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Disparar una longitud de 164 m en arenas moderadamente consolidadas y altamente laminares en un pozo de Aguas Ultra Profundas del Golfo de México implicó un gran reto por el riesgo de ser la longitud más larga disparada en un pozo con un tirante de agua de 2601 m. Los resultados fueron favorables teniendo un área abierta al flujo (AOF) mayor a la esperada con lo cual se tuvo un incremento en la producción del pozo en un 30%. Mediante la prueba de presión-producción se logró evaluar el potencial productivo de la formación así como las características del sistema roca-fluido. El presente trabajo muestra el desarrollo y análisis de resultados durante la prueba de presión-producción mediante la técnica de disparos shoot and pull con aparejo TCP-DST. La información presentada se enfoca exponer las ventajas de aplicar este tipo de método para la evaluación de yacimientos en Aguas Profundas. El proceso en el flujo de trabajo que se adoptó ayudó el éxito de la prueba y con ello, la obtención de resultados mejores a los esperados.

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En 1998 PEMEX realiza una investigación del desempeño de cargas para disparos en formaciones duras, utilizando blancos de caliza o granito en una tubería de 9 5/8” con cemento alrededor siendo en esa época el estándar de la industria API RP 43. Actualmente el Activo de Exploración de Aguas Profundas realizo pruebas en rocas bajo el nuevo estándar API RP 19B sección 4 con la finalidad principal:  El control de arena (el estudio de colapso del túnel)  Desempeño de la cargas bajo condiciones de yacimiento Los resultados serán considerados en la base de datos de los simuladores de disparos para obtener un mejor resultado en las simulaciones y poder elegir la carga que presente el mejor desempeño.

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Hoy en día existen una gran cantidad de yacimientos de petróleo o gas ubicados cerca de formaciones no consolidadas tales como domos salinos las cuales tienen la tendencia a moverse. Esto trae como consecuencia dos problemas importantes asociados a la producción de petróleo, en este caso la falla de la tubería de revestimiento debido a las cargas impuestas por el movimiento de la formación y la producción de arenas con los fluidos del yacimiento lo cual representa un problema durante la etapa inicial de producción. Este estudio se enfoca a analizar la respuesta estructural no lineal de la tubería de revestimiento debida a la presión externa generada por la formación no consolidada que en este caso es una presión externa no uniforme alrededor de la periferia de la tubería, lo cual resulta detrimental para la resistencia al colapso del tubo en comparación con las resistencias estimadas asumiendo una distribución uniforme de dicha presión externa. Esta investigación presenta los resultados del análisis numérico mediante la técnica del método de elementos finitos de diferentes escenarios de carga de colapso en la tubería y compara su respuesta mecánica a la aplicación de presiones externas uniformes, no uniformes y la combinación de las mismas. Los resultados de los análisis indican que la aplicación de presiones externas no uniformes pueden provocar una falla por colapso o que la tubería se ovale de manera significativa, lo cual trae como consecuencia para ambos casos la obstrucción total o parcial del pozo impidiendo el movimiento de equipo de perforación.

Calificación:

El desarrollo de la Prueba de Integración de Fábrica (FIT) fue realizada en las instalaciones de la compañía en la Ciudad de Aberdeen, Escocia, del 28 de septiembre al 2 de octubre del 2015, consistió en interconectar todos los componentes del sistema IWOCS (Installation/Workover Control System) del árbol submarino, posteriormente fueron efectuadas pruebas hidráulicas y eléctricas del sistema simulando las funciones contempladas para operar el árbol durante la ejecución de la terminación, validando su funcionalidad, compatibilidad, comunicación, integridad e inclusive la validación de los sistemas de desconexión y paro por emergencia. Logrando identificar hallazgos de las pruebas realizadas e interfaces del sistema durante las pruebas para dar atención a las mismas.

Calificación:

La historia de producción reciente del Activo de Producción Veracruz está enfocada a gas seco alcanzando una producción de 1,012 MMPCD en 2008. La mayoría de los pozos se han perforado desde macroperas a fin de reducir el impacto ambiental. En 2004 se perforaron pozos horizontales en terciario con diferentes geometrías y terminaciones y a medida de que se disponía de más información se seleccionaron las mejores opciones. En este trabajo se discuten las terminaciones empleadas en pozos horizontales de gas. Por otra parte, recientemente se han descubierto campos de aceite en el Mioceno Medio que ofrecen una buena oportunidad para incrementar la producción de aceite. En 2015 y 2016 se realizó la perforación y terminación de 2 pozos horizontales utilizando ICD para retrasar el avance del contacto agua-aceite, tecnología no utilizada anteriormente en el Activo. Tanto en los pozos de gas como en los de aceite se ha realizado el Modelado avanzado de terminaciones horizontales, para analizar las diferentes opciones y seleccionar la que nos genere la mayor productividad asegurando retrasar la irrupción de agua.

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