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El reto de la sección de 6 1⁄2’’ del pozo exploratorio A, era de perforar la sección mencionada a través de las formaciones de Cretácico y Jurásico con una compresibilidad de 15 hasta 30 Kpsi considerando la presencia de hasta 10% Pedernal bajo un ambiente de alta temperatura. La presencia de pedernal era incierta y por ello el programa original consideraba el uso de sistemas convencionales (Barrena PDC y sistema rotatorio) para perforar la sección.

Calificación:

Diseño integral de sarta de perforación, con implementación de sistema rotatorio, ampliador hidráulico de múltiple activación y nuevo diseño de Barrena AxeBlade, maximizan el desempeño de perforación logrando ahorros en tiempos en el pozo AA. El objetivo de dicho pozo Exploratorio de Aguas Someras era perforar la sección de 12 1⁄4” x 14 1⁄2” en una sola corrida, atravesando el domo salino hasta el asentamiento en paleoceno. Debido a la incertidumbre en la ventana geomecánica asociada a un pozo exploratorio, el plan consideraba la posible utilización de tubería de revestimiento de 11 7/8”, en caso de no ser necesaria, se trataría de alcanzar la profundidad de asentamiento de TR de 9 7/8”. Para realizar este trabajo se consideró el uso de un Rhino XC 11625 (ampliación a 14 1⁄2”) con capacidad de múltiple activación permitiendo desactivar la herramienta en el momento en que ya no fuera necesario el asentamiento de revestidor de 11 7/8” para continuar perforando convencionalmente en diámetro de 12 1⁄4” y asentar la tubería de asentamiento de 9 7/8’’. La barrena utilizada fue el nuevo diseño tipo AxeBlade con cortadores Axe* (16mm) que combina las estructuras de corte de una barrena PDC y Triconica en un mismo cortador, es decir cizalla y tritura la roca al mismo tiempo.

Calificación:

El proceso de incorporar y reclasificar nuevas reservas de petróleo en el área del Golfo de México es parte de una estratégica sólida de las empresas operadoras que aplican para competir y obtener buenos resultados. Permitiéndoles dirigir el negocio y fortalecer sus perspectivas de éxito en el largo plazo. Es por eso, que los pozos perforados deben cumplir con el potencial económico petrolero comprometido para ampliar el área de oportunidad y continuar con procesos comerciales exitosos. Los objetivos tienen fin de encontrar producción comercial económicamente explotable, en condiciones de pérdida total de circulación y formaciones intercaladas principalmente de calizas, pedernal y dolomías. El perforar este tipo de formaciones impacta en la competitividad de las operadoras, elevando los costos por insumos y logística asociada a la construcción del pozo. Así mismo se afecta el índice de construcción y desempeño de perforación. Este tipo de ambientes generan daños severos en la estructura de corte de las barrenas y herramientas, elevando el riesgo falla mecánica e integridad del pozo. La planeación incluyo el análisis de perforación de pozos correlativos, donde el desempeño de barrenas de insertos de carburo de tungsteno (TCI) no cumplía con las expectativas competitivas de perforación y desempeño óptimo para las metas actuales de la industria. Para resolver estos retos, la operadora y la compañía de servicios evaluaron conjuntamente los riesgos, lo que se tradujo en un plan de acción para proponer nuevos diseños de barrenas encontrando resultados exitosos y favorables para generar rentabilidad en la construcción de pozos exploratorios.

Calificación:

'Los hidrocarburos localizados en los objetivos del Mesozoico de la Región Marina Suroeste (5500 – 6100 m TVD) compuestos principalmente de carbonatos naturalmente fracturados con alta dureza (25-30 psi) representan retos complejos de perforación debido a las condiciones de alta presión y temperatura, con temperaturas superiores a 175 C y presiones de formación que varían entre 10 a 20 Kpsi, las cuales representan condiciones extremas y un reto para alcanzar el éxito durante la perforación. Algunos ejemplos de las dificultades operativas presentadas durante la perforación de pozos en dichas condiciones se pueden mencionar: fallas de herramientas de mediciones (MWD, LWD) y de control direccional con electrónica; en caso del uso de motor de fondo, implica consumo de tiempo debido al deslizar a estas profundidades y alto riesgo de pega de tubería, lo que resulta técnicas pocas eficientes. El uso de una sarta de perforación (BHA) estabilizado en este tipo de formación normalmente aumenta el riesgo de no alcanzar el objetivo geológico por pobre control direccional. Este tipo de eventualidades genera un número extra de viajes (a superficie y fondo) y un bajo desempeño en cuanto al avance diario en metros perforados. Como ejemplo, tres pozos perforados anteriormente en un campo de la Región Marina Suroeste presentando las condiciones anteriormente señaladas, no lograron mantenerse acorde a la curva de tiempo planificada, producto de múltiples fallas en herramientas de perforación direccional combinada con una baja tasa de penetración. Ingenieros de diseño de Pemex y Schlumberger trabajaron en conjunto para visualizar y encontrar la propuesta adecuada para el próximo pozo a perforar en este campo, la opción viable fue a través de la implementación y combinación de nuevas tecnologías (RSS HPHT-200, PowerDrive Orbit, barrenas PDC Stinger) y la aplicación de las buenas practicas operacionales para este tipo de ambientes no convencional (procedimiento de enfriamiento de herramientas). La aplicación de estas tecnologías y practicas operativas permitió que en la sección 8 1⁄2 “ del nuevo pozo perforado se lograra establecer un récord de ROP en el campo de 3.84m / h, lo cual representa un 16% más alto que el mejor registro anterior. Esto resultó en una 1.35 MUSD ahorros, que son equivalentes a 9 días menos de perforación. El nuevo pozo perforado, denominado en este trabajo Pozo A, culminó con una temperatura máxima de 173 oC y 16,000 psi de presión, esto con la ayuda del RSSHPHT-200, el nuevo sistema rotatorio navegable de alta presión / temperatura.

Calificación:

'Este trabajo habla sobre el proceso que se siguió para mejorar continuamente el diseño del ensamblaje de fondo con sistemas rotatorios para solucionar graves problemas de tiempos no productivos y altos tiempos de perforación en importantes campos de la región Marina Sur-Oeste. Se describe también como se llegó al sistema óptimo mediante la combinación de diferentes tecnologías de perforación y empleando ideas innovadoras del equipo de trabajo.

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