el componente horizontal del campo magnético de la tierra y las líneas de longitud. La fuerza del campo magnéti-co es medida en micro Tesla (mT) y varía desde 30 mT en el ecuador hasta 60 mT en los polos.

En campos altamente desarrollados, el magne-tismo se debe a la existencia de un gran número de tuberías de acero que revisten el interior de los pozos perforados en la zona, y, en algunos casos, a la falta de planeación adecuada de las trayectorias en los inicios del desarrollo de la


2� Ingeniería de Perforación y Mantenimiento de Pozos http://spmp.dpep.pep.pemex.com

perforación en la zona. Durante el proceso de per-foración, los componentes metálicos de la sarta se magnetizan debido al campo magnético de la tierra. Este magnetismo inducido influye en las herramien-tas de evaluación (survey) magnéticas, por lo que deben resguardarse con protección antimagnética. El tamaño de estas fundas de protección magnética depende de los siguientes factores:

Error magnético de interferencia

La lectura del azimut es afectada por el error magné-tico de interferencia causado por el acero de los las-trabarrenas antimagnéticos (NMDC), de la sección del aparejo de fondo (BHA), el cual es influido por el campo magnético de la tierra. Para que la inter-ferencia magnética sea menor a 0.25°, una práctica general es utilizar lastrabarrenas antimagnéticos. Para lograr esto, generalmente debe utilizarse de 2 a 3 NMDC´s con la herramienta de medición que se haya seleccionado (MWD, GWD, etc.). El error real de azimut no puede predecirse con exactitud, pero se incrementa con la inclinación y es más cercano hacia el este o el oeste.

Para compensar la longitud reducida de los lastraba-

Dirección del agujero en relación al norte magné-tico o al sur (inclinación del agujero).Fuerza del campo magnético del acero magneti-zado de la sarta de perforación por encima y por debajo del mecanismo sensor.Locación geográfica (relativa al ángulo de inclina-ción).

rrenas antimagnéticos, la mayoría de las compañías de servicio ofrecen un procedimiento de corrección de azimut para aumentar la exactitud de las medi-ciones magnéticas. Estos algoritmos de corrección deben reducir el error por azimut a 0.25°, pero no son aplicables en cada instancia. Por encima de 70° de inclinación, dentro de 30° al este u oeste, no se deben utilizar. Para realizar estos ajustes se requie-re conocer a detalle los parámetros locales del cam-po magnético de la tierra.

Eje Geomagnético

Polo Norte MagnéticoPolo Norte Geográfico

EcuadorMagnético

Superficie de la tierra

Núcleo

Eje de Rotación

SN

Report Date:Client:Field:Well:

Borehole:UWI/API:

Survey Name/Date:Total/ AHD / DDI / ERD ratio:

Grid Coordinate System:Location Lat/Long:

Location Grid N/E Y/X:Grid Convergence Angle:

Grid Scale Factor:

August 13, 2006PemexA- 101A- 101A- 101A- 101A- 101/ August, 200961.168° / 205.49 m/ 4.617/ 0045NAD27 UTM Zone 15NN1826 2.598, W93 16 46.431N2038109.000 m, E 470477.320 m-0.08840249°0.99961078

La malla del sistemas de coordenadas utilizadas en México de acuerdo al *INEGI es el NAD-27 en Zonas 15,por ello todos los proyectos direccionales deberán considerar esta referencia.*INEGI.- Instituto Nacional de Geografía y Estadistica

Estos parámetros se obtienen de los modelos geomagnéticos de IGRF o BGGM. Si el valor del campo magnético local difiere de los valores predi-chos, los procedimientos de corrección de azimut pueden introducir errores en vez de removerlos.

El modelo geomagnético BGGM es el más preciso y por ello se aplica en los proyectos direccionales de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos (UPMP).

Con base en las comparaciones magnéticas y el giroscopio, el grado de interferencia de la sarta de perforación se ha determinado en 0.75°. Esto es lo mismo que los valores comúnmente usados por las compañías de servicio (standard de MWD), pero

es el NAD-27 en Zonas 15, por ello todos los proyectos direccionales deberán



significativamente mayor que 0.25° del modelo op-timizado EMS. Cuando se utiliza la referencia de campo, una buena estimación de los valores locales de los parámetros del campo magnético de la tierra ayuda a incrementar la exactitud de la corrección del azimut magnético; pero, lamentablemente, hoy día éstas no son cuantificables.

Cuando la sarta de perforación se magnetiza, los dos extremos se convierten en los polos magnéti-cos de la sarta. En el hemisferio norte, el polo norte es el extremo de la sarta que se encuentra dentro del agujero. La interferencia magnética varía de forma inversa con el cuadrado de la distancia entre la fuente y el sensor/brújula. La fuerza de los polos magnéticos depende de los componentes individua-les del acero de la sarta de perforación. Grindrod y Wolf, en 1983, presentaron valores para el campo magnético de cuatro diferentes ensambles. Estos valores generalizados son:

La fuerza del polo es medida en unidades electro-magnéticas (EMU) y puede calcularse con un méto-do analítico.

Debido al efecto adverso que tiene el ambiente magnético durante la perforación, es necesario que los sensores magnéticos se coloquen dentro de las-trabarrenas no magnéticos, para minimizar los efec-tos de la interferencia derivados del magnetismo inducido en la sarta de perforación, y para prevenir cualquier distorsión del campo magnético terrestre en la cercanía de los sensores.

La composición de los lastra barrenas no magnéti-cos es regularmente una de las siguientes:

1. 2.

3.

�.

Los moneles y la aleación berilio-cobre son costo-sas, pero resistentes a la corrosión. El acero aus-tenítico es el más común, pero es susceptible a la corrosión en ambientes altamente salinos. El acero cromo/níquel tiende a corroerse, causando daño al enroscado.

El número de lastrabarrenas no magnéticos y la po-sición del sensor/brújula dependen de la inclinación del hueco perforado, el azimutal y la localización geográfica. Alternativamente, los datos obtenidos pueden ser corregidos por la interferencia magné-tica de la sarta de perforación usando el software “Compass”.

La trayectoria está representada en forma imperfec-ta por las mediciones direccionales y los cálculos de los mismos. Como los instrumentos de medición direccional no son 100% exactos, pueden ocurrir errores en el cálculo de la trayectoria.

La incertidumbre sobre la trayectoria del pozo es calculada por los modelos de error de todas y cada

250 EMUCombinaciones

500 EMUBarrena y estabilizador

200 EMUBarrena, estabilizadores, ensamble corto

2500 EMUBarrena, motores de lodo y un substituto curvo

300 EMUParte superior de la sarta de perforación

250 EMUCombinaciones

500 EMUBarrena y estabilizador

200 EMUBarrena, estabilizadores, ensamble corto

2500 EMUBarrena, motores de lodo y un substituto curvo

300 EMUParte superior de la sarta de perforación

Componente unidades electro-magnéticos

Moneles en aleación de 30% cobre y 65% níquelAcero cromo/níquel compuesto de 18% cromo y 13% níquelAcero austenítico (aleación de hierro en forma cristalizada) a partir de cromo y manganeso (>18% Mn).Aleación de bronce a partir de cobre y berilio

Distribución magnética

Interferencia magnetismo de la tierra

Interferencia magnéticadel aparejo de fondo

Afectan hasta en 85 %

la lectura de las herram

ientas direccionales



una de las herramientas utilizadas, y proporciona la mí-nima distancia para detenerse y prevenir la colisión entre las trayectorias de los pozos. La estimación de la incer-tidumbre abarca rangos que van desde reglas de dedo hasta estrictos métodos analíticos y estadísticos.

Seguridad. Evitar colisiones y políticas estrictas para perforar en ambientes magnéticos.Costos. Riesgo potencial de interferir con uno o más pozos, requiriendo tomar decisiones sobre el pozo en perforación o restricción de la producción en pozos adyacentes. Los factores de decisión son los cálculos anticolisión entre los pozos involucrados.

(from

An

adril

l, 198

4b)

Cuando las comparaciones se hicieron con información de campo, este modelo de error sistemático dio más medidas reales de elipses que el modelo aleatorio de error. El modelo de Wolff y de Wardt actualmente se usa en la industria como norma para calcular una posición incierta.

Como las compañías han implementado el modelo en distintas formas, han obtenido diferentes resultados. Los métodos para calcular una posición de incertidumbre de trayectorias direccionales están constantemente en de-sarrollo. Varios estudios de compañías tienen sus propios modelos específicos para sus herramientas direccionales y MWD.

Minimum Curvature / Lubinski292.960*N 0.000 m, E 0.000 mRotary Table0.1 m relative to MSL0.100 m relative to MSL3.443°41025.614 nT47.346°August 10, 2006BGGM 2006True North+3.443°Well Head

Survey / DLS Computation Method:Vertical Section Azimuth:

Vertical Section Origin:TVD Reference Datum:

TVD Reference Elevation:Sea Bed/Ground Level Elevation:

Magnetic Declination:Total Field Strength:

Magnetic Dip:Declination Date:

Magnetic Declination Model:North Reference:

Total Corr Mag North True North:Local Coordinates Referenced To:

Un análisis de incertidumbre/errores de un registro es un estudio que considera el efecto de todos los errores de medición más significativos. Generalmente se lleva a cabo en la fase de planeación de un pozo a perforar, de acuerdo con las tolerancias establecidas o de acuerdo a un cuerpo de incertidumbre alrededor de un pozo per-forado, para cumplir con las medidas de seguridad ne-cesarias. El primer caso es una predicción de precisión típica, mientras que la segunda es una estimación de la precisión. El esquema en que se realizan es comúnmen-te referido como modelo de error.

Modelos de error de la herramienta direccional

Desde que se inició la perforación de pozos direcciona-les, los estudios realizados en el mismo pozo dieron dife-rentes trayectorias. Para cuantificar estas diferencias, se han producido numerosos modelos matemáticos de erro-res de la herramienta direccional. El más reciente fue en 1969, cuando Walstrom y colaboradores introdujeron una elipse de posición incierta basada en los errores aleato-rios para las medidas de la herramienta direccional.

Cuando los resultados de este modelo se compararon con diferencias actuales encontradas entre las desviaciones, se encontró todavía una gran e incontable diferencia en posición. En 1979, Wolff y de Wardt introdujeron una elip-se de posición incierta que estaba basada en un modelo sistemático de error de la herramienta direccional. En este modelo, los errores de una estación de estudio al siguiente se asumieron como constantes y no se cancelaron, como se hacía en el modelo aleatorio.

Predecir la incertidumbre en la trayectoria del pozo es fundamental para la seguridad y diseño del pozo (segu-ridad-costo efectivo).

1.

2.

Para optimizar en el desarrollo de campo los proyec-tos de pozos múltiples, se requiere determinar la mejor localización para asentar el centro de perforación. De

TemperaturaPeso sobre barrena

Datos direccionalesTorque

Resistividad

Rayos Gama

Instrumentos en el pozo

RPM

Gasto de BombasProfundidad

Ritmo de penetraciónCromatografia de gas

Información de superficie

El modelo geomagnético oficial en México de acuerdo al *INEGI es el BGGM para 2006, por ello todos los proyectos direccionales deberán considerar esta referencia. *INEGI Instituto Nacional de Geografía y Estadística



IHRDC-SIPM Notas perforación Direccional.Manual técnico de diseño de pozos.- Landmark Halliburton.Manual técnico Compass.Manual técnico y de operación Gyrodata. Información geodésica INEGI.

Aplicaciones de Registros Direccionales

esta manera, los costos totales de perforación, termina-ción y mantenimiento de pozos, a través de su ciclo de vida, disminuirán.

Debemos considerar que, una vez que la plataforma de perforación ha sido fijada, y después de que se ha perfo-rado el primer pozo, será posible perforar los pozos sub-secuentes a partir de esta misma localización, dado que una plataforma no puede ser movida fácilmente.

Conclusiones y recomendaciones

El control direccional de la trayectoria de un pozo nuevo o una operación de reentrada, que se encuentra en una zona influida por magnetismo, representa un gran reto, por lo que se recomienda elaborar un plan de perforación direccional y de registros que permita controlar la trayec-toria del pozo y garantice el mínimo riesgo de colisión con la trayectoria de un pozo adyacente.

Una planeación eficiente de la perforación direccional re-duce el riego de colisión e incrementa la seguridad de las operaciones de dos maneras:

Una acertada evaluación del riesgo de colisión acentúa la probabilidad de ésta, lo cual permite a los ingenieros rea-lizar a tiempo la acción correctiva más adecuada. Para realizar este análisis, es indispensable contar con regis-tros giroscópicos de los pozos aledaños. Para obtener la información de inclinación y el rumbo del pozo en tiempo real, y facilitar las operaciones nudge, deben emplearse herramientas de medición durante la perforación (measu-

rement while drilling), tales como instrumentos giroscó-picos (GWD) y la herramienta de orientación direccional sistemas MWD. Con el apoyo de esas herramientas, se asegura la continuidad de la operación, evitando cierres innecesarios de otros pozos, pérdidas de producción y, sobre todo, se minimiza el riesgo de colisión entre pozos vecinos.

Es indispensable conocer el error asociado a la inexac-titud de la herramienta usada para tomar los registros direccionales, y asegurar que las mediciones se encuen-tran dentro de los que tienen alto grado de certidumbre, resultado que confirma que el objetivo de la perforación ha sido alcanzado.

El mayor riesgo de colisión de pozos por interferencia magnética se da en plataformas y macroperas desde donde se perforan pozos múltiples. Es esencial prever que las trayectorias de los pozos NO se intercepten, por lo que los agujeros deben ser registrados para asegurar que los pozos se perforen sin contratiempo.

Referencias

Un pozo cercano representa un riesgo mayor si la posi-ble colisión ocasiona daños catastróficos al personal y al medio ambiente. Representa un riesgo menor si los daños al personal y al medio ambiente, en caso de colisión, pudieran ser minimizados.

Toma sencilla para control de verticalidad y Anti/Collisión / MWD, Gyro y toma sencilla

Elipsoide de la Incertidumbredel Pozo Actual

Factor de Separación =

Separación de Centro a Centro

Radius1 + Radius2

Factor de Separación =

Separación de Centro a Centro

Radius1 + Radius2

Elipsoide de la Incertidumbredel Pozo Referencia R1

R2

Proyeción del Radius en un Error de Elipsoide de la Incertidumbre

en el Plano del Centro a Centro

C-C Plano

MajorMenor

MajorMenor

Separación de Centro a CentroRadius1 + Radius2

R1



Cursos Básico y Avanzado de Tubería Flexible en el Centro de Entrenamiento Kellyville, Tulsa, Oklahoma.

José Luis Jiménez Castro, Gerencia de Ingeniería y Tecnología, UPMP Sede.

Formación de Especialistas de Alto Desempeño

Introducción

La tubería flexible (TF) se ha convertido en una herramienta esencial en muchas operaciones de intervención de pozos, porque permite trabajar bajo presión en condiciones fluyentes sin matar el pozo, y bombear fluidos en cualquier momento, indepen-dientemente de la posición den-tro del pozo.

La TF resulta útil en operaciones de limpieza de pozos, limpieza a chorro con gases inertes o flui-dos livianos, lavados ácidos de los disparos, estimulación acida o fracturamiento hidráulico, ce-mentaciones, pescas y molien-das, perforación bajo balance, etc.

La incorporación de líneas eléc-tricas, transmisión de datos o su-ministro de energía por el interior de las sartas de TF, facilita la ad-

quisición de registros de pozos, la perforación direccional y la instalación de bombas eléctricas sumergibles.

La utilización de TF en pozos más profundos aumenta el peso de la tubería, por lo que se requieren tuberías y cabezales inyecto-res más resistentes, además de fluidos mejorados. La TF es una opción viable para responder a muchas operaciones correctivas, pero se requiere una planeación detallada para garantizar la efi-ciencia y seguridad de los traba-jos. Es por esto que la UPMP, a través de la Gerencia de Ingenie-ría y Tecnología, programó estos cursos para personal especialis-ta en TF, logrando el objetivo de actualizar y capacitar a sus es-pecialistas al más alto nivel.

Origen y antecedentes

La Coordinación de Ingeniería

de Intervenciones a Pozos, de la UPMP Sede, de la Gerencia de Ingeniería y Tecnología, que tienen como una de sus metas “formar ingenieros especialistas de alto desempeño en Sede, diseñadores de alto nivel en Di-visión e ingenieros de pozo, así como personal operativo que di-rijan, supervisen y ejecuten con alta eficiencia los programas en pozo”, se dió a la tarea de cotac-tar a la Cia. Schlumberger, para que se efectuaran dos cursos: básico y avanzado de tubería flexible en el centro de entrena-miento en Kellyville, Tulsa, Okla-homa, USA.

El centro de entrenamiento de Kellyville cuenta con un área para impartir la teoría, donde se ve todo lo relacionado con la TF y se muestran las nuevas tecno-logías y otra área para prácticas operativas de campo con una TF instalada.



Objetivo

El objetivo de estos cursos fue de aumentar los conocimientos en TF, equipos, aplicaciones y limitaciones; además de conocer la funcionalidad y beneficios de las nuevas tecnologías aplicadas, para adaptarlas a nuestras necesidades de trabajo.

Curso básico de tubería flexible (4-8 de septiembre, 2006)

En este curso participaron 6 ingenieros y 3 supervisores de la UPMP (Fig. 1). El curso se efectuó en dos etapas. En la primera se vio la manufactura y los componentes de la tubería flexible, operaciones, proble-mas, herramientas y accesorios. La segunda consistió en realizar prácticas operativas con la TF y visitas al taller.

Personal participante en el curso básico de tubería flexible: De pie: Ing. Arturo Córdova Pérez, Ing. Conrado Pérez Young, Ing. Josué Méndez Jerónimo, Ing. José Luis Jiménez Castro, Ing. Luis Marcos Cárdenas Salazar, Juan Ochoa Castillo, Erick J. Marín Rodríguez, Karla D. González Guerrero, Ing. Oscar Rivas (Schlum).



Este curso se recomienda para operadores e ingenieros de diseño que tienen trato directo con la TF.

Los aspectos más relevantes que se abordaron durante el curso bási-co fueron: evolución de la TF hasta nuestros días (Fig. 2), equipo de TF (Fig. 3), fabricación de TF (Fig. 4) y tipos de sartas, proceso de diseño de trabajos (Fig. 5).

Se realizó una práctica en el quipo de TF que se encuentra instalado en el centro de capacitación, lo que permitió conocer los mecanismos con los que trabaja además de ope-rarla (Fig. 6). En la visita al taller, se vio el armado de herramientas, ta-les como conectores, válvulas de charnela y herramientas de fondo (Fig. 7)

Curso avanzado de tubería flexi-ble (Del 11 al 15 de septiembre, 2006).

En el curso avanzado, también de 40 horas, participaron 9 ingenieros de la UPMP (Fig. 8). Los temas abordados todos relacioados con la TF fueron: componentes, sartas, diseño de trabajos, software Coil-CADE, simulador, aplicaciones es-peciales y nuevas tecnologías.

También se efectúo una visita a la Universidad de Tulsa.

Este curso está dirigido a supervi-sores e ingenieros de diseño con experiencia en TF. El curso está en-focado principalmente al diseño de trabajos con TF, dieron a conocer las nuevas tecnologías e innovacio-nes a las ya existentes tales como: CT Inspec, Power CLEAN, la téc-nica Jet Blaster, Coil FRAC, Dep-thLOG, DiscoveryMLT, CoilFLATE; así como el uso del software Coil CADE.

Figura 2. Formación y evolución de la TF.

Figura 3. Formación y evolución de la TF.

Figura 4. Fabricación de sartas de tubería flexible.

Fabricación de Sartas con soldadura “Biased”

Tubo formado

Formato helicoidal de la soldadura “biaesd” Soldadura (Costura) Longitudinal

Soldadura completaday el area

Tratada termicamente

StripPreparation

Typical CT String 50ft.

250ft.

4-1/2-in.

1-1/2-in.

1-3/4, 2, 2-3/8-in.

2-7/8-in.

3-1/2, 4-1/2-in.

1-1/4-in.

3/4-in. 50,000 psi

60,000 psi

70,000 psi

80,000 psi

90,000 psi

100,000 psi

110,000 psi

120,000 psi

Stainless steelTitaniumComposite material

Chrome alloy

1-in.

Strip Length S tring OD

1940

1960

1970

1980

1990

2000

Material Strength

Material Type

Low alloy carbon steel

6,00 ft x 3/4-in.

15,000ft x 1.1/4-in.1000ft.1700ft

(Japanese) 3500ftContinuous millingprocess developed

20,000ft x 1.1/2-in.

28,000ft x 2.3/8-in.(Largest string 2003)

d

PLUTO

•Cabeza Inyectora•Carrete de Coiled tubing•Power pack/ Unidad de Potencia•Cabina de Control•Equipo de control de pozo

La Unidad básica de coiled tubing comprende:



Figura 5. Proceso de diseño de intervenciones con TF.

Figura 7. Taller de herramientas para TF.Figura 6. Tubería flexible instalada en el centro de capacitación.

Aprobación Preliminar

Adquirir datos adicionales de diseño de trabajo

Procedimientos de trabajo detallados

Procedimientosoperativos

* Montaje de Equipo* Bajada en pozo* Operación* Sacada de Pozo* Desmontaje

Planes deContingencia

* Non-SOP* Otras opciones * Especifica Locación

* Especifico de la Area* Estimativa de Costo Detallada

Respuesta deEmergencia

Interface con3ras partes

análisis de Riesgos

Costo y paquetecomercial

Propuesta Técnicadetallada

Movilizar y Ejecutar

*Juntas Pre-TrabajoEstándares de operación.Seguridad

*

*



Durante la visita a la Universidad de Tulsa, Oklahoma, se contactó al Sr. S. M. Tipton, profesor de ingeniería mecánica, especialista en comporta-miento de fatiga y plasticidad ocasio-nados por los esfuerzos mecánicos multiaxiales a los que es sometida la TF. Con él se vieron las pruebas de fatiga que se hacen a la TF.

Software técnico

Para la simulación del trabajo con tubería flexible se utiliza el software técnico CoilCADE (Coiled Tubing Computer-Aided Design and Eva-luation), se considera que una pro-puesta de trabajo está incompleta sin una simulación en el software.

El software tiene los siguientes mó-dulos:

1. Modelo de fuerzas en la tubería (TFM), simula:a)

b)

c)

2. CoilLIMITCalcula la tensión/compresión y los límites de la presión para una TF dada en condiciones normales.

3. CoilLIFERegistra la vida de trabajo restan-te en cada segmento de la sarta de TF después de la operación propuesta en un pozo. Los datos del CoilLIFE deben estar disponi-bles para cada carrete de TF, con el fin de maximizar su vida laboral y reducir al mínimo el riesgo po-tencial de fallas, relacionado con

tuberías fatigadas.�. Design aids (módulo de ayudas de diseño)Este se enfoca al diseño de las operaciones de la TF con un estu-dio de sensibilidad de varios pará-metros importantes en operaciones de bombeo a través de la TF, tales como presión, presión de circula-ción, velocidad de la TF, calidad de la espuma y concentración de la arena. Esto se puede aplicar en el diseño de una cédula de bombeo para TF, para limpieza, inducción del pozo con nitrógeno o perfora-ción bajo balance.

5. Simulador de pozo.Simula el flujo de líquidos a través de la TF y las condiciones del pozo. Se centra en modelar la hidráulica multifásica transitoria del transpor-te y del pozo que ocurre durante la remoción de sólidos, inducción con nitrógeno y operaciones de perfora-ción con TF.

Personal participante en el curso avanzado de tubería flexible: De pie: Valeriano Cano (Schlum), Ing. Alberto Segura Arrieta, Ing. Jorge González Zavala, Ing. Alfredo Elizondo Sandoval, Ing. Fabián V. Jiménez López. Oscar Rivas, Ing. Roger Ortiz Polo. Abajo: Ing. José Luis Jiménez Castro, Ing. Víctor Alvarado Casti-llo, ing. Rogelio Uribe Ramírez, Ing. Ariel Rodríguez Torres.

La respuesta del indicador de

peso de TF contra profundidad durante la entrada y salida de la tubería en el pozo.La distribución de las fuerzas axiales que actúan en la sarta de TF cuando está estática en una profundidad dada.El máximo peso establecido y el valor de sobre tensión disponi-bles en una profundidad dada.



Estrategia de la UPMP para el Éxito con el Sistema Maxis, última Tecnología

en la Toma de RegistrosJosé Antonio Rosado Lopez, Gerencia de Ingeniería y Tecnología

Una de las estrategias de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos es la de incrementar el ni-vel de competencias del capital intelectual, técnico y manual; para este proyecto se invierten aproximada-mente 60’000,000 millones de pesos por año; como todos sabemos la capacitación es la mejor inversión de toda empresa y nuestra alta dirección sabe que para poder llegar a la excelencia, deberá tener como principal propósito adiestrar y capacitar al personal involucrado en el diseño, la supervisión, la ejecución y el mantenimiento de los pozos, así como también a todos los que realizan operaciones que dan soporte a estos procesos, como es el caso de los Ingenieros de Registros Geofísicos, mismos que se encargan de realizar disparos de producción, operaciones espe-ciales, registros de producción y registros geofísicos; estos últimos han tenido una gran evolución y nos referiremos a ellos desde que la compañía Schlum-berger tomó el primer registro eléctrico en el pozo Poza Rica número 25, realizado el 20 de diciembre de 1943; operado por los Ingenieros Lassauzet de la misma compañía, Raúl López Saucedo y Javier Luna González por parte de PEMEX, de esa tecnología a la que se maneja el día de hoy, se ha migrado por diferentes avances tecnológicos.

Para hacer historia, recordaremos que la capacita-ción del personal profesional de PEMEX en la toma

de registros geofísicos inició en el año de 1950, tiem-po en que Petróleos Mexicanos puso en marcha el primer pozo escuela en Reynosa, Tamaulipas, lo que permitió agilizar la difusión y aplicación del conoci-miento en las regiones petroleras; tiempo después PEMEX delegó esta actividad al Instituto Mexicano del Petróleo; para este proyecto se creó el centro de adiestramiento Altace, lugar donde se concentró una unidad de registros, herramientas de registros y equi-po superficial; también se tuvo la necesidad de per-forar tres pozos en los que se introdujeron 50 metros de fibra de vidrio en el fondo del pozo, para simular el agujero descubierto, además, se seleccionó a los ins-tructores que tenían el conocimiento y la experiencia en la toma de registros geofísicos. En los inicios de este centro de capacitación se impartía la tecnología de “Equipos convencionales integrados por tableros de control” para la adquisición de los registros geofí-sicos; la inversión que se realizó para que se diera la capacitación a la mayoría de los ingenieros de esa generación, coadyuvó en la optimización de los tiem-pos de los procesos de perforación y mantenimiento de pozos.

A fines de los setentas, PEMEX se vio en la necesi-dad de incorporar los equipos de la última generación en la adquisición de registros geofísicos, con la finali-dad de mantenerse a la vanguardia en esta especiali-



dad y garantizar la obtención de la información con recursos propios. La adquisición de esta nueva tec-nología y representadas por las unidades cibernéticas CSU (figura 1) de la compañía Schlumberger, generó la necesidad de capaci-tar a los ingenieros de registros geofísicos y para ello, se enviaron profesionistas para que fueran entrenados por instructores de la compañía Schlumberger en los Estados Unidos de Norte América (figura 2), a su regreso se dieron a la tarea de capacitar a todo el personal profesional en la toma de registros geofísicos, dicho adies-tramiento se llevó a efecto en el centro de capacitación Altace, las ventajas que aportó la adquisición y la capacitación del sistema CSU fue la agilización en la toma de registros geofísicos, manejo de la información, mejor entendimien-to de las características de los yacimientos y condujo a la crea-ción de centros de cómputo. De acuerdo a estudios económicos posteriores se demostró que la in-versión se había recuperado seis

meses después de haber puesto en operación estas unidades.En 1991 la compañía Schlumber-ger introduce en México el siste-

Figura 1. Sistema cibernético CSU.

ma Maxis-500 (figura 3), el cual utiliza una telemetría de punta de 500 kilobits por segundo, esta alta capacidad de manejo de da-tos permite correr herramientas de última tecnología de imágenes y combinaciones de herramientas estándar. PEMEX debido a la ob-solescencia del sistema CSU se ve en la necesidad de adquirir esta nueva tecnología y es el 19 de marzo de 1998 en Reynosa, Ta-maulipas, donde se toma el primer registro con una unidad moder-nizada Maxis, con este adelanto tecnológico se crea el proyecto de capacitar a los Ingenieros de Re-gistros Geofísicos, para ello, la Gerencia de Ingenie-ría y Tecnología buscó alternativas internas y externas y llegó a la firme determinación que sería el IMP la institución que daría vida a esta estrate-gia y para dar inicio de actividades en

Figura 2. Centro de entrenamiento de la compañía Schlumberger en Kellyville, Tulsa Oklahoma, de los Estados Unidos de Norte América

el centro de capacitación Altace, no fue nada fácil; cabe mencionar que se contó con la activa parti-cipación de la compañía Schlum-berger, quien con la autorización de altas autoridades donó un sis-tema Maxis (figura 4) y varias he-rramientas de fondo, así también, las Subgerencias de Servicios a Pozos de las divisiones de la UPMP coadyuvaron con la aporta-ción de las restantes herramientas de fondo, para así, complementar un digno centro de capacitación y entrenamiento. Es muy importante hacer mención que los Ingenieros instructores dedicados

Figura 3. Unidad de registros co n sistema Maxis.



Control de calidad de registros.Control de calidad del registro AIT.Control de calidad del registro DSI.Control de calidad del registro UBI.Control de calidad del registro USIT.Control de calidad del registro FMI.Ejercicios de control de calidad.Actualización en geología.Interpretación, nivel 3.Ejercicios de interpretación.

a esta capacitación fueron entrenados por expertos de la compañía Schlumbeger, para que ellos a su vez transmitieran dicho conocimiento a los Ingenie-ros encargados de la toma de registros geofísicos de la UPMP (figura 5).

El proyecto para la formación de los Ingenieros en la toma de registros geofísicos con esta tecnología de vanguardia, como lo es el sistema Maxis; se tiene programado actualmente en tres etapas, la primera consiste en el “Diplomado en Operación del Sistema Maxis”, la segunda corresponde al “Diplomado en Operación de Herramientas de Imágenes” y la últi-ma con el curso de “Control de Calidad en Registros Geofísicos”, este último cuenta con el siguiente te-mario:

Los Ingenieros participan activamente durante el de-sarrollo de cada uno de estos eventos (figura 6), de-bido a que el sistema de enseñanza es similar al que aplica la compañía Schlumberger en su centro de adiestramiento en Kellyville, Tulsa Oklahoma; clases, prácticas y exámenes extenuantes, actividades que mantienen a los participantes en constante aprendi-zaje, lo cual permite un mejor adiestramiento en esta disciplina operativa, estas inversiones han dado ex-celentes soportes a los procesos de la perforación y mantenimiento de pozos, como lo manifiestan las tendencias de participación de mercado de servicios por administración en los últimos años (60 %).

A la fecha se han impartido seis “Diplomados en Operación del Sistema Maxis”, cinco “Diplomados en Operación de Herramientas de Imágenes” y cuatro de “Control de Calidad en Registros Geofísicos”.

Figura 4. El ingeniero Mauricio Javier Loya Valdez realizando la práctica con el sistema Maxis y de pie, el Ingeniero Adolfo More-no García en espera de su turno.

Figura 5. El ingeniero Armando García Hdz. desarrollando las ha-bilidads aduiridas en la toma de registros con el sistema Maxis y detrás de él los Ingenieros Mauricio Javier Loya Valdez, Fco. Manuel Aguilar Casanova, Tomás Lugo Catalán y Adolfo Moreno García.

Figura 6. Los ingenieros José Manuel Pérez Frías y Benjamín de Jesús Muñoz de León en el desarrollo de la práctica.



Por todo lo anterior, la subdirección de Perfora-ción y Manteniento de Pozos se enorgullece del alto desempeño que han mostrado los Ingenieros que han participado activamente en cada uno de estos eventos y muy especialmente a los que han alcanzado los más grandes honores, gracias a su

dedicación, tiempo y esfuerzo; como son los que se mencionan en las tablas siguientes y los exhorta a que continúen con esta mentalidad positiva y de-seos de superación en el desarrollo de sus funcio-nes, así mismo, a todos aquellos que permitieron su asistencia.

Ingenieros que lograron los mejores promedios

¡FELICIDADES CAMPEONES!

Benjamín de J. Muñoz de León

Reynosa

Reynosa

ingeniería de

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