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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA

UNIDAD TICOMÁN

CIENCIAS DE LA TIERRA

SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE

PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS

T E S I S

SELECCIÓN DE BARRENAS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS

PETROLEROS

A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE

INGENIERO GEOLÓGO:

PRESENTA

HERNÁNDEZ TOVAR ADRIANA

DIRECTORES DE TESIS

ING. TORRES HERNÁNDEZ MANUEL

ING. MORFÍN FAURE ALBERTO ENRIQUE

CIUDAD DE MÉXICO FEBRERO 2019

AGRADECIMIENTOS

A Dios por darme otra oportunidad de vivir, de disfrutar a mi familia y a la vida.

A mis padres por brindarme siempre apoyo y amor incondicional, qué con su

ímpetu y esfuerzo pude estudiar ésta carrera, que con admiración son mi ejemplo

a seguir, me enseñan día a día a salir adelante y no rendirme.

A mi hijo por ser paciente, comprensivo, qué con mucho amor es mi principal

motivación y mi inspiración para ser mejor persona.

A mis abuelos que con mucho cariño y respeto me enseñaron a superarme, que

desde mi niñez me motivaron a estudiar una carrera en el IPN, y que donde quiera

que estén los recordaré siempre como mis segundos padres.

A mi abuela que me enseñó que no existen obstáculos, si no retos para mejorar,

qué es importante tener constancia y dedicación en todos los proyectos que se

hagan y siempre tener los pies en la tierra.

A mis bisabuelos por ser amorosos conmigo y enseñarme el valor de la familia.

A mi familia que me preparó para enfrentar la vida como se presente, a ver a las

personas sin etiquetas, el valor de la honestidad y unión.

A mis tíos qué siempre me enseñaron el valor del trabajo y respeto.

A mis primos que me enseñan el valor de la hermandad.

A mis amigos porque siempre me dieron ánimos en los momentos difíciles, por

enseñarme el valor de la fraternidad.

En especial a mis maestros que me apoyaron incondicionalmente, que con

vocación y dedicación valoraron mi esfuerzo y mi trabajo.

ÍNDICE

RESUMEN

ABSTRACT

OBJETIVO

INTRODUCCIÓN

CAPÍTULO 1

CONCEPTOS GENERALES .................................................................................. 1

1.1 MINERALOGÍA ................................................................................................. 1

1.2 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS ............................................... 1

1.3 DEFINICIÓN DE BARRENA ............................................................................. 6

1.4 CLASIFICACIÓN DE BARRENAS .................................................................... 6

1.4.1 BARRENAS TRICÓNICAS ............................................................................. 7

1.4.2 MECANISMOS DE CORTE DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS ................ 10

1.4.3 COJINETE Y SELLO .................................................................................... 12

1.4.4 ALMACÉN DE GRASA ................................................................................. 13

1.4.5 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS TRICÓNICAS .......................... 14

1.4.6 BARRENAS DE CORTADORES FIJOS ...................................................... 17

1.4.7 MECANISMOS DE CORTE ......................................................................... 18

1.5 PERFIL DE LA BARRENA .............................................................................. 20

1.6 DIÁMETRO DE BARRENA ............................................................................. 21

1.7 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS DE CORTADORES FIJOS ......... 22

1.8 HOJA TÉCNICA PARA BARRENAS TRICÓNICAS Y PDC ............................ 24

1.9 HOJA TÉCNICA DE BARRENA ...................................................................... 30

1.10 TIEMPO DE OPERACIÓN DE LA BARRENA ............................................... 32

CAPÍTULO 2

CONCEPTOS Y PARÁMETROS DE PERFORACIÓN QUE INFLUYEN EN EL

RENDIMIENTO DE LA BARRENA ................................................................... 33

2.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN ................................................................... 33

2.1.1 GASTO ÓPTIMO DE OPERACIÓN (GPM) .................................................. 34

2.1.2 PESO SOBRE LA BARRENA (WOB) .......................................................... 37

2.1.3 REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) ...................................................... 39

2.1.4 TORQUE Y ARRASTRE .............................................................................. 40

2.2 DISEÑO DEL ENSAMBLE DE FONDO .......................................................... 43

2.2.1 TUBERÍA PESADA ...................................................................................... 43

2.2.2 LASTRABARRENAS .................................................................................... 44

2.3 LITOLOGÍA ..................................................................................................... 45

2.3.1 LUTITA ......................................................................................................... 46

2.3.2 ARENISCAS ................................................................................................. 46

2.3.3 CARBONATOS ............................................................................................ 48

CAPÍTULO 3

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS .................................................... 49

3.1 MÉTODOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS ................................................ 49

3.2 OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN .............................................................. 50

3.3 RENDIMIENTO ............................................................................................... 50

3.4 DIRECCIONAL ................................................................................................ 50

3.5 ECONOMÍA ..................................................................................................... 51

3.6 ÉNFASIS EN LOS COSTOS ........................................................................... 51

3.7 ANÁLISIS HISTÓRICOS ................................................................................. 51

3.8 COEFICIENTE DE PENETRACIÓN TÍPICO ................................................... 52

3.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................................................................ 52

3.10 ENERGÍA HIDRÁULICA................................................................................ 53

3.11 RESTRICCIONES EN LA PERFORACIÓN ................................................. 53

3.12 LIMITACIONES DE PESO SOBRE LA BARRENA ....................................... 53

3.13 ESCALAS EN REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) ............................... 53

3.14 FORMACIONES NODULARES .................................................................... 54

3.15 AMPLIACIÓN ................................................................................................ 54

3.16 POZOS PROFUNDOS .................................................................................. 54

3.17 POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO ............................................................ 54

3.18 APLICACIÓN CON MOTOR ......................................................................... 55

3.19 ATRIBUTOS DEL MEDIO AMBIENTE .......................................................... 55

3.20 TIPO DE ROCA ............................................................................................. 56

3.21 CRITERIOS LITOLÓGICOS .......................................................................... 56

3.22 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS ............................................................ 56

3.23 DE TRANSICIÓN .......................................................................................... 56

3.24 HOMOGENEIDAD ........................................................................................ 56

3.25 INTERESTRATIFICACIÓN ........................................................................... 57

3.26 TENDENCIAS A LA DESVIACIÓN ............................................................... 57

3.27 VIBRACIÓN ................................................................................................... 57

3.28 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS ......................... 58

CAPÍTULO 4

CASO DE APLICACIÓN ....................................................................................... 59

4.1 INFORMACIÓN PRELIMINAR PARA LA SELECCIÓN DE BARRENAS ........ 59

4.2 LOCALIZACIÓN DEL POZO AH ..................................................................... 59

4.3 FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA .............................................................. 60

4.3.1 ÚBICACIÓN FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA ...................................... 60

4.3.2 INFORMACIÓN DE POZOS ........................................................................ 62

4.3.3 COBERTURA SÍSMICA ............................................................................... 64

4.3.4 ESTUDIOS MAGNETOMÉTRICOS ............................................................. 66

4.3.5 GRAVIMETRÍA ............................................................................................. 67

4.3.6 MARCO CONVENCIONAL .......................................................................... 68

4.3.7 ELEMENTOS TECTÓNICOS ....................................................................... 70

4.4 FORMACIÓN CHICONTEPEC ....................................................................... 72

4.5 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL POZO AH .................................................... 76

4.6 INFORMACIÓN DE POZOS VECINOS .......................................................... 79

4.7 REGISTRO DE BARRENAS ........................................................................... 79

4.8 SELECCIÓN EN FUNCIÓN DE LA FORMACIÓN PERFORADA EN POZOS

VECINOS .............................................................................................................. 84

4.9 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS

VECINOS .............................................................................................................. 85

4.10 PERFIL DIRECCIONAL ................................................................................ 85

4.11 POZO AT ....................................................................................................... 88

4.12 ESPECIFICACIONES DE LAS BARRENAS A USARSE .............................. 91

4.13 HIDRÁULICA ............................................................................................... 100

4.14 ANÁLISIS DE RENDIMIENTO DE CADA BARRENA. ................................ 102

CONCLUSIONES

RECOMENDACIONES

ANEXO

1 POZO AH

2 POZO AT, POZO VECINO

BIBLIOGRAFÍA

ÍNDICE DE FIGURAS

CAPÍTULO 1

CONCEPTOS GENERALES

Figura 1 Cuencas petroleras de México .................................................................. 3

Figura 2 Columna estratigráfica del Noreste de México .......................................... 4

Figura 3 Columna estratigráfica del Sureste de México .......................................... 5

Figura 4 Tipos de barrenas ..................................................................................... 6

Figura 5 Partes de una barrena con cortadores PDC ............................................. 7

Figura 6 Partes de una barrena tricónica ................................................................ 8

Figura 7 Partes de una barrena tricónica ............................................................... 8

Figura 8 Clasificación de las barrenas tricónicas .................................................... 9

Figura 9 Clasificación de las barrenas tricónicas .................................................. 10

Figura 10 Formación del corte ............................................................................... 11

Figura 11 Remoción del corte ............................................................................... 11

Figura 12 Movimiento del corte dependiendo el tipo de barrena ........................... 12

Figura 13 Tipos de cojinetes ................................................................................. 13

Figura 14 Almacén de grasa ................................................................................. 14

Figura 15 Ubicación de los cortadores dependiendo de su forma ......................... 18

Figura 16 Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de

corte ...................................................................................................................... 19

Figura 17 Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de

corte ...................................................................................................................... 19

Figura 18 Tipos de perfiles de barrenas de cortadores fijos .................................. 20

Figura 19 Tamaño del diámetro ............................................................................ 21

Figura 20 Código IADC para la clasificación del desgaste de barrenas ................ 24

Figura 21 Desgaste de una barrena con uno o más conos que muestran fisuras,

pero estos permanecen en su lugar. Es causado por la aplicación excesiva de

peso, tiempo, impactos, fatiga térmica sobre la barrena, o por el ambiente de

perforación ............................................................................................................ 25

Figura 22 Pruebas en barrenas ............................................................................. 26

Figura 23 Desgaste en cortador PDC ................................................................... 26

Figura 24 Desgaste en cortador PDC. Se caracteriza por la obstrucción de uno o

más canales de flujo que disminuye o impide el flujo de lodo. Que es causada por

el tipo de formación, barrena con muchas aletas, no tener un buen diseño

hidráulico, presentar intercalaciones litológicas, alto WOB, o baja tasa de flujo. .. 27

Figura 25 Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas tricónicas ........................ 28

Figura 26 Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas de cortadores PDC ......... 29

Figura 27 Ejemplo de hoja técnica de la barrena .................................................. 31

CAPÍTULO 2


RENDIMIENTO DE LA BARRENA

Figura 28 Clasificación de rocas detríticas ............................................................ 47

CAPÍTULO 3

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS

Figura 29 Pozo direccional .................................................................................... 51

Figura 30 Vibración en la sarta de perforación ...................................................... 57

CAPÍTULO 4

CASO DE APLICACIÓN

Figura 31 Diagrama mecánico del pozo ................................................................ 78

Figura 32 Barrena de 26 pulgadas GTX-CG1 a 300 pies ...................................... 91

Figura 33 Barrena de 16 pulgadas GTX-C1 a 500 pies ........................................ 92

Figura 34 Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies ...................................... 93

Figura 35 Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies ...................................... 93

Figura 36 Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies ............................... 94

Figura 37 Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies ............................... 95

Figura 38 Barrena Tricónica de 12 ¼ pulgadas MXL-CS20DX1 .......................... 96

Figura 39 Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies .................................. 97

Figura 40 Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies .................................. 97

Figura 41 Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies ............................... 98

Figura 42 Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies ............................... 99

ÍNDICE TABLAS

CAPÍTULO 1

CONCEPTOS GENERALES

Tabla 1 Escala de dureza de Mohs ......................................................................... 2

Tabla 2 Código IADC para barrenas Tricónicas .................................................... 16

Tabla 3 Clasificación IADC para barrenas PDC .................................................... 23

CAPÍTULO 2



Tabla 4 Clasificación de rocas sedimentarias detríticas ........................................ 47

CAPÍTULO 4

CASO DE APLICACIÓN

Tabla 5 Contiene información general para la cuenca Tampico-Misantla ............. 62

Tabla 6 Bitácora de la perforación ......................................................................... 83

Tabla 7 Hidráulica de la barrena 12 ¼ pulgadas a 8363 pies…………..…….…..100

Tabla 8 Hidráulica de una barrena 8 ½ pulgadas a 10785 pies .......................... 101

ANEXO

Tabla 9 Geología estimada

ÍNDICE GRÁFICAS

CAPÍTULO 2



Gráfica 1 Comportamiento del costo en función a los pies perforados ................. 33

Gráfica 2 Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular ................... 36

Gráfica 3 Respuesta típica de ROP al cambio de peso sobre la barrena ............. 38

Gráfica 4 Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación ....... 39

Gráfica 5 Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo………...….41

Gráfica 6 Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada ........... 42

Gráfica 7 Vista de pozos vecinos en plano de cuadrícula………………..…………84

Gráfica 8 Vista en planta de pozo en cuadrícula ................................................... 86

Gráfica 9 Perfil de pozo ......................................................................................... 87

Gráfica 10 Comparación en la velocidad de perforación ....................................... 88

Gráfica 11 Tiempo de Perforación ......................................................................... 89

Gráfica 12 Presentación por días .......................................................................... 90

ANEXO

Gráfica 13 Descripción Geológica del pozo AH

Gráfica 14 Descripción Litológica del pozo AH






Gráfica 20 Descripción Geológica del pozo AT

Gráfica 21 Descripción Litológica del pozo AT








ÍNDICE MAPAS

CAPÍTULO 4

CASO DE APLICACIÓN

Mapa 1 Pozo AH localizado en Google Earth ....................................................... 60

Mapa 2 Ubicación cuenca Tampico-Misantla ........................................................ 61

Mapa 3 Localización de pozos .............................................................................. 63

Mapa 4 Línea sísmica 2D ...................................................................................... 64

Mapa 5 Cubos sísmicos 3D................................................................................... 65

Mapa 6 Anomalía magnética de la zona Tampico Misantla .................................. 66

Mapa 7 Corrección por aire libre Tampico-Misantla…………………..…..……..…..67

Mapa 8 Golfo de México –corteza ......................................................................... 68

Mapa 9 Recursos convencionales - Tampico Misantla ......................................... 69

Mapa 10 Discretización de gravedad API ............................................................. 70

Mapa 11 Elementos tectónicos ............................................................................. 72

RESUMEN

En éste documento se tratarán conceptos generales de mineralogía, propiedades

mecánicas de las rocas, así como también se menciona la clasificación IADC para

barrenas tricónicas, para cortadores fijos y sus respectivas especificaciones.

A fin de conocer los conceptos y parámetros de perforación que influyen en el

rendimiento de la barrena tomando en cuenta los criterios para la selección de

barrenas que se usan en el caso de aplicación.

ABSTRACT

This document will deal with general concepts of mineralogy, mechanical

properties of rocks, as well as the IADC classification for tricone augers, for fixed

cutters and their respective specifications. In order to know the concepts and

parameters of drilling that influence the performance of the drill auger taking into

account the criteria for the selection of drill bits that are used in the case of

application.

OBJETIVO

Seleccionar la barrena adecuada a fin de perforar la formación y analizar un gran

número de variables que interactúan entre sí, evaluando el desgaste y el

rendimiento de las barrenas elegidas.

Así como también conocer la columna litológica de la formación a perforar.

Se analizan las diferentes formaciones a fin de tomar en cuenta las limitaciones en

la perforación y la selección de barrenas.

INTRODUCCIÓN

En el mundo la historia de la perforación es importante:

Período de origen, 1888 a 1928.

El equipo rudimentario constaba de torres de madera.

Surge el principio de la perforación rotatoria.

Surgen las primeras barrenas de conos por la empresa Sharp & Hughes en1908.

Se desarrollan los diseños de tuberías de revestimiento (tr) y las cementaciones

por la empresa Halliburton en 1904.

Se utilizan las primeras bombas de lodos en 1910.

Se establecen los fluidos de perforación por la National Lead Co. En 1914.

Se perfora el pozo La Pez No. 1 en México en el año de 1904.

Periodo de desarrollo 1928 a 1935.

Se comienza a utilizar equipos de perforación con mayor potencia.

Se desarrollan diseños de barrenas más efectivos.

En 1935 se fabrican las primeras barrenas con carburo de tungsteno en Alemania.

Se llevan a cabo prácticas de cementaciones mejoradas.

Surge el uso de la bentonita en los fluidos de perforación en el año de 1935.

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL HERNÁNDEZ TOVAR ADRIANA

1

CAPÍTULO 1

CONCEPTOS GENERALES

1.1 MINERALOGÍA

Se encarga del estudio de los minerales (sólidos cristalinos homogéneos) que

componen las rocas, analizar sus propiedades físicas y químicas, su composición

y su origen.

Para la selección de barrenas se debe valorar la abrasividad de la roca.

Se considera que existe abrasividad si la roca está compuesta por minerales con

dureza mayor de seis según la escala de dureza de Mohs. Ésta aumenta

dependiendo de la compresibilidad en la roca e influyen en la abrasividad

presentada por ésta.

1.2 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS

La mecánica de rocas estudia las propiedades físicas de la roca y la forma en la

que éstas responden a modificaciones debidas a operaciones como la

perforación.

Dentro de las propiedades físicas más comunes se tiene: fractura,

foliación, dureza, elasticidad, densidad, esfuerzos no confinados y esfuerzos

confinados.

Fractura: Separación bajo presión, implica debilidad en la roca o material no

consolidado que favorece deslizamientos, derrumbes, y caída de bloques.

Foliación: Tendencia de las rocas a fracturarse a lo largo de superficies paralelas

muy próximas. Estas superficies suelen estar oblicuas con respecto a los planos

de estratificación de la roca.

Dureza: Resistencia de un mineral a la abrasión y el rayado. La dureza de cada

especie mineral es constante y puede ser referida o comparada con la escala

de dureza de Mohs.


2

Tabla 1. Escala de dureza de Mohs

Elasticidad: Es la habilidad a fin de resistir y recuperarse de las deformaciones

producidas debido a fuerzas. Es una propiedad se relaciona con la cohesión entre

minerales.

Peso específico o densidad de la roca: Es la masa sobre la unidad de volumen

de los minerales o rocas y depende de los átomos que lo constituyen, por lo que

minerales con la misma fórmula química tienen diferentes pesos específicos.


3

El patrón para calcular las densidades de los fluidos y sólidos, es la unidad del

agua 1 cm3 agua= 1 gm/cm3, y el patrón para calcular las densidades de los gases

es la unidad del aire 1 m3 aire= 1.293 kg/m3.

Esfuerzos no confinados o esfuerzo uniaxial, se define como la fuerza

compresiva de una muestra de roca medida bajo condiciones atmosféricas.

Esfuerzos confinados o esfuerzo triaxial es la fuerza real de la roca bajo

condiciones del yacimiento antes de que la roca sea perforada o expuesta a

la columna de fluido en el pozo.

Figura 1. Cuencas petroleras de México


4

Figura 2. Columna estratigráfica del Noreste de México


5

Figura 3. Columna estratigráfica del Sureste de México


6

1.3 DEFINICIÓN DE BARRENA

La barrena es el primer elemento de la sarta de perforación, la cual tiene la

función del contacto y penetración de que se perfora la formación y es la

encargada de cortar, romper y/o triturar la roca mediante movimientos giratorios.

1.4 CLASIFICACIÓN DE BARRENAS

Figura 4. Tipos de barrenas

Aunque las barrenas son capaces de perforar cualquier tipo de formación, la

velocidad de perforación y el desgaste que sufren es diferente dado que


7

depende del tipo de barrena seleccionada. Dentro de cada tipo existen

características diferentes, por esto, es necesario tener una idea de cada una de

ellas para efectuar una selección adecuada.

En la ingeniería de perforación, las barrenas se clasifican en tricónicas y de

diamante policristalino compacto (PDC). A continuación se hace una

clasificación, descripción y análisis de cada una:

Figura 5. Partes de una barrena con cortadores PDC

1.4.1 BARRENAS TRICÓNICAS

Las barrenas tricónicas, poseen conos de metal que contienen insertos o

dientes maquilados que giran en forma independiente sobre su propio eje, al

mismo tiempo que la barrena rota en el fondo del pozo.


8

Figura 6. Partes de una barrena tricónica

Figura 7. Partes de una barrena tricónica

Cada uno de los conos cuenta con una estructura cortante (dientes de acero

resistentes al desgaste, o insertos de carburo de tungsteno) que cortan y trituran,

o penetran y rompen la roca, dependiendo de la formación.


9

Los principales componentes de los conos de una barrena tricónica son:

Estructura cortadora.

Cojinete.

Sello.

Almacén de la grasa.

Existen dos tipos de barrenas de acuerdo a la estructura cortadora: Barrenas de

dientes de acero, donde los dientes son fundidos y forjados del mismo cuerpo del

cono con bordes de compuestos de carburo resistentes al desgaste y

Barrenas con insertos de carburo de tungsteno en los cuales los insertos

son formados por separado y colocados a presión en la superficie de los conos.

Las barrenas tricónicas con dientes de acero se utilizan en formaciones

blandas con baja resistencia a la compresión. Las que poseen insertos se

utilizan para perforar formaciones que van de semiduras a duras semiabrasivas y

duras abrasivas.

Figura 8. Clasificación de las barrenas tricónicas


10

Figura 9. Clasificación de las barrenas tricónicas

1.4.2 MECANISMOS DE CORTE DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS

Los elementos de corte de las barrenas tricónicas corresponden a hileras de

dientes alrededor de cada cono que se entrelazan sin tocarse con las de los

conos adyacentes a manera de engranes.

Este tipo de barrenas, remueve la roca raspándola o triturándola. Los conos giran

y realizan una acción de trituración. A medida que los conos se apartan del

movimiento giratorio real, las estructuras cortantes penetran y raspan más.

El desplazamiento o excentricidad del cono y la forma del mismo provocan que

los conos dejen de girar periódicamente a medida que gira la barrena.

Como resultado, las estructuras cortantes se deslizan en el fondo del pozo

y raspan la formación. Los ángulos de desplazamiento varían de 5° para

formaciones blandas, a 0º para formaciones duras. Las barrenas para

formaciones blandas utilizan estructuras de corte más largas con ángulos de

desplazamiento en los conos que reducen el movimiento de rotación, los


11

cortadores cortos en los conos que giran más, provocan una acción

de trituración en las formaciones duras.

Figura 10. Formación del corte

Figura 11. Remoción del corte


12

Figura 12. Movimiento del corte dependiendo el tipo de barrena

1.4.3 COJINETE Y SELLO

Los cojinetes son estructuras que funcionan como un eje alrededor de los

cuales giran los conos. Estos elementos son diseñados tomando en cuenta la

velocidad de rotación (RPM) y el peso sobre la barrena (WOB). El sello

generalmente es un elastómero el cual no permite el contacto entre el fluido de

perforación y la parte interna del cono. Generalmente cuenta con partes

reforzadas de diferente material para poder resistir el desgaste producido por la

rotación del cono.

Dentro del cono se encuentra un sistema de retención formado por balineras, las

cuales evitan que el cono se salga de la parte superior de la barrena. Estas


13

balineras son ingresadas al momento de ensamblar la barrena. Existen varios

tipos de cojinetes. Estos pueden ser:

Cojinete de Rodillos: Los cojinetes de rodillos soportan grandes pesos

sobre barrena y bajas revoluciones por minuto puesto que las cargas se

distribuyen de manera puntual en los rodillos. Estos cojinetes se utilizan

en tamaños de barrenas superiores a 12 ¼14.

Cojinete de Fricción: Los cojinetes de fricción soportan altas revoluciones por

minuto y bajos pesos sobre la barrena debido a que las cargas se

distribuyen de manera uniforme en la superficie del cojinete.

Figura 13. Tipos de cojinetes

1.4.4 ALMACÉN DE GRASA

Permite almacenar la grasa que sirve como lubricante al cojinete y al sistema

interno del cono. El objetivo de éste almacén es proveer lubricante en el interior

del cono, el cual se mueve dentro de la barrena por diferencial de presión. Cuando

existe un cambio de presión dentro de la barrena, se acciona un sello interno

que permite el desplazamiento de la grasa.


14

Físicamente, el almacén de grasa se encuentra en la parte inferior de la

pierna de la barrena junto con el compensador de presión conectado por un

canal hacia el cojinete.

Figura 14. Almacén de grasa

1.4.5 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS TRICÓNICAS

La asociación internacional de contratistas de perforación (por sus siglas en

inglés, IADC), proporciona un método de clasificación de las barrenas tricónicas,

con el cual se nombra de una manera estándar cada barrena. El sistema

de clasificación permite hacer comparaciones entre los tipos de barrenas

que ofrecen los fabricantes.

La clasificación se basa en un código de tres caracteres numéricos.


15

Primer Carácter (serie de la estructura cortadora 1-8), los caracteres de esta

serie indican la dureza de la formación, así como también el tipo de

estructura de corte la barrena, ya sea dientes o insertos. Las series del 1 al 3,

indican qué barrena tiene dientes de acero. La serie del 4 al 8, indica que la

barrena tiene insertos de carburo de tungsteno (TCI). Se considera que en la

serie 1 la formación es blanda, aumentando hasta la serie 8, en donde la

formación es dura.

El segundo carácter (tipos de estructura cortadora), presenta una clasificación de

dureza dentro de la dureza definida anteriormente. Cada serie se divide en cuatro

tipos en la mayoría de los casos. El 1 indica que es una formación muy blanda,

hasta el 4 que indica una formación muy dura.

Tercer carácter (cojinete/ diámetro), éste carácter indica una descripción

interna y externa de la barrena. Hace referencia al diseño del cojinete y a

la protección del calibre. Está dividido en siete categorías:

1. Cojinete de rodillo estándar no sellado

2. Cojinete de rodillo enfriado con aire

3. Cojinete de rodillo con diámetro protegido

4. Cojinete de rodillo sellado

5. Cojinete de rodillo sellado con diámetro protegido

6. Cojinete de fricción sellado

7. Cojinete de fricción sellado con calibre protegido


16

Tabla 2. Código IADC para barrenas Tricónicas


17

1.4.6 BARRENAS DE CORTADORES FIJOS

A diferencia de las Tricónicas no cuentan con partes móviles. Estas cuentan con

cortadores planos en forma de pastilla montados sobre aletas fabricadas del

mismo cuerpo de la barrena. Este tipo de barrenas es altamente efectivo para

trabajar durante una gran cantidad de horas.

Existen varios tipos de barrenas de cortadores fijos; la mayoría están

formadas por cuerpos de carburo de tungsteno con cortadores de diamante

policristalino compacto (PDC). Aunque también existen las de cuerpo de

acero con cortadores de PDC y las barrenas de cuerpo de carburo de

tungsteno y PDC con cortadores de diamantes naturales ó impregnados.

Las barrenas de diamante natural é impregnadas son aptas para formaciones

semiduras y extremadamente duras, cuya abrasividad es mediana

ó extremadamente alta.

Las barrenas PDC son más adecuadas para formaciones que van de blandas a

duras, de baja a alta abrasividad.

Las híbridas combinan la tecnología del PDC y del diamante natural dependiendo

de la forma de la barrena, la ubicación de sus cortadores será la que a

continuación se esquematiza:

C -Cone (Cono)

G -Gauge (Calibre)

T -Taper (Flanco)

S -Shoulder (Hombro)

N –Nose (Nariz)


18

Figura 15. Ubicación de los cortadores dependiendo de su forma

1.4.7 MECANISMOS DE CORTE

La barrena PDC es un dispositivo mecánico que se diseña para transmitir energía

a fin de perforar cizallando la roca. La perforación es rápida por lo que se

requiere menos energía que la usada por las barrenas que necesitan grandes

cargas y que ocasionan fallas por compresión en la formación.

Las barrenas de diamante natural y las impregnadas de diamante perforan

lentamente pulverizando la roca, lo que hace que ambas requieran una

gran carga sobre la barrena y altos esfuerzos de torsión (torque). Estas

barrenas deben ser operadas a altas RPM para que su funcionamiento sea

óptimo.

En cuanto a las híbridas, éstas combinan los insertos impregnados de

diamante natural con los PDC. Cuando las barrenas híbridas son nuevas, los

insertos impregnados de diamante no hacen contacto con la formación y las

barrenas se desempeñan como barrenas PDC. A medida que los cortadores PDC

se desgastan con la formación dura, los insertos de diamante penetran en la

formación.


19

Figura 16. Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de

corte

Figura 17. Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de

corte


20

1.5 PERFIL DE LA BARRENA

El perfil de la barrena se refiere a qué tan altos o bajos están los cortadores de la

nariz con respecto al diámetro. A diferencia de las barrenas de conos, las

cuales cuentan con perfiles muy similares, las barrenas de cortadores fijos

cuentan con cuatro tipos principales. Cada uno de estos se usa para

obtener cierto resultado durante la perforación y se selecciona con cuidado.

Las barrenas con perfil parabólico largo y medio se usan principalmente

en pozos verticales, mientras que las barrenas con perfil parabólico corto y

plano se usan con mayor frecuencia en la perforación de pozos direccionales.

Figura 18. Tipos de perfiles de barrenas de cortadores fijos


21

1.6 DIÁMETRO DE BARRENA

En una barrena, el diámetro se refiere a la parte más baja de la aleta y se

encarga de darle estabilidad a las aletas. Existen diferentes tamaños para el

diámetro, lo que depende de su uso (tipo de pozo a perforar) y tamaño de la

misma, dado que mientras mayor sea el diámetro de la barrena mayor es la

longitud del diámetro.

En esta zona de la barrena es posible la localización de cortadores PDC y/o

de protección adicional formada por pastillas PDC adheridas al costado del

diámetro. Estas características dependen de la aplicación a la que se

somete.

Las barrenas de diámetros muy largos se usan principalmente en pozos verticales

y las de calibres cortos en pozos direccionales, aunque esto no es una regla, ya

que se tiene que observar en conjunto con esta característica el perfil de la

barrena.

Figura 19. Tamaño del diámetro


22

1.7 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS DE CORTADORES FIJOS

Se usa un código igual que para el de las barrenas tricónicas, de cuatro caracteres

para clasificar las barrenas, el primero alfabético y los tres restantes numéricos.

Primer carácter (tipo de cuerpo de la barrena), se indica el material en que se

fabrica la barrena. Con una M si es de matriz, y con una S si es de acero.

Segundo carácter (dureza de la formación), presenta la dureza de la formación. La

dureza va desde el 1 indica que es una formación blanda, hasta el 7 que indica

que se trata de una formación dura.

Tercer carácter (tamaño y tipo de cortador), indica el tipo de cortador y el diámetro

de las pastillas PDC. Esta va de dureza de formación blanda a media. De la

dureza de formación media-dura a extremadamente dura ya no se usa la

pastilla PDC.

Cuarto carácter (perfil de la barrena), indica el perfil de la barrena. Se usa el 1

para perfil plano, hasta el 4 que es el perfil parabólico largo.


23

Tabla 3. Clasificación IADC para barrenas PDC


24

Figura 20. Código IADC para la clasificación del desgaste de barrenas

1.8 HOJA TÉCNICA PARA BARRENAS TRICÓNICAS Y PDC

Se reporta el estado de la barrena después de usarse y es posible analizar el

desempeño de la barrena, su razón de salida y tipo de daño recibido.

Sirve para comprender mejor la litología del lugar, dado que no todas las

formaciones generan el mismo tipo de daño a los cortadores; de igual manera

nos indica si la selección de la barrena fue la indicada, dado que un desgaste

pequeño o nulo indica que la selección es la correcta, mientras que un desgaste

moderado o alto indica que se realizó una mala selección. Esto se debe

comparar con los parámetros que se usan durante la perforación a fin de

descartar que estos exceden los marcados en la hoja técnica de la barrena.


25

Existen dos tipos de hojas de desgaste, una para barrenas PDC y otra para

tricónicas. Aunque son similares, la hoja de desgaste para barrenas tricónicas

presenta la opción de reporte de desgaste de los baleros o sellos para cada uno

de sus conos.

La opción anterior no se toma en cuenta en la hoja de desgaste, aunque

por lo general cuenta con un espacio en lugar de tres. En este espacio debe

ponerse una X. Para ambos casos, tiene que reportarse el valor del desgaste

en las hileras interiores y exteriores, así como su característica (dientes

gastados, cortadores rotos, cortadores astillados, etc.) y localización del

desgaste (nariz, hombro, etc.).

Se reporta también el estado del diámetro, si existen otras características de

desgaste y su razón de salida, cualquiera que esta sea (terminar la etapa, toma de

registros, poca tasa de penetración, etc.).

Figura 21. Desgaste en una barrena con uno o más conos que muestran fisuras,

pero éstos permanecen en su lugar. Es causado por la aplicación excesiva de

peso, tiempo, impactos, fatiga térmica sobre la barrena, o por el ambiente de

perforación.


26

Figura 22. Pruebas en barrenas

Figura 23. Desgaste en cortador PDC


27

Figura 24. Desgaste en cortador PDC. Se caracteriza por la obstrucción de uno o

más canales de flujo que disminuye o impide el flujo de lodo. Que es causada por

el tipo de formación, barrena con muchas aletas, no tener un buen diseño

hidráulico, presentar intercalaciones litológicas, alto WOB, o baja tasa de flujo.

En la siguiente figura se indica como ejemplo dos hojas de desgaste, la primera

para tricónicas y la segunda para cortadores PDC.


28

Figura 25. Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas tricónicas


29

Figura 26. Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas de cortadores PDC


30

1.9 HOJA TÉCNICA DE LA BARRENA

Es un documento en el cual se indica la información que se adiciona por el

fabricante respecto a las características, diseño, así como los parámetros

operativos que es capaz de soportar.

Dentro de las características de diseño se encuentran: Número de cortadores,

tamaño de los cortadores, número de aletas, tipo de rosca, número de toberas,

longitud del diámetro, longitud total y longitud del cuello para pesca.

Dentro de los parámetros operativos a los que se puede someter se

encuentran: el peso máximo sobre la barrena, la cantidad de revoluciones por

minuto, galones por minuto y potencia hidráulica a la que puede manejar.


31

Figura 27. Ejemplo de hoja técnica de la barrena.


32

1.10 TIEMPO DE OPERACIÓN DE LA BARRENA

Es estimado principalmente por la relación de penetración esperada, tipo de

litología que se espera encontrar y la profundidad final en cada etapa.

En principio es posible suponer que la litología, mientras mayor sea su

dureza (arenas o calizas) mayor es el tiempo de perforación, por lo que

disminuye la relación de penetración, esto sin tomar en cuenta la longitud

del intervalo a perforar. Este último aspecto se combina con la litología y puede

llegar a ser muy importante en el momento de hacer una predicción del tiempo

de operación, dado que mientras mayor sea el intervalo a perforar y la formación

es más dura influye en el desgaste de la barrena, por lo que se tiene una

tendencia a disminuir la relación de penetración.

Tomando en cuenta que en este punto solo se tiene información del estado

mecánico, el tiempo de operación de la barrena puede ser calculado:

Donde:

To: Tiempo de Operación de la barrena [horas]

L: Longitud del intervalo a perforar [m]

ROP: Tasa de penetración [m/hrs]


33

CAPÍTULO 2



2.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN

Existen parámetros y condiciones de logística que pueden influir de diferente

manera en el rendimiento y costo de la barrena durante la operación. Es

importante definir estos parámetros y condiciones. Los parámetros de perforación

se definen como gasto óptimo de operación, peso sobre la barrena,

revoluciones por minuto, torque y arrastre. Por otro lado, la mala planeación de la

logística de materiales repercute en el abastecimiento de estos, provocando

retrasos en la operación.

Estos parámetros no recaen únicamente en la herramienta que se usa sobre la

barrena, características geológicas y en la selección misma de la barrena,

principalmente en cuestiones operativas las cuales, dependen del personal,

pueden ayudar o perjudicar al rendimiento y comportamiento de la barrena.

El costo por pie perforado se determina con la siguiente relación:

Gráfica 1. Comportamiento del costo en función a los pies perforados


34

Donde:

C: Costo de perforación por pies [$/pies]

R: Corto operativo del equipo de perforación [$/hrs]

T: Tiempo de viaje [horas]

D: Tiempo de perforación [horas]

B: Costo de la barrena [$]

T: Pies perforados [pies]

2.1.1 GASTO ÓPTIMO DE OPERACIÓN (GPM)

Para optimizar el desempeño de la barrena es necesario considerar el gasto de

lodo que deben producir las bombas. Esta selección es función de las

características del lodo y sus propiedades, diámetro de las toberas, coeficiente de

descarga de la barrena y profundidad a perforar. Otro parámetro es el

comportamiento del flujo y sus caídas de presión en el espacio anular.

No se debe reducir el gasto mínimo, dado que un gasto bajo puede provocar

atascamiento y reduce la limpieza del pozo, provocando la disminución en

la relación de penetración, lo que provoca el costo de operación.

Se selecciona una relación de flujo y una presión de circulación que permita una

buena limpieza del pozo y potencia adecuada en la barrena, siempre que no

exceda la presión máxima permitida en superficie y en el espacio anular es

necesario:

Tener bombas capaces de bombear a la velocidad requerida.


35

Que el gasto no interfiera con el funcionamiento de otras herramientas en

la sarta (MWD, LWD).

Que el gasto optimo sea superior a la velocidad anular crítica mínima.

Que el gasto optimo sea inferior a la velocidad anular crítica máxima.

La velocidad anular crítica se considera al tratar de definir el gasto óptimo,

dado que es importante evitar la retención de sólidos en el espacio anular,

debido a que el incremento en la densidad del lodo puede causar pérdidas

de fluido en la formación.

Es posible calcular la velocidad anular crítica con la siguiente fórmula:

Donde:

VC: Velocidad anular crítica [pies/min]

N: Constante de la ley de potencias para el espacio anular

W: Densidad del lodo [ppg]

DIaguajero: Diámetro interno de agujero o de la TR [pulgadas]

DEtubería: Diámetro extremo de la tubería [pulgadas]

K: Factor de consistencia para el espacio anular [cp]

Una vez calculada la velocidad anular promedio es posible calcular el gasto crítico

con la fórmula siguiente:


36

Donde:

Q c: Gasto anular crítico [gpm]

V c: Velocidad anular crítica [pies/min].

DI agujero: Diámetro interno de agujero o de la TR [pg]

DE tubería: Diámetro externo de la tubería [pg].

Para calcular los valores de n y k se pueden utilizarlas siguientes fórmulas con la

ayuda del viscosímetro FANN.

Gráfica 2. Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular.


37

2.1.2 PESO SOBRE LA BARRENA (WOB)

Es aquel que permite aumentar la relación de penetración dentro de las

recomendaciones que marca la directriz de la hoja de especificaciones del

fabricante. Es un factor importante en la perforación de los diferentes

intervalos, para aumentar o disminuir la relación de penetración, así como

optimizar la vida de la barrena. Las exigencias del WOB dependen del tipo y

dureza de la formación. Cuando aumenta la fuerza compresiva de la formación,

es importante aumentar el peso aplicado a la barrena y bajar la relación de

rotación. El WOB no debe aumentarse más de lo que recomiendan las hojas

técnicas de las barrenas, dado que esto puede romper los elementos de corte

en las barrenas tricónicas y/o PDC, o en el peor de los casos romper una aleta

o cono y causar la formación de chatarra en el fondo del pozo.

Si las rocas en la formación son altamente abrasivas, es necesario mantener o

reducir ligeramente el WOB y bajar las RPM, dado que esto incrementa el

desgaste en los dientes de la barrena.

El WOB debe aumentar a medida que los elementos de corte se desgasten

para mantener un óptimo ROP y la estabilidad de la barrena aumenta

generalmente cuando se aumenta el WOB. Esto es porque el

comportamiento dinámico provoca vibración y la pérdida de calibre. Siempre se

debe optimizar el WOB a fin de reducir daños en la barrena, causados

por la vibración.

A fin de calcular el peso en la barrena es necesario tomar en cuenta si el pozo es

vertical o direccional, para pozos verticales se tiene:

Donde:

WOB: Peso sobre la barrena [lbf]

Ff: Factor de Frotación

WBHA aire: Peso del BHA en el aire [lb]


38

Fs: Factor de seguridad: 1.15

Para calcular el WOB en pozos direccionales tenemos:

Donde:


Ft: Factor de flotación

WBHA aire: Peso del BHA en el aire [lb]

Fs: Factor de seguridad: 1.5

ᶱ: Ángulo de inclinación del pozo [grados]

D: Diámetro externo de la tubería de perforación [pg]

d: Diámetro interno de la tubería de perforación [pg]

H: Diámetro del agujero [pg]

Gráfica 3. Respuesta típica de ROP al cambio de peso sobre la barrena


39

2.1.3 REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM)

Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en

un minuto. Si se tiene un motor de fondo la cantidad de RPM total

aumentará. Para calcular el número de revoluciones por minuto totales es

necesario sumar las vueltas en el equipo superficial y las del motor de fondo.

Donde:

RPMT: Revoluciones por minuto totales [rpm].

RPMS: Revoluciones por minuto del equipo superficial [rpm]

RPMM: Revoluciones por minuto del motor de fondo [rpm]

La cantidad de RPM depende de la dureza y abrasión de la formación. Al

aumentar la fuerza compresiva de la formación es necesario bajar las RPM,

ya que con RPM más altas es más eficiente la perforación en formaciones

blandas. Al contrario, un RPM más bajo es eficiente en formaciones duras o

abrasivas ya que minimiza vibraciones y desgaste de los elementos de corte.

Algunas formaciones pueden ser considerablemente blandas pero abrasivas.

Siempre es necesario optimizar las RPM para prevenir vibraciones.

Gráfica 4. Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación


40

2.1.4 TORQUE Y ARRASTRE

El torque puede ser definido de manera simple como la resistencia ejercida por la

tubería a girar durante la perforación por el contacto de la tubería con la

pared del pozo. En un pozo con trayectoria direccional el torque aumenta.

Se dice que se perfora rotando, cuando se utiliza la mesa rotaria para

imprimirle revoluciones por minuto a la sarta, y se le llama deslizar cuando la sarta

se encuentra inmóvil mientras se le ajusta la inclinación y el azimut para

poder direccionar el pozo, utilizando únicamente con uso del gasto de lodo y el

motor de fondo.

Un torque excesivo puede limitar la longitud del intervalo horizontal dado que esto

puede ocasionar daño a las juntas o a las conexiones más débiles de la tubería o

a las paredes más delgadas de ésta.

Cuando se perfora rotando es cuando el torque es mayor dado que toda la tubería

se encuentra en movimiento, al contrario que al estar deslizando, dado que

es en esta operación cuando el torque es mínimo.

El aumento del torque se causar por cambios del ángulo del pozo, cambios de

formación, incremento en el peso sobre la barrena, entre otros. La disminución del

torque se puede deber a cambios en la formación, cambios en la velocidad

de rotación, disminución en el peso de la barrena o enderezamiento del

ángulo del pozo. El aumento en el torque puede provocar un aumento en el

daño que sufren los cortadores, desprender conos o romper aletas.

La fórmula con la que se puede calcular el torque es:

Donde:

Q: Torque [lb-pies]


41

J: Momento polar inercial [pg 4]= (π/32) (DE 2 -D 12)

D: Diámetro externo de la tubería [pg]

Y: Mínima fuerza cedente [psi]

T: Carga tensional [lb]

A: Área de las paredes de la tubería [pg 2]

Gráfica 5. Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo.

El arrastre es entendido como la fricción que sufre la tubería con la pared

del pozo.

Se incrementa en pozos direccionales y es mayor mientras más inclinado sea

el pozo, siendo el máximo en pozos horizontales. El arrastre mínimo se presenta

en pozos verticales o en la sección vertical. El aumento en el arrastre puede

provocar desgaste en el diámetro de la barrena, hombro y pérdida de calibre.


42

Gráfica 6. Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada.

La ecuación para calcular el arrastre es:

Donde:

Ff: Arrastre [lb]

Bf: Factor de flotación

Ws: Peso en el aire por cada pie de la sección de la tubería [lb/pies]

DL: Longitud de partida de una sección de la tubería [pies]

T: Tensión axial [lb]

DL: Severidad [grados/100 pies]

LOS: Longitud de la sección desviada [pies]


43

µ: Coeficiente de fricción entre la tubería y el pozo [lb/lb]

2.2 DISEÑO DEL ENSAMBLE DE FONDO

El BHA constituye la herramienta principal en el control de direccionamiento de los

pozos, dado que la configuración adecuada de sus componentes permite

obtener la trayectoria de perforación planificada. Existen muchos elementos

que conforman el ensamblaje de fondo, como lo son los lastrabarrenas, la

tubería pesada, estabilizadores y demás accesorios como el MWD, LWD,

motores, RSS, etc.

2.2.1 TUBERÍA PESADA

Es la componente intermedia del ensamblaje de fondo, sirve de zona de

transición entre los lastrabarrenas y la tubería de perforación para minimizar

los cambios de rigidez entre los componentes de la sarta. En la perforación

direccional es la encargada de dar estabilidad y ayuda a tener mucho menos

contactos con la pared del pozo, con lo cual es más fácil direccionarla

tubería.

Para calcular la Longitud Mínima de la Tubería Pesada (HWDP) se usa la

fórmula:

Donde:

L HWDP: Longitud mínima de la HDWP [pies]


DF BHA: Factor de diseño para el sobrepeso


44

KB: Factor de flotación

ᶱ: Ángulo máximo del pozo [grados]

W DC1: Peso unitario de los lastrabarrenas en la primera sección [lb/pies]

W DC2: Peso unitario de los lastrabarrenas en la segunda sección [lb/pies]

W HWDP: Peso unitario de la tubería pesada [lb/pies]

L DC1: Longitud de la primera sección de lastrabarrenas [pies]

L DC2: Longitud de la segunda sección de lastrabarrenas [pies]

2.2.2 LASTRABARRENAS

Son tubos lisos o en espiral de acero o metal no magnético de espesores

significativos, pesados y rígidos, los cuales sirven de unión entre la barrena y las

tuberías de perforación. En la perforación direccional se prefieren los de espiral

debido a que sus ranuras reducen el área de contacto con la pared, reduciendo la

probabilidad de producir pegaduras. Al colocarse en el fondo de la sarta de

perforación proporcionan la rigidez y el peso suficiente a fin de producir la

carga requerida sobre la barrena para una penetración más efectiva de la

formación.

Los lastrabarrenas tienen las siguientes funciones:

Proporcionar el peso a la barrena.

Soportan y dan rigidez a la parte inferior de la sarta de perforación.

Sirven de apoyo y estabilizador de la barrena.

Para calcular la Longitud Mínima de los lastrabarrenas se tiene:


45

Y si el pozo es vertical:

Donde:


DF BHA: Factor de diseño para el sobrepeso

KB: Factor de flotación

ᶱ: Ángulo máximo del pozo [grados]

W DC: Peso unitario de los lastrabarrenas [lb/pies]

2.3 LITOLOGÍA

Para la selección de barrenas el estudio litológico es un factor determinante dado

que se consideran las condiciones de operación y características del yacimiento, a

fin de obtener el mayor rendimiento posible, tanto en velocidad de penetración

como en el rendimiento específico. Las propiedades litológicas inducen diferentes

comportamientos a diferentes condiciones así como características de desgaste

según el tipo de roca que se esté perforando. Si la intercalación de litologías

distintas y de diferente dureza es grande, provoca un efecto de impacto, esto

es que cuando la barrena perfora una litología blanda y cambia de manera

repentina a una más dura, provoca vibración de ésta contra la formación. Si este

tipo de litología son frecuentes causan daño por astillamiento o cortadores rotos.

Éstas características litológicas se observan por medio de registros geofísicos

y en correlación con pozos vecinos, aunque también presenta el estado

mecánico del pozo a perforar por medio del perfil litológico, estas son

estimaciones y podrían variar. El perfil litológico indica el tipo de formación, era

geológica, profundidad, coordenadas en superficie del objetivo, presión y

temperatura del yacimiento.


46

2.3.1 LUTITAS

Rocas sedimentarias detríticas cuyos componentes tienen un diámetro inferior

a 1/16 mm. Son de gran importancia en cuanto a la selección de barrenas se

refiere. Cualquier tipo de barrena es capaz de perforar este tipo de roca,

provocando un desgaste normal a la estructura de corte, si el intervalo

esperado de lutita es grande es posible usar barrenas con características que

generen una mejor relación de penetración (cortadores más grandes, menor

número de aletas, etc.) y menos consideraciones con el desgaste, como las que

se usan para otro tipo de formación.

Incluso las lutitas comprimidas no presentan mucho problema para la

barrena en el momento de perforar, basta con tener la estructura de

corte con características para impacto de moderado a bajo y aplicar un

poco más de peso sobre la barrena.

2.3.2 ARENISCAS

Rocas sedimentarias detríticas compuestas por un 85 % de granos de cuarzo

más o menos redondeados de 1/16 mm a 2 mm. En la perforación son

consideradas como rocas muy abrasivas y más si su contenido de cuarzo es muy

alto, lo que representa un problema de desgaste en la estructura de corte y

en el cuerpo de la barrena, provocando pérdida de diámetro.


47

Figura 28. Clasificación de rocas detríticas

Tabla 4. Clasificación rocas sedimentarias detríticas


48

Las formaciones con areniscas son abrasivas y no de impacto, aunque por lo

general son duras debido a la cantidad de sílice que contienen.

Un alto contenido de areniscas junto con una compresibilidad alta, obliga a

la selección de barrenas con cortadores especialmente fabricados para

abrasión. Además es importante saber que una barrena con cuerpo de

acero sufre mucho mayor desgaste que una con cuerpo de matriz.

2.3.3 CARBONATOS

Se dividen en calizas y dolomías. Las calizas son rocas carbonatadas que

contienen por lo menos un 50% de calcita CaCO3. Las dolomías son rocas

carbonatadas que contienen por lo menos un 50% de carbonato del que al

menos la mitad se presenta como dolomita (Ca, Mg) (CO3)2.

Las formaciones con alto contenido en carbonatos suelen ser duras y poco

abrasivas provocando ruptura y astillamiento de las estructuras de corte.

Así como también el sobrecalentamiento de las barrenas si es que no se

aplica el suficiente peso sobre ellas y comienzan a patinar en el fondo del pozo

causando una ROP mínima, lo que causa fricción excesiva. Es recomendable

usar mayor peso y barrenas con cortadores pequeños a fin de que se soporten

mejor y tengan mayor relación de penetración.

En pozos donde se presenta una formación con carbonatos, se usan barrenas

con cuerpo de acero, que combinadas con cortadores pequeños son capaces de

disminuir el daño a la barrena, por lo que se espera una ROP más

estable. Las barrenas con cuerpo de matriz son bastante útiles y

también con una buena combinación entre este tipo de cuerpo y tamaño de los

cortadores pueden ayudar a la perforación.


49

CAPÍTULO 3

CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS

Es importante una buena selección de barrenas dado que se genera una

mayor relación de penetración, a fin de reducir los costos de perforación.

Existen diferentes métodos para la selección de barrenas y para estimar la

relación de penetración. De entre las metodologías que se usan en la

selección de barrenas se tienen las de esfuerzos no confinados y por energía

específica.

Muchos modelos, como los de energía específica y el método de Warren

modificado se han desarrollado y modificado basándose en el concepto de

esfuerzo no confinado, el cual es inversamente proporcional a la relación de

penetración, por lo que mientras menor sea el UCS, mayor es la ROP. Muchos de

estos modelos predicen la ROP al usar diferentes tipos de barrenas

independientemente del tipo de yacimiento que se trate (aceite o gas).

Existen diversos parámetros que afectan la relación de penetración, entre

estos se tiene condiciones de operación, tipo de barrenas, litología, la

hidráulica y el desgaste de la barrena, entre otros.

3.1 MÉTODOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS

Aunque existen diferentes métodos en la selección de barrenas, el uso del

método de selección de barrenas por Energía Específica y el de UCS son los

que se usan con mayor frecuencia.

El método de UCS (esfuerzo no confinado) calcula la fuerza compresiva de la

roca, por lo que se debe elegir diferentes características de la barrena

dependiendo de qué tan grande sea esta. El cálculo de la UCS es importante a fin

de decidir las características de la barrena, dado sé que usa en la mayoría de

los métodos.


50

En la eficiencia mecánica del método de Energía Específica puede ser

calculada con el Esfuerzo No Confinado, siendo estos directamente

proporcionales, por lo que es mayor mientras aumente la fuerza compresiva de la

formación. Este método no propone directamente las características que debe

tener la barrena.

3.2 OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN

Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación,

que incluyen todo tipo de requisitos especiales del personal para perforar el pozo.

Esta información ayuda a determinar las mejores características de la barrena que

requiere la aplicación y a concentrar sus esfuerzos en satisfacer las necesidades y

requisitos de perforación.

3.3 RENDIMIENTO

Es perforar el pozo en el menor tiempo posible. Esto significa orientar la selección

de barrenas; se busca principalmente la máxima cantidad de metros en un tiempo

de rotación aceptable, eliminando así el costoso tiempo del viaje.

3.4 DIRECCIONAL

El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se deben de

seleccionar las características de las barrenas. Estos pozos por lo general tienen

secciones homogéneas prolongadas que son óptimas para la aplicación con

barrenas de diamante. La densidad de los cortadores, cantidad de aletas, control

de la vibración y el calibre de la barrena son parámetros de selección

fundamentales cuando se estudian las aplicaciones direccionales.


51

Figura 29. Pozo direccional

3.5 ECONOMÍA

Es un factor fundamental para la aceptación de los diseños con diamante, siempre

y cuando los análisis de costos así lo determinen; en caso contrario se debe

seleccionar barrenas tricónicas.

3.6 ÉNFASIS EN LOS COSTOS

La barrena debe tener las cualidades n de aplicación de la compañía perforadora

sin aumentar indebidamente su costo. Una barrena de diamante que pueda volver

a usarse da lugar a costos más bajos en la perforación.

3.7 ANÁLISIS HISTÓRICOS

Comienzan con una colección de registros o récords de barrenas e información

relacionada con el pozo. Un análisis objetivo de los pozos de correlación (pozos

offset) ofrece la oportunidad de comprender las condiciones en el fondo del pozo,

las limitaciones de su perforación y en algunos casos la adecuada selección de

barrenas.


52

Los registros de barrenas representan lo que se perfora en el pozo objetivo. La

información también debe ser actualizada y reflejar los tipos de barrenas recientes,

es decir, de menos de dos años de antigüedad, esto no es posible en el caso de

pozos de exploración o en los pozos de campos más antiguos que no han sido

perforados recientemente. En estos casos, depende principalmente de la

información geológica y debe de considerar el primer pozo como una referencia

para las recomendaciones en aplicaciones futuras.

3.8 COEFICIENTE DE PENETRACIÓN TÍPICO

Es una indicación de la dureza de la roca, no obstante una selección inadecuada

de la barrena puede ocultar las características de dureza de la roca. La barrena

más dura, debido a la densidad de sus cortadores o la proyección de sus dientes,

tiene un límite superior de coeficiente de penetración determinado por su diseño.

3.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN

El tipo y calidad del fluido de perforación que se usa en el pozo tiene efecto en el

rendimiento de la barrena. Los fluidos de perforación base aceite mejoran el

rendimiento de las estructuras de corte de la barrena PDC; el rendimiento de

diamante natural y del TSP varía según la litología.

El fluido de perforación base agua presenta más problemas de limpieza debido en

gran parte, a la reactividad de las formaciones a la fase acuosa del fluido de

perforación. Los records pueden determinar la variación y el nivel de efectividad de

los fluidos de perforación que se usan en el campo.


53

3.10 ENERGÍA HIDRÁULICA

El régimen de surgencia de la energía hidráulica es un componente integral,

proporciona la limpieza y enfriamiento a la barrena. Se refiere en términos de

caballos de fuerza hidráulica por pulgada cuadrada (hydraulic horse power per

square inch, HSI) de superficie en todas las secciones del fondo del pozo. Los

regímenes de surgencia insuficientes y el índice de potencia hidráulica (HSI)

afectan el enfriamiento y pueden provocar daños térmicos en la estructura de los

cortadores. La falta de la limpieza sólo hace que la barrena se embole, lo que

provoca un rendimiento deficiente o nulo.

3.11 RESTRICCIONES EN LA PERFORACIÓN

Existe una variedad de barreras que impiden el acceso como la formación rocosa

difícil, líneas de servicios bajo la superficie o ecosistemas sensibles.

3.12 LIMITACIONES DE PESO SOBRE LA BARRENA

Cuando se encuentran situaciones de PSB limitado, una estructura de corte

eficiente como un PDC tiene posibilidades de ofrecer un mayor ritmo de

penetración (ROP) que una barrena de conos.

3.13 ESCALAS EN REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM)

La velocidad que el personal técnico espera utilizar en la barrena, indica los

parámetros de vibración y resistencia al desgaste que se necesitan para mantener

un desgaste parejo de la barrena y prolongar su duración. Las barrenas de

diamante se pueden utilizar mejor que las de conos a altas velocidades de

rotación.


54

3.14 FORMACIONES NODULARES

Las formaciones de pirita y conglomerados se denominan comúnmente

formaciones nodulares. Por lo general, en este tipo de formaciones no se puede

utilizar la mayoría de las barrenas de diamante debido al daño por impacto en la

estructura de sus cortadores. Sin embargo, existen estructuras de corte que

pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones.

3.15 AMPLIACIÓN

Si se planifica más de dos horas de operación de ampliación, se debe considerar

seriamente la corrida de una barrena de conos. El ensanche excesivo puede

dañar la superficie del calibre de una barrena de diamante porque las cargas de la

barrena se concentran en una superficie pequeña.

La vibración lateral también se debe considerar. La estructura de corte está

parcialmente engranada y por lo tanto hay escasas oportunidades para que las

características del diseño de la barrena puedan funcionar.

3.16 POZOS PROFUNDOS

Estos pozos pueden resultar en una cantidad desproporcionada de tiempos de

viaje con respecto al tiempo de perforación. Como resultado, la eficiencia de

perforación es extremadamente reducida. Se debe considerar una barrena de

diamante para ofrecer mayor duración de la barrena (menos viajes) y una mejor

eficiencia general de la perforación.

3.17 POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO

Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se necesita una reducción física del

tamaño de los cojinetes en todas las barrenas de conos. Estas limitaciones

requieren una reducción de PSB, que resultará en un mayor coeficiente de


55

penetración. Se debe considerar una barrena de diamante para aumentar el

coeficiente de penetración y para permanecer en el pozo durante periodos

prolongados.

3.18 APLICACIÓN CON MOTOR

Algunos motores dentro del pozo funcionan a altas velocidades (a más de 250

RPM). Las excesivas RPM aumentan la carga térmica en los cojinetes y aceleran

la falla de la barrena. Se debe considerar una barrena de diamante, que no tiene

partes móviles, para optimizar las RPM y los objetivos de perforación.

3.19 ATRIBUTOS DEL MEDIO AMBIENTE

Para lograr una selección de las barrenas en el pozo que se va a perforar es

necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es el

diámetro del pozo. Luego se debe subdividir cada sección del pozo en intervalos

con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El rendimiento económico

es una función del costo operativo, el costo de las barrenas, coeficiente de

penetración e intervalo perforado. Los atributos del medio ambiente pueden

dividirse según categorías de parámetros en cuanto al tipo de roca, medio

ambiente y operativos.

3.20 TIPO DE ROCA

Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que debe perforarse en el

intervalo de interés, se debe seleccionar con más facilidad la estructura óptima de

corte y la densidad que requiere la aplicación.


56

3.21 CRITERIOS LITOLÓGICOS

Se necesita para determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se

asocian más con la mecánica de corte de las barrenas de diamante. Sin embargo,

para las aplicaciones de diamante quizás sean aún más importantes los tipos

litológicos desfavorables, que seguramente provocan fallas graves. El tipo de roca

ayuda a determinar el tipo de corte necesario para vencer su resistencia: corte,

surcado o molido.

3.22 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS

Para las barrenas de diamante se debe indicar la densidad requerida para los

cortadores, la configuración hidráulica y estimar la duración de la barrena y su

coeficiente de penetración.

3.23 DE TRANSICIÓN

Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo principal. Provoca cargas

disparejas en el perfil de la barrena a través de la transición. Las vibraciones

axiales, de torsión y laterales son factores en este medio ambiente. La calidad y la

densidad específica de los cortadores constituyen el criterio de selección.

3.24 HOMOGENEIDAD

Indica la consistencia de la formación. Existe más flexibilidad de selección como

menor densidad de los cortadores. Para las barrenas tricónicas sólo basta

escogerlas de acuerdo con la dureza de la roca.


57

3.25 INTERESTRATIFICACIÓN

Esta característica se relaciona con las formaciones de transición e indica cambios

en la litología del intervalo en estudio. Se debe considerar la selección de tipos

específicos de cortadores o dientes, así como su calidad y densidad. Fracturados

o nodulares. Es una situación de alto impacto para la cual no se recomiendan las

barrenas de diamante. Sin embargo, determinadas estructuras de corte, como las

barrenas de diamante natural con fijaciones dorsales y las barrenas impregnadas,

pueden perforar eficazmente estas aplicaciones.

3.26 TENDENCIAS A LA DESVIACIÓN

Se relaciona con formaciones de buzamiento y perforación de transición.

3.27 VIBRACIÓN

Es el proceso de perforación que ha demostrado tener una función fundamental en

el rendimiento y la duración de las barrenas de perforación. La selección de

diámetro también desempeña una función importante para determinar el nivel de

control de la vibración de acuerdo con el diseño de la barrena ya sea tricónica o de

diamante.

Figura 30. Vibración en la sarta de perforación


58

3.28 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS

Existen diferentes registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades

de las rocas. Algunos de estos registros se usan cuando se evalúa principalmente

una aplicación en la barrena de diamante. Los registros necesarios son: neutrón

compensado, rayos gama, sónico y densidad.


59

CAPÍTULO 4

CASO DE APLICACIÓN

4.1 INFORMACIÓN PRELIMINAR PARA LA SELECCIÓN DE BARRENAS

En la selección de la barrena adecuada a fin de perforar la formación se deben

analizar un gran número de variables que interactúan entre sí, por lo que es

importante conocer lo siguiente:

Evaluación del desgaste de las barrenas en uso.

Rendimientos de las barrenas que se obtienen en pozos vecinos.

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

Software especializado en el cálculo y análisis para la selección (hidráulica).

Propiedades de los fluidos de perforación a emplearse en función de la barrena

elegida.

Columna litológica de las formaciones a perforar.

4.2 LOCALIZACIÓN DEL POZO AH

Coordenadas:

20°31'17.03"N

97°32'4.06"O


60

Mapa 1. Pozo AH localizado en Google Earth

4.3 FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA

4.3.1 ÚBICACIÓN FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA

Se localiza en la porción centro-oriental de la República Mexicana, comprende

desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz,

las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, norte de

Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata 200 m. Limita al norte con

la porción central de la Cuenca de Burgos, al sur con la Cuenca de Veracruz, al

oeste con el frente del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y al este con

aguas territoriales en la Provincia de Cordilleras Mexicanas.


61

Mapa 2. Ubicación cuenca Tampico-Misantla

La Cuenca Tampico-Misantla cubre un área de 57,170 km2.


62

4.3.2 INFORMACIÓN DE POZOS

Tabla 5. Contiene información general para la cuenca Tampico-Misantla


63

Mapa 3. Localización de pozos


64

4.3.3 COBERTURA SÍSMICA

Los estudios de sísmica 2D principalmente se localizan en la porción en tierra de

la cuenca, las áreas sísmicas 3D se extienden dentro de las aguas territoriales del

Golfo de México, completando la cobertura de datos sísmicos de la cuenca.

Mapa 4. Línea sísmica 2D


65

Mapa 5. Cubos sísmicos 3D


66

4.3.4 ESTUDIOS MAGNETOMÉTRICOS

Mapa 6. Anomalía magnética de la zona Tampico Misantla


67

4.3.5 GRAVIMETRÍA

Se muestra la anomalía gravimétrica después de la corrección por aire libre, la

cual se define como la diferencia entre la aceleración gravitatoria causada por las

masas de la tierra que son generadas por la distribución de masas.

Mapa 7. Corrección por aire libre Tampico-Misantla

La cima del basamento se representa, mostrando los tipos de corteza en el Golfo

de México; Oceánica, Continental y Transicional de la corteza delgada a gruesas.


68

La Cuenca de Tampico-Misantla está localizada en la zona gruesa de una corteza

transicional.

Mapa 8. Golfo de México –corteza

4.3.6 MARCO CONVENCIONAL

Los campos convencionales de gas y aceite están localizados en los plays del

Jurásico Superior Kimmeridgiano, Cretácico y Terciario. Los campos principales

corresponden a calizas oolíticas del Jurásico Superior de la Formación San

Andrés. Calizas facturadas del Cretácico Medio en la Formación Tamán

(Localizado en el extremo de la Plataforma de Tuxpan), y rocas carbonatadas de

la Faja de Oro, la Formación El Abra (Albiano-Cenomaniano). La producción

asociada a los plays del terciario proviene de canales y lóbulos turbidíticos de las

trampas estratigráficas de la Formación de Chicontepec y depósitos de areniscas

intercaladas con lutitas de los plays del Mioceno-Plioceno.


69

Las rocas generadoras para la Cuenca Tampico-Misantla han sido definidas como

rocas arcillo-calcáreas de Jurásico Superior (Formaciones Pimienta, Tamán y

Santiago), y plays del Turoniano-Cenomaniano (Formación Agua Nueva).

Mapa 9. Recursos convencionales - Tampico Misantla

Se observa la discretización de la calidad de hidrocarburos, donde la gravedad del

aceite tiende a ser más ligera hacia el Oeste, cambiando a pesado e inmaduro

hacia el Este. Únicamente en la porción más proximal con la Sierra Madre Oriental

(poción occidental de la Provincia Tampico-Misantla), se tiene la presencia de gas

seco, indicando un mayor sepultamiento y procesos de calentamiento de las rocas

generadoras hacia estas porciones de la cuenca.


70

Mapa 10. Discretización de gravedad API

4.3.7 ELEMENTOS TECTÓNICOS

Es una cuenca de margen pasivo cuya geometría de bloques de basamento está

relacionada a la etapa de apertura del Golfo de México y que evolucionó a una

cuenca de antepaís formada en el Paleógeno, cuando el Cinturón Plegado de la

Sierra Madre Oriental fue emplazado al occidente de la cuenca.


71

Está conformada por los siguientes elementos tectónico-estructurales y

estratigráficos: el Alto de Tamaulipas y el Homoclinal de San José de las Rusias

(límite Norte), hacia el centro el Paleocañón Bejuco-La Laja, el Alto de la Sierra de

Tantima y el Paleocañón de Chicontepec, al sur limita con la Franja Volcánica

Transmexicana; al este se tiene el Alto o Isla de Arenque y el Alto de la Plataforma

de Tuxpan, hacia el oeste limita con el Frente Tectónico del Cinturón Plegado y

Cabalgado de la Sierra Madre Oriental.

Estos elementos estructurales han influido en la creación de diferentes unidades

litoestratigráficas con gran interés económico petrolero, como son:

Paleocañón Bejuco-La Laja: Se han perforado más de 140 pozos, estableciendo

producción en rocas fracturadas del Cretácico Inferior.

Paleocanal de Chicontepec. La importancia económica petrolera de este elemento

radica en que en él se encuentra el mayor porcentaje de reservas remanentes en

México, buena parte de los yacimientos actuales están estratigráficamente por

debajo del paleocanal.


72

Mapa 11. Elementos tectónicos

4.4 FORMACIÓN CHICONTEPEC

Localidad tipo: Los afloramientos de donde se originó el nombre y que

corresponden al Chicontepec superior están expuestos en la cresta de un

anticlinal a 2.5 km al oriente de Chicontepec, Veracruz.

Descripción litológica: Está constituida de Arenisca café amarillenta de hasta dos

pies de espesor con clástos afectados por intemperismo; asimismo, menciona la

presencia de inclusiones y segregaciones en arenisca muy dura de color gris


73

acero, los clástos parecen tener algo de material carbonoso y lignitico en los

planos de clivaje de la arenisca, no encontrándose hojas vegetales ni fósiles de

ningún tipo; la arenisca de la base está intercalada con arcilla amarilla y la

arenisca se vuelve más delgada y las bandas de arcilla se vuelven más gruesas

en la parte más alta de la sección; de la mitad para arriba de la montaña la

arenisca presenta clastos. Está constituida de lutita negra la cual intemperiza en

café, alternando con arenisca, de grano fino que intemperiza en café, en estratos

de pocas pulgadas a 3 o 4 pies de espesor.

Chicontepec inferior se divide en dos unidades, la primera de ellas (en la base)

constituida por lutita de color verde, glauconítica, con intercalaciones frecuentes

de lutita café-rojiza, dura, que varía de poco calcárea a calcárea; la arenisca es

poco común en esta parte y presentan un color gris ligeramente verdoso, con

grano muy fino, subredondeado, bien cementado con aglutinante calcáreo, en

ocasiones el material calcáreo es tan abundante que la arenisca puede

transformarse en caliza arenosa; presenta abundante bentonita de color verde,

rosa y algunas veces blanca; la cima de la Chicontepec inferior se caracteriza por

la presencia de lutita de color gris-verde, glauconítica, con intercalaciones de

arenisca de color gris ligeramente verdosa, con granos de tamaño fino,

subredondeados y cementados con material calcáreo, también se observa la

presencia de bentonita, pero en menor cantidad que en la cima; para la

Chicontepec medio, el autor menciona que está caracterizada por lutita de color

gris-verde y raramente de color café con intercalaciones frecuentes de arenisca de

color gris, de grano fino, principalmente de cuarzo, subredondeado a subangular

con aglutinante calcáreo, la bentonita es poco frecuente, y se presenta en color

blanquizco; el Chicontepec superior está representado por lutita ligeramente

arenosa de color gris-verde con intercalaciones delgadas de arenisca con granos

cuarcíferos, de subredondeados a sugangulosos de tamaño fino a medio, con

cementante calcáreo y raramente poco arcilloso; generalmente no se presenta

bentonita y solo raramente se observado con coloración gris ligeramente verde.

Chicontepec superior consta de capas de grano fino a medio de color gris y gris

oscuro de 5 a 10 cm de espesor con impresiones de gusanos marinos, huellas de


74

oleaje y restos de planta, alternan con esta arenisca, capas delgadas de marga

arenosa de color gris y de lutita de color gris azul.

Espesores: Los espesores se incrementan de sur a norte en el subsuelo; en Poza

Rica tienen un promedio de 370 m; 796 m en Furbero y 935 m en Palmasola;

registrando como espesor máximo 3300 m. En el área de Tamazunchale tiene un

espesor de 400 m. El espesor de esta unidad es variable tanto en la Cuenca de

Tampico-Misantla como en otras partes del sur de México (Veracruz, Tabasco y

Chiapas), reporta 1500 m entre Tancanhuitz y Chicontepec; asimismo, menciona

que se va adelgazando gradualmente hacia el sureste de manera que en San

Marcos, Puebla y Entabladero, Veracruz su espesor medio es de 900 m y cerca de

Misantla, Veracruz tiene solo de 220 a 250 m; además agregó que la mayor parte

de estos espesores corresponden a la Chicontepec inferior.

Distribución: Aflora al este de la Sierra Madre Oriental, en una franja de 18 a 40

km de ancho que se extiende desde Tancanhuitz, San Luis Potosí hacia el

sureste, ocupando la totalidad del área del Río Platón Calabozo y parte del área

del Río Cazones; asimismo, se reconoce en Coyutla y Sabaneta, Veracruz; en la

Hacienda Acmuxni, y aproximadamente a dos kilómetros de la margen noroeste

del Río Tecotepec. está expuesta en la parte occidental de la mitad sur de la

cuenca de Tampico-Misantla, desde Tancanhuitz, San Luís Potosí hacia el sureste

hasta cerca de Teziutlán, Puebla formando una faja de unos 260 km de longitud

por 30 km de anchura, paralela a los pliegues de la Sierra Madre Oriental; en el

subsuelo se le ha identificado al poniente de la Faja de Oro, en el extremo sur de

ésta y en el distrito de Poza Rica; en el sureste de México se le conoce en la parte

sur de la cuenca de Macuspana, Tabasco y en el extremo norte del estado de

Chiapas, de Pichucalco hacia el oriente.

Relaciones estratigráficas: Descansa algunas veces en forma discordante sobre la

Formación Méndez del Cretácico Tardío y están cubiertas a su vez por sedimentos

arcillosos de las formaciones Aragón o Guayabal del Eoceno; en el sur de México

(Región de Macuspana, Tabasco y en el norte de Chiapas), yace generalmente en

discordancia sobre la Caliza Cuayal del Cretácico y está cubierta por la lutita

Chinal.


75

Contenido paleontológico: Esta unidad es muy abundante en contenido fósil, el

cual está representado principalmente por foraminíferos. Se encuentran los

géneros Rotalia, Anomalina, Globorotalia, Textularia, Planulina, Bolivina, Flabellina

(miembro inferior); Cornuspira, Gumbelina y Globorotalia (miembro medio) y

Textularia, Hantkenina, Rectobolivina y Gaudryna (miembro superior). Se tiene la

presencia de Globigerina y Textularia para el Chicontepec superior; Cornuspira,

Globigerina y Gumbelina para el Chicontepec medio y anomalita, Aragonia,

Globorotalia, Gumbelina, Marssonella, Nodellum y Nuttallides para el Chicontepec

inferior; asimismo, menciona la presencia de algunos moluscos, fragmentos de

corales, briozoarios, equinodermos y restos de plantas. Existe la presencia de

icnofósiles de los géneros Lorenzinia, Cosmorhaphe, Helminthorhaphe,

Spirorhaphe y Paleodictyon de importancia paleoambiental.

Ambiente de depósito: Durante el depósito de la base del miembro Chicontepec

inferior, los sedimentos prevalecientes fueron posiblemente del tipo epirogénico,

actuando principalmente la erosión marina en un periodo relativamente corto y en

aguas de poca profundidad; durante el depósito de la cima, los sedimentos fueron

adquiriendo un carácter de ambiente orgánico del tipo flysch, pero con menor

cantidad de material arenoso que los depósitos típicos depositados en la antefosa

de Chicontepec; estos se depositaron cercanamente a la costa, en un lapso de

tiempo relativamente corto, adquiriendo un carácter arcillo-arenoso; al finalizar el

depósito del Chicontepec Inferior inició el levantamiento de la porción sur del área,

continuando durante el depósito del Chicontepec medio; este movimiento ocasionó

menor profundidad de las aguas, al mismo tiempo que el trabajo de erosión marino

era más intenso; finalmente, durante el depósito del Chicontepec superior,

continuó el mismo movimiento con mayor intensidad originando aún menor

profundidad de las aguas marinas y menor tiempo de depósito que las facies

anteriores, durante este depósito, el trabajo de erosión marina fue más fuerte

produciendo clásticos más gruesos y menos clasificados, a la vez que era mayor

el suministro de sedimentos terrígenos. Con base en observaciones de subsuelo y

superficie que esta unidad es una secuencia de turbidita depositada en aguas

profundas, determinado por la asociación de foraminíferos bentónicos. Con base


76

en la presencia de icnofósiles infieren una zona de máxima producción ecológica,

cuya icnocenosis fue formada a una profundidad abisal, bajo condiciones

oxigenadas. Se tiene la presencia de estructuras sedimentarias y menciona que

estas estructuras sugieren depositación por corrientes turbidíticas debajo de la

base de olas de tormenta como fue anteriormente implicado.

Edad: En los primeros estudios realizados sobre esta unidad se refieren a estas

rocas como del Eoceno.

Correlación: Chicontepec inferior es una facie arenosa equivalente en edad a la

formación Velasco que representa la facies arcillo-margosa.

Importancia económica: Las variaciones de la porosidad y de la permeabilidad,

tanto en el sentido lateral como vertical, se deben a una cementación parcial de

los elementos clásticos arenosos donde se acumulan hidrocarburos; los cuales se

han encontrado en cantidades variables y su explotación ha sido considerada de

importancia secundaría con relación a la rocas cretácicas; sin embargo

recomienda que se tomen en cuenta en el futuro. Es importante desde el punto de

vista petrolero, puesto que ha resultado productora de hidrocarburos en algunos

campos al oeste de la Faja de Oro (Soledad, Tlacolula, Aragón, así como en la

región de San Andrés). Estudios más recientes mencionan que los sedimentos

silisiclásticos cenozoicos desarrollaron importantes areniscas reservorios; tal es el

caso de las turbiditas de la Formación Chicontepec, la cual contiene una gran

cantidad de petróleo en el campo Chicontepec en el área de Tuxpan.

4.5 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL POZO AH

El pozo AH sirve con objeto de desarrollar el campo y se perfora desde la

plataforma, con el objetivo de incorporar a la producción reservas de 1.3 MMBP

aproximadamente. Se planea perforar un pozo tipo J modificado, cuyo objetivo

primario es alcanzar la formación Tamaulipas Inferior a 9920 pies TVD, con un

diámetro de pozo de 8 1/2 pulgadas.


77

A fin de obtener el objetivo, la configuración final del pozo es:

Se perfora verticalmente un orificio de 26 pulgadas hasta 300 pies, para

asentar un revestidor conductor de 20 pulgadas a 300 pies MD.

Se perfora verticalmente un orificio de 16 pulgadas hasta 2500 pies (KOP),

desde donde se inicia la perforación direccional construyendo un ángulo con un

DLS de 1.5°/100 pies, hasta alcanzar 28.00° de inclinación con un azimuth de

248° a 4367 pies MD; luego se continua perforando tangencialmente hasta el

final de la sección 100 pies por debajo del tope de la formación Otates. El

revestidor de 13 3/8 pulgadas se asienta a 5757 pies MD.

Manteniendo la inclinación y azimuth se perfora un diámetro de pozo de 12 ¼

pulgadas, atravesando las formaciones Otates, Tamabra, El Abra, Tamaulipas

Superior hasta 80 pies de la Formación Agua Nueva. El correspondiente

revestidor de 9 5/8 pulgadas, se asienta a 9303 pies MD.

Finalmente se perfora tangencialmente un orificio de 8 ½ pulgadas, hasta 9414

pies MD donde se forma un ángulo con un DLS de 1.5/100 pies, en la

formación San Felipe.

Luego se continúa perforando la formación Tamaulipas Inferior (objetivo

principal), hasta alcanzar la profundidad del pozo a 10785 pies MD- 10050 pies

TVD, donde se tiene 7° de inclinación con un azimuth de 248°. El liner de 7

pulgadas se asienta a 10785 pies MD.


78

Figura 31. Diagrama mecánico del pozo

En la configuración final del pozo se observan las siguientes etapas:

A) Diámetro del pozo de 26 pulgadas hasta 300 pies MD, revestidor de 20

pulgadas, 94 #, K-55, BTC.

B) Diámetro del pozo de 16 pulgadas hasta 5757 pies MD, revestidor de 13 3/8

pulgadas, 72 #, C-95, BTC.


79

C) Diámetro del pozo de 12.174 pulgadas hasta 9303 pies MD revestidor de 9 5/8

pulgadas, 47 #, C-90 BTC.

D) Diámetro del pozo de 8 ½ pulgadas hasta 10785 pies MD, Liner de 7 pulgadas,

26 # N-80, BTC (200 pies Over Lap).

Para éste pozo se estima un tiempo de perforación de 30 días.

4.6 INFORMACIÓN DE POZOS VECINOS

Un análisis objetivo de los pozos de correlación (pozos offset) ofrece la

oportunidad de comprender las condiciones en el fondo del pozo, las limitaciones

en la perforación y en algunos casos, la adecuada selección de barrenas, también

consideran los registros o récords de las barrenas y la formación con el pozo a

perforar.

4.7 REGISTRO DE BARRENAS

En cada pozo se lleva un registro de las barrenas en uso con la finalidad de

conocer los detalles del trabajo cumplido en cada jornada, a fin de determinar los

factores que mejoran o reducen el desempeño de la perforación y usarse en la

próxima jornada. Los factores son los siguientes:

Condición de la barrena anterior que se usó en el pozo, por ejemplo una

barrena nueva o reutilizada.

Parámetros operacionales de la corrida anterior.

Recomendaciones y observaciones sugeridas en la perforación de dichos

pozos.


80

NO. TAMAÑO

(PULGADAS)

TIPO DE

BARRENA

PROFUN-

DIDAD

HACIA

FUERA

GALO-

NES

POR

MINU-

TO

PESO

SOBRE

LA BA-

RRENA

REVOLU-

CIONES POR

MINUTO

VELOCIDAD

DE PERFO-

RACIÓN

(PIES/HRS)

COMENTARIOS

1 26 GTX-CG1 228 340 2-15 70 35 La barrena

salió en su

diámetro con

sus conos

efectivos y

no presentó

caracterís-

ticas de

desgaste.

2 17 1/2 GTX- CS1 470 500 10-18 100 56 La barrena

saltó en su

diámetro y

presentó un

desgaste

normal en su

estructura de

corte WT y

un mínimo

daño en el

extremo.

3 16 HCD605 3281 1000 4-26 200 137 La barrena

salió en su

diámetro y

no presentó

desgaste.


81

3R 16 HCD605 5840 880 6-22 60 66.89 La barrena

presentó un

desgaste

mínimo en

los

cortadores

del gauge y

sin desgaste

en sus

cortadores

internos

además se

encuentra

1/16

pulgadas

fuera de su

diámetro

original.

4 12 ¼ HCD605Z

X

7547 500 2-28 40-50 49.75 En superficie

indica

desgaste

normal y

algunos

cortadores

rotos,

adicional-

mente se

encuentra en

su diámetro.


82

5 12 ¼ MXL-CS20 7977 790 8-35 60-70 23-45 En superficie

muestra

desgaste

normal en la

cresta de sus

insertos de

carburo de

tungsteno,

adicionalme

nte se

encuentra en

su diámetro.

6 12 ¼ HCD605 8830 790 10-20 60-80 50 En

superficie,

muestra

desgaste

mínimo en

su estructura

de corte en

algunos

cortadores

astillados,

adicionalme

nte se

encuentra en

su diámetro

original.


83

7 8 ½ HCM506Z 10250 490 10-20 60-80 50 En superficie

presenta

desgaste

mínimo en

su estructura

de corte con

algunos

cortadores

astillados,

adicionalme

nte se

encuentra en

su diámetro.

Tabla 6. Bitácora de la perforación


84

Gráfica 7. Vista de pozos vecinos en plano de cuadrícula

4.8 SELECCIÓN EN FUNCIÓN DE LA FORMACIÓN PERFORADA EN POZOS

VECINOS

Si se cuenta con buenos datos sobre las formaciones que deben perforarse en el

intervalo de interés, se puede seleccionar con mejor criterio la estructura óptima

de corte y la densidad que requiere la aplicación, sea de barrena tricónica o de

diamante.

La siguiente lista resume los principales tipos de formaciones a perforarse en

orden decreciente de dificultad. Las formaciones que se consideran aptas para

utilizar las barrenas PDC son las que van del 1 al 7. En ciertas aplicaciones se

usan para perforar areniscas blandas y algunas evaporitas (del tipo 9, 10, 11). Las

formaciones de tipo 12 o de mayor número no se recomienda perforar con

barrenas PDC.


85

1. Arcillas

2. Mudstone

3. Marla

4. Evaporita

5. Yeso

6. Lutita

7. Limo

8. Arenisca

9. Anhidrita

10. Caliza

11. Dolomita

12. Conglomerado

13. Horsteno

14. Rocas volcánicas

4.9 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS

VECINOS

Los registros geofísicos de los pozos vecinos son fuente de información de las

características de las formaciones que se atraviesan. Existen una gran variedad

de registros, cada uno diseñado para proporcionar diferentes propiedades de las

rocas.

Estos registros se usan en los casos en los que se evalúa principalmente la

aplicación de la barrena PDC.

Los registros que se usan son de neutrón compensado, rayos gama, sónico,

densidad y resistividad.

4.10 PERFIL DIRECCIONAL

El tipo de pozo direccional es un criterio cuando se seleccionan las características

de las barrenas, ya sean tricónicas o de diamante. Una ventaja de las barrenas de


86

diamante es su gran alcance y sus posibilidades cuando se trata de perforación en

sentido horizontal.

Gráfica 8. Vista en planta de pozo en cuadrícula


87

Gráfica 9. Perfil de pozo


88

4.11 POZO AT

La siguiente figura indica la variación de la relación de penetración en función del

tipo de barrena.

Gráfica 10. Comparación en la velocidad de perforación


89

La siguiente figura presenta el tiempo real de perforación de cada barrena

Gráfica 11. Tiempo de Perforación


90

La siguiente figura indica el tiempo total planeado para perforar el pozo AH

Gráfica 12. Presentación por días


91

4.12 ESPECIFICACIONES DE LAS BARRENAS A USARSE

1) Barrena de 26 pulgadas GTX-CG1 a 300 pies.

Figura 32. Barrena de 26 pulgadas GTX-CG1 a 300 pies.

Barrena de dientes con IADC 115.

Tiene 4 boquillas intercambiables que proveen una hidráulica adecuada para

ayudar a la limpieza del pozo y reducir el atascamiento de la barrena.

Excelente aplicación debido al efecto de sus dientes.

Protección de carburo de tungsteno en el calibre de los conos.

Barrena tipo tricónica.


92

2) Barrena de 16 pulgadas GTX-C1 a 500 pies

Figura 33. Barrena de 16 pulgadas GTX-C1 a 500 pies

Barrena de dientes con IADC 114.

Posee 4 boquillas intercambiables que proveen una hidráulica adecuada para

ayudar a la limpieza del pozo y reducir el atascamiento de la barrena.

Excelente aplicación debido al efecto de sus dientes.



93

3) Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies.

Figura 34. Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies

Figura 35. Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies


94

IADC M323

10 Boquillas intercambiables que aseguran excelentes condiciones de

enfriamiento y limpieza de los cortadores además de una adecuada remoción

de los recortes.

El gasto ideal está entre 900-1000 GPM para lograr un mejor rendimiento

posible.

Gran JSA 68.8 pulgadas, excelente remoción de recortes.

Diseño más estable qué limita daños por vibraciones.

Barrena tipo PDC.

4) Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies

Figura 36. Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies


95

Figura 37. Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies

IADC M323

Su diámetro permite desarrollar difíciles trabajos direccionales.

Cortadores con mayor resistencia al desgaste por corrosión e impacto.

7 boquillas intercambiables que dan excelentes condiciones de enfriamiento y

limpieza a los cortadores.

Gasto entre 850-900 GPM para lograr un mejor rendimiento de la barrena.

(HSI>2)

Gran JSA 33.1, para asegurar un buen desplazamiento de los recortes.

Barrena tipo PDC.


96

5) Barrena Tricónica de 12 ¼ pulgadas MXL-CS20DX1

Figura 38. Barrena Tricónica de 12 ¼ pulgadas MXL-CS20DX1

IADC 517

La hidráulica se diseña a fin de estar orientada a la estructura de corte de la

barrena optimizando la limpieza y mejorando la velocidad de perforación.

Protección adicional de diamante en las áreas del calibre para trabajar en

ambientes altamente abrasivos.

Insertos de carburo de tungsteno.



97

6) Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies

Figura 39. Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies

Figura 40. Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies


98

IADC M123

Posee cortadores pulidos los cuales reducen las fuerzas de corte, mejorando

significativamente la eliminación de recortes al aumentar la relación de

penetración.

Cortadores con resistencia superior al desgaste por abrasión e impacto.

8 boquillas intercambiables que dan excelentes condiciones de enfriamiento y


Barrena tipo PDC.

7) Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies

Figura 41. Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies


99

Figura 42. Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies

IADC M323

6 Boquillas intercambiables que dan excelentes condiciones de enfriamiento y


Gasto entre 500-550 GPM para lograr un mejor rendimiento en la barrena.

Diversos óptimo en su estructura de corte, calibre y JSA para trabajar en

ambientes.

Permite controlar la profundidad de corte que genera mayor estabilidad cuando

se debe perforar diferentes tipos de formación.

Barrena tipo PDC.


100

4.13 HIDRÁULICA

Tabla 7. Hidráulica de la barrena 12 ¼ pulgadas a 8363 pies


101

Tabla 8. Hidráulica de una barrena 8 ½ pulgadas a 10785 pies


102

4.14 ANÁLISIS DE RENDIMIENTO DE CADA BARRENA

Tricónica GTX- CG1, sección de 26 pulgadas dientes de acero

Se perforó un intervalo total de 319 pulgadas desde superficie con poco peso

sobre la barrena a fin de mantener la verticalidad y minimizar la tendencia al

embolamiento.

Tricónica GTX-C1, sección de 16 pulgadas dientes de acero

Se inicia la perforación de la sección 16 pulgadas, los parámetros se incrementan

gradualmente a medida que avanza la perforación hasta la profundidad de 500

pies. En ésta corrida se perforó un total de 181 pies en 2.88 horas dando un

rendimiento promedio efectivo de 62.85 pies/hrs.

PDC HCD605, sección de 16 pies

La barrena perforó hasta la profundidad de 2874 pies en 18.46 horas con un ROP

de 155.63 pies/hrs y deslizando 623 pies en 6.15 hrs. Una vez llegado a las 40 hrs

de perforación según el programa se realiza el viaje a superficie para ampliar el

TFA para poder llegar a TD de ésta sección, perforando un total de 3497 pies en

24.62 horas con un rendimiento promedio efectivo de 142.06 pies/hrs.

PDC HCD605, sección de 16 pulgadas

Se reinicia la perforación de la sección 16 pulgadas con TFA- 1.2, llegando a

profundidad de asentamiento del casing de 5716 pies (88 pies). En ésta jornada se

perforó un total de 1719 pies a 62.55 pies/hrs.


103

PDC HCD605X, sección de 12 ¼ pulgadas

Esta barrena perforó con sarta direccional un intervalo total de 2195 pies en 79.27

horas con una velocidad de perforación 27.69 pies/hrs, rotados fueron 2043 pies

en 67.83 hrs y deslizados un total de 152 pies en 11.43 hrs.

Una vez llegado a 7911 pies se realiza el viaje a superficie para cambiar a la

barrena tricónica.

Tricónica MXL-CS20DX1, sección de 12 ¼ pulgadas

Se bajó una barrena tricónica de insertos de carburo de tunsteno IADC 517, la

misma perforó un intervalo total de 462 pies en 19.68 hrs, con parámetros de 780

gpm, 60 rpm y el peso sobre la barrena desde los 8 hasta los 48 klb en su

trayectoria.

Una vez llegado 8373 pies, según el programa de perforación se realiza el viaje a

superficie para realizar el cambio de barrena Tricónica a PDC para así llegar al TD

de la sección según el plan de perforación.

PDC HC604S, Sección de 12 ½ pulgadas

Esta barrena de 4 aletas y cortadores de 19 mm brinda un buen desempeño

perforando 330 pies en 12.05 hrs, con una velocidad de perforación de 27.39

pies/hrs por razones de presión y torque.

Debido a que el comportamiento de BHA no es el esperado se decide realizar el

viaje a superficie para una nueva configuración, al ser inspeccionada la barrena se

constató su buen estado por lo que se decidió volver a bajarla.


104

PDC HC604S, Sección de 12 ¼ pulgadas

Esta barrena de 4 aletas brindó un buen desempeño perforando 413 pies en 12.60

hrs, con menores parámetros operacionales por motivos de presión, con un ROP

de 32.78 pies/hrs. A 9116 pies se decide que el TD sea a ésta profundidad.

PDC HCM506Z, Sección de 8 ½ pulgadas

La barrena perforó 1724 pies en 31.62 horas con un ROP DE 31.62 pies/hrs,

mostrando un buen rendimiento al perforar.

CONCLUSIONES

Para la selección de barrenas se debe valorar la abrasividad de la roca.

La barrena es el primer elemento de la sarta de perforación, la cual tiene la

función del contacto y penetración de que se perfora la formación y es la

encargada de cortar, romper y/o triturar la roca mediante movimientos giratorios.

Existen varios tipos de barrenas de cortadores fijos; la mayoría están

formadas por cuerpos de carburo de tungsteno con cortadores de diamante

policristalino compacto (PDC). Aunque también existen las de cuerpo de

acero con cortadores de PDC y las barrenas de cuerpo de carburo de

tungsteno y PDC con cortadores de diamantes naturales ó impregnados.

Existen parámetros y condiciones de logística que pueden influir de diferente

manera en el rendimiento y costo de la barrena durante la operación. Es

importante definir estos parámetros y condiciones. Los parámetros de perforación

se definen como gasto óptimo de operación, peso sobre la barrena,

revoluciones por minuto, torque y arrastre. Por otro lado, la mala planeación de la

logística de materiales repercute en el abastecimiento de estos, provocando

retrasos en la operación.

Es importante una buena selección de barrenas dado que se genera una

mayor relación de penetración, a fin de reducir los costos de perforación.

Existen diferentes métodos para la selección de barrenas y para estimar la

relación de penetración.

RECOMENDACIONES

Con el pozo AH se perforó desde la plataforma, incorporando a la producción

reservas de 1.3 MMBP. Se planeó perforar un pozo tipo J modificado, cuyo

objetivo primario alcanzó la formación Tamaulipas Inferior a 9920 pies TVD, con

un diámetro de pozo de 8 1/2 pulgadas. Se recomienda el desarrollo de las

siguientes etapas para formaciones y tipos de pozos similares:

Diámetro del pozo de 26 pulgadas hasta 300 pies MD, revestidor de 20

pulgadas, 94 #, K-55, BTC.

Diámetro del pozo de 16 pulgadas hasta 5757 pies MD, revestidor de 13 3/8

pulgadas, 72 #, C-95, BTC.

Diámetro del pozo de 12 174 pulgadas hasta 9303 pies MD revestidor de 9 5/8

pulgadas, 47 #, C-90 BTC.

Diámetro del pozo de 8 ½ pulgadas hasta 10785 pies MD, Liner de 7 pulgadas,

26 # N-80, BTC (200 pies Over Lap).

ANEXO

1. POZO AH

Gráfica 13. Descripción Geológica del pozo AH

Gráfica 14. Descripción Litológica del pozo AH


Tabla 9. Geología estimada

2 POZO AT, POZO VECINO

Gráfica 20. Descripción Geológica del pozo AT

Gráfica 21. Descripción Litológica del pozo AT

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