201203 CIPM-MAR-2012 (6)

Número: 6 Año: 2012 Reynosa, Tamaulipas Marzo

Una Mirada a

La Ciencia: El desastre petrolero,

seis meses después

La tecnología es el factor clave de la producción en lutita y de reducir al mínimo el impacto ambiental.

El metano en los pozos de agua no esta relacionado con el fracturamiento hidraulico

Como crear tu base de datos en Access 2010

(Subformularios)

COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO, A.C.

BLV. LÁZARO CÁRDENAS Y BLV. MORELOS. CD. REYNOSA, TAMPS.

SECCIÓN REYNOSA

DIRECTIVA LOCAL 2011-2013

PRESIDENTE

Ing. Zacarías Moisés Contreras

VICEPRESIDENTE

Ing. Carlos Rangel Hernández

PRIMER SECRETARIO PROPIETARIO

Ing. José Durán Tinoco

SEGUNDO SECRETARIO

PROPIETARIO

Ing. Fernando Martínez Ballesteros

PRIMER SECRETARIO SUPLENTE

Ing. Hiram Trujillo Vargas

TESORERO

Ing. Miguel Linares Rodríguez

SUBTESORERO

Ing. José Othón Martínez Rivas

PROMOCIÓN E INTEGRACIÓN

GREMIAL

Ing. Gerardo Avendaño Zarza

CONFERENCIAS

M.I. José Manuel García Ortega

FESTEJOS

Ing. Salvador Oropeza Bárcenas

BOLETÍN INFORMATIVO

Ing. Gerardo Avendaño Zarza

Ing. David Ábrego Alvarado

JUBILADOS

Ing. Fernando Martínez Ballesteros

Contenido Editorial Hoy en la historia Cómo crear tu base de datos en Access 2010 (VI) Una mirada a la ciencia La Tecnología es el factor clave. El metano en los pozos de agua Lo que todo ingeniero debe saber Código de Ética

Portada: Conmemoración de la expropiación petrolera. Publicación digital mensual del Colegio de Ingenieros Petroleros de México A. C., Sección Reynosa. Blv. Lázaro Cárdenas esquina con Blv. Morelos, Ciudad Reynosa, Tamaulipas. Año 1 Número 6 correspondiente a Marzo de 2012. Distribución gratuita. Toda correspondencia deberá dirigirse al Colegio de Ingenieros Petroleros de México A. C. a la dirección electrónica: [email protected] donde se recibirán y atenderán participaciones técnicas, material gráfico del ámbito petrolero, anécdotas de trabajo y sugerencias para la mejora de la presente publicación.

mailto:[email protected]







Editorial

¡La primavera! Es el momento en que la fantasía del joven se convierte en amor, de acuerdo con Lord Tennyson. Pero si el joven se encuentra trabajando en la industria del petróleo y gas, ésta se convierte en tiempo de reajuste de expectativas para el próximo año. Sí, es esa época del año cuando se programan o se planean las previsiones anuales para poblar las publicaciones comerciales de la industria para el 2012. Recuerde que un aumento de dos dígitos en el gasto de capital era precursor temprano de una mayor expansión en el mercado interno y de perforación adicional, visualizando un escenario internacional que estaría al borde de un significativo aumento de actividad. El relato fue bonito mientras duró. Pero algo curioso sucedió en el camino hacia la primavera de 2012. En el plano interno, el precio del gas natural por Mcf cayó por debajo del valor de un café con leche grande de Starbucks. La perforación de gas natural siguió su ejemplo, con importantes descensos en el recuento de los equipos de perforación. En el momento en que los ingresos terminaron por bajar a principios de marzo, los operadores aún estaban discutiendo los reducidos presupuestos nacionales para cualquier proyecto que involucrara metano. Entonces, ¿dónde nos deja eso para el 2012?. Simplemente en reducir los esfuerzos de perforación en yacimientos de gas. La buena noticia es que los operadores, deben ver alivio de la escalada de los costos sobre el terreno. Ahora que el mercado del gas se está debilitando, los activos están rotando hacia las obras de líquidos. Internacionalmente, las operaciones costa afuera como en aguas profundas se han desarrollado rápidamente como muestra el impulso en África Occidental, Brasil y el Golfo de México. A finales de año, la aceleración de la opresión en el segmento de aguas ultra profundas, debe aumentar el número de los equipos de perforación y presionar sobre la disponibilidad de los mismos, tanto para aguas profundas como para segmentos de agua medio profunda. Mientras tanto, el mercado da todas las señales de mejora a nivel mundial. En algunos casos, se trata de mercados como Oriente Medio, donde los saudíes se están expandiendo con programas para compensar posibles interrupciones en los suministros mundiales. Más cerca de casa, la plataforma del Golfo de México se ha vuelto más interesante, ya que pasa por la consolidación. Tal vez es el indicador más notable de que los tiempos están cambiando. Esto es algo para agitar la fantasía de un joven. Muchos retos se avizoran para la Ingeniería Petrolera y es necesario prepararse para lo que depare el futuro.

OBJETIVO Los objetivos que rigen a la vida del Colegio comprenden: Contribuir y promover el progreso y fortalecimiento de la Ingeniería Petrolera en todos sus campos de actividad, para el mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, fluidos del subsuelo del país, así como fomentar la investigación tecnológica en dichas áreas. Pugnar por la fraternidad y el desarrollo profesional de sus colegiados a través de la actualización, y la superación académica y tecnológica. Impulsar el ingreso de los ingenieros petroleros en el mercado de trabajo y promover que en los puestos donde se requieran conocimientos propios de la profesión y en las áreas estratégicas de la industria petrolera, éstos sean ocupados preferentemente por sus colegiados.

Colegio de Ingenieros Petroleros A.C. Sección Reynosa - 4 -

A partir de 1914, con el cambio de régimen, el Instituto colaboró con el gobierno de Venustiano Carranza para apoyar las tareas de los Agencias de Inspección Fiscal que se instalaron en Tampico, Tuxpan y Minatitlán. En los laboratorios del Instituto se estudiaban las muestras geológicas levantadas por los inspectores fiscales, además, éstos recibían capacitación en sus instala-ciones. Sin embargo, los peritos del Instituto enfrentaron problemas para supervisar la actividad petrolera, bien fuera porque el trabajo pericial no era

adecuadamente hecho por los mismos inspectores fiscales, bien porque las compañías no proporcionaban la infor-mación completa, o verídica, o simple-mente no la proporcionaban a la autoridad. El Instituto Geológico colaboró con la Secretaría de Fomento con los informes geológicos de algunos de sus peritos, por ejemplo, el ingeniero Juan de Dios Villarello visitó en febrero de 1910, el campo de la Compañía Juan Casiano en Tuxpan; el ingeniero Santiago González Cordero visitó los pozos de la Compañía del Pánuco y Tamesí; y el ingeniero Andrés Villafaña, en 1914, realizó el informe geológico de uno de los Pozos de la compañía El Placer, en Pánuco. En octubre de 1917, el Boletín de Instituto Geológico publicó una recopilación de artículos especializados hecha por Miguel Bustamante y de este mismo autor, un amplio estudio especializado denominado “El petróleo de la República Mexicana”. A decir de Bustamante, Ezequiel Ordóñez le encargó hacer la recopilación –segura-mente cuando éste era aún director del Departamento de Exploraciones y Estu-dios Geológicos- nombre que tomó en ese año el Instituto Geológico-. El estu-dio de Bustamante fue un trabajo sin precedente en la bibliografía mexicana de entonces, “cuyo espíritu no ha sido realmente el de la vulgarización, sino que son trabajos áridos, que sólo los sabios pueden aprovechar y de los cuales el público apenas si llega a tener

En cuanto a la región de El Ébano, apuntó, luego de haber hecho el análisis topográfico y geológico: “La estructura que acabo de indicar es muy poco favorable para la acumulación de grandes cantidades de chapopote, porque la pequeña inclinación de las capas no facilita la emigración de ese compuesto por los planos de estratificación de estas capas, planos tan poco inclinados que el chapopote no puede vencer las resistencias que se oponen a su ascenso por esos planos. Por eso, en vez de acumularse en las crestas de los anticlinales, queda diseminado en una gran extensión, formando lentes aisladas imposible de localizarlas desde la superficie del terreno”. En opinión de Villarello, el petróleo, acompañado de gases, que escapaba por las numerosas chapopoteras al pie de las colinas basálticas –como el cerro La Pez, ubicado por Ordóñez- “[la cantidad que] ha salido por estos manantiales, es generalmente pequeña, así como la producción de los referidos manantiales”. El petróleo en todas las chapopoteras de esta región de la huasteca, reportado por el ingeniero, era “viscoso, sulfurado y es-caso, evaporado, oxidado y en parte endurecido”. Lo que hacía difícil su extracción, ya que había que bombearlo mediante un procedimiento costoso; también se intentó inyectar vapor al pozo para hacer subir el chapopote, pero la producción no era mucha. Fue en estas condiciones que Villarello, no recomendó la explotación comercial en El Ébano en 1902. Sugería en cambio, buscar yacimientos de petróleo más ligero, más fluido y fácil de extraer. La publicación hecha por Villarello en 1908, incluyó el análisis de terrenos en Tantoyuca, Tux-pan, Papantla e Istmo de Tehuantepec; además, el estudio se refiere al origen del petróleo y su relación con otros minerales, la distribución del petróleo en el subsuelo, y la importancia económica de los campos petroleros en los lugares mencionados, y concluye con el análisis químico de su chapopote.

Edward Laurence Doheny, nació 10 de agosto de 1856 y falleció el 8 de septiembre de 1935.

Juan de Dios Villarello, nació 29 de abril de 1869 y falleció el 25 de agosto de 1943.

Chapopoteras.


En 1917, con motivo de la reorganización de la Secretaría de Fomento, a raíz de la entrada en vigor de la Constitución, “el Instituto pasó a depender de la Secretaría de Industria, Comercio y Trabajo, bajo cuya jurisdicción estuvo con el nombre de Departamento de Exploraciones y Estudios Geológicos, hasta el 16 de noviembre de 1929 en que pasó a depender de la Universidad, de acuerdo con la Ley Orgánica de la Universidad Nacional Autónoma, expedida el 10 de julio de 1929”. El ingeniero Leopoldo Salazar Salinas al tomar la Jefatura del Departamento de Exploraciones y Estudios Geológicos, en marzo de 1918, se propuso una gestión integral, dijo: “...una intensa labor de intercomuni-cación con los mineros, petroleros, ingenieros de minas, metalurgistas, so-ciedades científicas, cuerpos facultativos nacionales y extranjeros y, sobre todo, con los Departamentos de nuestro gobierno y muy en especial, con los que dependen de la Secretaría de Industria [...] para obtener la cooperación del Departamento de mi cargo [...] Esta labor de solidaridad entre las depen-dencias del gobierno entiendo que es de mucha importancia y enteramente acor-de con la saludable tarea de renovación que se está desarrollando”. A partir de entonces el trabajo del Departamento de Exploraciones y Estudios Geológicos trabajó estrecha-mente con las dependencias guberna-mentales, especialmente con la

Secretaría de Industria, Comercio y Trabajo, específicamente con su Sección Técnica del Petróleo. En los años veinte el Departamento res-pondió a las necesidades del gobierno federal para generar información y adquirir conocimientos tecnológicos de la industria petrolera en México y en el exterior y apoyó a la Universidad permitiéndole a sus estudiantes hacer prácticas de laboratorio en sus instalaciones. El Instituto Geológico no era más un lugar para el estudio teórico de la geología y sus actividades no tenían más el propósito de la propaganda gubernamental, ahora el Instituto respondía a necesidades más con-cretas del país en la visión de sus gobernantes. Tal vez un ejemplo claro de esta trans-formación sea el caso del jefe del Departamento, Leopoldo Salazar, que el 14 de agosto de 1922, hizo un singular recordatorio a uno de sus subalternos, el ingeniero Gonzalo Vivar, jefe de Geología de la Sección Aplicada al Petróleo: “Por conducto del señor secretario de este Departamento, encargué a usted hacia los últimos días del mes de julio próximo pasado, que se sirviera dicta-minar acerca de los trabajos que, en su concepto, corresponda emprender a la Sección a su cargo, en los campos petroleros del Golfo, que están ya en explotación. “Presumo que hubo una mala inte-ligencia en la transmisión de ese reca-do por parte del ingeniero Aguilar, o en su interpretación por parte de usted, pues, en lugar del informe que yo solicitaba me entregó la primeras cuatro primeras páginas de un estudio que emprendió y que parecen más adecuadas para un libro de texto de geología que para el objeto práctico y concreto que yo solicitaba [...] he creído conveniente y aún necesario precisar este punto en la forma en que lo hago, porque el trabajo que tendrá que emprender la Sección que está a su merecido cargo, es de gran importancia y responsabilidad y se

noticias vagas sobre su existencia”, en aras de difundir los conocimientos de la geología aplicada “que es la parte más útil de esta ciencia”, dio así otra orientación a las publicaciones del Instituto Geológico, “que las hagan más útiles a todos aquellos que se dedican a la explotación industrial de las riquezas del subsuelo mexicano”. En la recopilación, Bustamante publicó una sinopsis del trabajo de Villarello “Algunas regiones petrolíferas de México”, aparecido en el número 26 del Boletín, para entonces agotado; seguida de extractos de los artículos de Boverton Redwood titulado “Los yacimientos de petróleo en México”, parte de la obra Petroleum, cuya tercera edición se publicó en 1913. Redwood –refiere Bustamante- dividió los campos petro-líferos en México en tres zonas: la del Norte, la del Istmo de Tehuantepec; y la Tabasco y Chiapas; de Ezequiel Ordóñez publicó “Ejemplos probables de tubos de erupción”, publicados originalmente en las Memorias de la Sociedad Antonio Alzate, entre 1904 y 1905; de L. G. Huntley, “Campos petrolíferos mexi-canos”, publicado en 1915 en San Francisco California; de Everette de Golyer y Norman Olka, “El campo petro-lífero de Furbero”, también publicado en 1915 en San Francisco; del mismo año, el artículo de V. R. Garfias, “La región petro-lífera del Noreste de México”, publicado originalmente en la revista Economic Geology en el mes de mayo; de E. T. Dumble, “Yacimiento de Petróleo en el Oriente de México comparados con los de Louisiana y Texas”, publicado en Houston en 1915; la edición termina con el extenso estudio de Bustamante: “El petróleo en la República Mexicana” ya mencionado.

Museo de Geología de la Universidad Nacional Autónoma de México.


país. En ese breve periodo, la política educativa constitucionalista estuvo a cargo del ingeniero Félix F. Palavicini. Como funcionario del gobierno federal, Palavicini fue enviado en 1906 por el general Díaz a la ciudades de París, Francia; y Boston, en los Estados Unidos, para familiarizarse con los métodos de enseñanza técnica: planes de estudios, métodos y procedimientos; legislación, administración, disciplina y diseño de inmuebles escolares. Toda esa experien-cia traída por Palavicini sería incorporada a la educación técnica en México. Al tomar el cargo de Oficial Mayor y Encargado de Despacho de la Secretaría de Instrucción Pública y Bellas Artes, Palavicini empezó por hacer saber al recién nombrado rector, el ingeniero Valentín Gama, la penuria de la hacienda nacional, razón por la cual debería ajustar las actividades de la institución al apretado presupuesto asignado a la educación superior. Las indicaciones restrictivas afectaron a la Escuela Nacional de Ingenieros (ENI), a partir del ciclo escolar 1915, la Escuela debería circunscribir sus actividades a las carreras de ingeniero de Minas, Topógrafo, Civil, Arquitecto y Electricista. Además Palavicini pidió al rector Gama

que la Universidad elaborara un nuevo plan de estudios para la Escuela de Ingenieros que contemplara la aper-tura de la Escuela Práctica de Minas de Pachuca. El número de asignaturas debía limitarse a las estrictamente ne-cesarias privilegiando la parte práctica sobre la formación teórica. La política oficial pretendida por el ingeniero Palavicini para la educación superior, y para toda la educación en México, consistía en dar la enseñanza con un sentido eminentemente utilitarista, cuyo principal objetivo fuera el pre-parar a los estudiantes para la vida. Esta visión pragmática estuvo fincada en criterios económicos y sociales. Pareciera que si el nuevo régimen tenía graves problemas para financiar la educación, ésta debía responder, hasta donde fuera posible, a la capacitación para el desempeño de al-gún oficio o profesión que cuanto an-tes pusiera en el mercado de trabajo a hombres y mujeres técnicamente ca-pacitados. El ingeniero Palavicini lo ex-presó de forma por demás nítida a propósito de la reapertura de la Escuela Práctica de Minas: “Las carreras profesionales en México, deben hacerse con tendencias prác-ticas y en el menor tiempo posible.

necesita, para que la colaboración de usted y del personal a sus órdenes sea efectiva, que nos inspiremos en las mismas ideas, penetrándonos lo más íntimamente que sea posible, de las finalidades que perseguimos”. El tipo de información que el Departa-mento de Exploraciones y Estudios Geoló-gicos requería al Departamento del Petró-leo, a su Sección Técnica del Petróleo, a cargo del Ingeniero Carlos Sellerier, en agosto de 1922, era: I.- Cantidad de petróleo que puede conte-ner la caliza de Tamasopo, y la posibilidad de que se extraiga de ella un tanto por ciento del contenido, más o menos elevado. II.-Presión de los gases y su influjo sobre la producción, según la época en que se perforó. III.- Variaciones en la producción de los pozos y principalmente la producción inicial y la final. IV.- Efectos de la clausura de los pozos en relación especialmente con la presión de los gases. V.- Factores que rigen el decaimiento de los pozos. VI.- Separación que convenga dar a los pozos en las distintas zonas. VII.- Proporción de perforaciones más adecuada para la conservación de un campo petrolero por el máximo de tiempo. VIII.- La vida de los pozos en relación con su producción inicial y con el precio del petróleo. Semanalmente, el Departamento de Ex-ploración recibía los informes de los ins-pectores del Departamento del Petróleo. Aunque también recibía de las compañías petroleras que colaboraban con el gobierno datos geológicos de sus pozos.

La Escuela de Ingenieros y la Universidad

Nacional El triunfo de los ejércitos consti-tucionalistas en 1914 trajo consigo una nueva etapa para la Universidad Nacional. La institución fue reorganizada de acuerdo a las prioridades del nuevo régimen, al menos hasta que se definiera una política universitaria al ser promulgada la nueva Constitución para el

Ingeniero Félix Fulgencio Palavicini Loria, nació en Teapa Tabasco el 31 de marzo de 1881 y falleció en la ciudad de México el 11 de febrero de 1952.

Ingeniero Valentín Gama y Cruz, nació en San Luis Potosí el 21 de enero de 1861; Rector de la Universidad Nacional Autónoma de México (m. 1942).


Al inaugurarse en septiembre de 1910, a instancias de Justo Sierra, la Universidad había nacido con una responsabilidad a cuestas: “realizar en sus elementos supe-riores la obra de la educación nacional” tal como prescribía el artículo primero de la ley que la creó. La Universidad, no tenía árbol genealógico y no tenía nada que ver con la antigua Real y Pontificia Universidad de México. La nueva Univer-sidad representaba la negación de aque-lla otra novohispana incapaz de adap-tarse a los cambios culturales y políticos que la modernización ilustrada se im-puso en Europa América. La Universidad de don Justo Sierra cultivaría la ciencia como medio para lograr el progreso de la nación mexicana. Para ese fin, al formarse la nueva Universidad, queda-ron integradas a ella las escuelas na-cionales de enseñanza profesional que habían sido creadas en el siglo XIX: las escuelas de Medicina, Jurisprudencia, Ingenieros, Bellas Artes, Altos Estudios y la de estudios pre-profesionales, la Escuela Nacional Preparatoria. No es de extrañar, pues la filiación por-firista de la plantilla de profesores de la Universidad de Justo Sierra. Fue esa mis-ma Universidad la que apoyó al general Victoriano Huerta cuando derrocó al pre-sidente Francisco I. Madero. Menos extraño aún resulta la actitud descon-fiada que asumió el nuevo régimen cuando se trató de la contratación de profesores. Las nuevas autoridades edu-cativas pidieron a los candidatos su historial académico y político, ya que se esperaba que pertenecieran a la Univer-sidad sólo aquellos profesores “con antecedentes revolucionarios”. Se trató de purificar a la Universidad de todo elemento no afecto al nuevo gobierno. Los objetivos de la Universidad Nacional, en cuanto a la educación técnica, con los que apoyaría a la Revolución, deberían estar relacionados con la capacitación para el trabajo. Era el mismo esquema que se utilizaba en la educación que impartía la federación, sólo que aquí la educación universitaria ocupó una importancia menor en el orden de las prioridades del gobierno. De ahora en adelante, parte importante del

presupuesto federal destinado a la educación se orientaría a los niveles elemental, industrial y comercial. La consecuencia de esta estrategia fue el incremento en el número de insti-tuciones de este tipo. En 1915, año en que Carranza reformó la Secretaría de Instrucción Pública, ésta incluyó a dieciséis escuelas técnicas en la ciudad de México. La reforma ordenó la división de la Se-cretaría en Departamentos y Direc-ciones Generales, de éstas últimas se crearon las de Educación Pública y la de Enseñanza Técnica; la Universidad Nacional quedó integrada a la Secreta-ría como Departamento. La Dirección de Enseñanza Técnica es-taba orientada a dar capacitación es-pecialmente a las clases obreras, se trataba de preparar a los futuros in-dustriales, artesanos, comerciantes y obreros en general. La reforma lleva-da a cabo en 1915 ofrecía toda una serie de carreras de formación y es-pecialización técnica con el objetivo de que “logren multiplicar en el país obreros especialistas con los cuales pueda contarse en lo futuro para el desarrollo de nacionales industrias”. En 1916, el ingeniero Alberto J. Pani fue enviado a los Estados Unidos para que estudiara el sistema de enseñanza técnica de ese país, en una misión si-milar a la que diez años atrás había realizado Palavicini. Al regresar el mis-mo Pani se encargaría de formular una propuesta para las escuelas técnicas mexicanas. En cuanto a las escuelas superiores creadas por la Revolución en 1916 fueron la Escuela Práctica de Ingenieros Mecánicos Electricistas –en realidad se trataba de la antigua Es-cuela Nacional de Artes y Oficios para hombres- por gestión de algunos in-genieros militares entre los que desta-có su primer director, Manuel Stampa. También en 1916, vio la luz la Escuela Nacional de Industrias Químicas, re-sultado de las sugerencias del Químico Juan Salvador Agraz, su director fun-dador. (Continuará)

Autor: Lic. David Martín Baptista González

En nuestro país, el promedio de vida es de 40 años, y las dos terceras partes de la misma, se invierten frecuentemente en la adquisición de una carrera profesional. La escuela de Ingenieros de Minas de Pa-chuca, admitirá a los alumnos que acredi-ten haber terminado su primaria superior y el plan de estudios de la escuela, comprenderá seis años, en los que queda-rá concluida la preparación general, la técnica y la experimental, a fin de que al salir del establecimiento, se expida a los alumnos el título de Ingeniero de Minas. En tesis general, el Oficial Mayor encar-gado de este ramo, ha creído siempre necesaria una reforma radical en los programas de estudios preparatorios y profesionales, a fin de concretarlos al es-pacio de tiempo estrictamente indis-pensable para una preparación utilitaria en la lucha por vivir”. Con la llegada de José Natividad Macías a la rectoría, en julio de 1915, la cola-boración con el nuevo régimen se estre-chó. El nuevo rector era hombre de toda confianza del Primer Jefe del Ejército Constitucionalista, dejando atrás un periodo de tensas relaciones con las que la Universidad había recibido al gobierno revolucionario. La Universidad Nacional, nacida bajo el auspicio de Porfirio Díaz, debía, si quería sobrevivir al anterior ré-gimen, reorientar sus objetivos de acuer-do a las necesidades de la Revolución, pero antes tenía que purgar su pasado porfirista.

José Natividad Macías, nació el 8 de septiembre de 1857; Rector de la Universidad Nacional de México (m. 1948).

Cómo crear tu base de

datos en Access 2010 (VI) En el fascículo anterior creamos el subformulario “002 SFML_Yacimientos_Reservas”, para unirlo al formulario principal “FML_Principal”. Recordemos que Access se verá como lo muestra la siguiente imagen: Elegir el formulario “FML_Principal” y presionar el modo Vista Diseño para editar. El formulario principal está preparado para que se agregue el subformulario y lo haremos como sigue:

Se puede observar en pantalla, que en el formulario principal se dejó espacio suficiente para agregar el subformulario de captura. Se utilizará la barra de herramientas denominada “Herramientas de diseño de formulario” y se escogerá el ícono con la figura de dos carpetas de archivo. Presionar sobre su imagen, dirigir el cursor sobre la cuadrícula y dibujar un rectángulo. Esto agrega la imagen de dos carpetas de archivo a la imagen. Hecho esto se agregará el subformulario presionando en el botón subformulario/subinforme. Al acercar el cursor a las carpetas de archivo, se observará un rectángulo negro, dar clic sobre él. Esta acción abrirá una ventana interactiva como la que


Cómo crear tu base de datos en Access 2010

Otra ventana interactiva preguntará si desea cambiar el nombre del subformulario, pero como nosotros lo nombramos, dejaremos el mismo que aparece por omisión. Presionar el botón “Finalizar”. Se insertará el subformulario, y se extenderá dentro del espacio del formulario principal, es muy grande por lo que ajustaremos ese tamaño, tomando el subformulario de los cuadros naranja y jalando hacia el centro para hacer la figura más pequeña. Estos ajustes dejarán un formulario mas eficiente y visible. También cambiaremos el nombre de la pestaña, dando clic sobre el título, presionar el botón derecho


Observamos a continuación: Elegir la opción “Usar un formulario existente” y elegir el subformulario que se creó “002 SFML_Yacimientos_Reservas”, presionar en el botón “Siguiente”, para mostrar otra ventana interactiva. Elegir la opción “Definir la mía propia”, esto se hace para decirle al sistema que campos de la tabla principal se ligarán con qué campos de la tabla secundaria. El Lector recordará que esos campos los llamamos Llave. CAMPO y POZO de la tabla principal se ligarán con Campo y pozo de la tabla secundaria. Presionar “Siguiente”.

Cómo crear tu base de datos en Access 2010

En la Barra de diseño de formulario, presionaremos en el ícono de Botón. Se escoge el lugar donde se colocarán los botones, en la ventana interactiva elegir: “Navegación de registros”, “Ir al primer registro”, botón “Siguiente”, elegir “Imagen”, “Ir al primero”, “Siguiente” y “Finalizar”. Esta acción será recurrente para los botones siguientes. “Ir al primer registro” será sustituido por “Ir al registro anterior”, “Ir al registro siguiente”, “Ir al último registro” Puede usar estos recursos, tantas veces como compleja sea la base de datos, ligando “n” tablas a través de campos llave y subllave. Este ejemplo fue una guía fácil que permitirá al usuario ir creciendo al perder el miedo a ser creativo.

Autor: David Ábrego Alvarado.


Del ratón, elegir “propiedades”, elegir la pestaña “Otras”, en el campo “Nombre”, borrar el que está y escribir “Reservas”. Se ha terminado el formulario principal quedando como se observa a continuación. Presionar el modo “Ver” y se observarán los avances. Tenemos que resolver algunos detalles. Ya están ligadas las tablas, creado el formulario principal, pero un usuario nuevo podría confundirse con los registros. El subformulario tiene registros lo mismo que el formulario principal, por lo tanto, al formulario principal le pondremos un selector de registros más grande. Presionamos nuevamente el modo “Vista Diseño” y en la parte inferior agregaremos unos botones con la imagen de flechas grandes para movernos entre registros de la tabla principal.


Colegio de Ingenieros Petroleros A.C. Sección Reynosa

de reducir la presión del fluido, ya que la producción se inicia. La comprobación de que una pequeña cantidad de poliacrilamidas con peso molecular alto (0.01 a 0.1%) a un gasto deseado de 100 bl/min en diámetros de 5 ½ pulgadas. El tubo permite llevar la fractura a profundidades (> 6.000 pies), en formaciones de lutitas duras y quebradizas. La baja viscosidad (<5 cP) limita la capacidad del transporte del apuntalante en alrededor de 2.5 lb/gal de arena malla 100. La arena se decanta inmediatamente después de entrar en la fractura y se acumula como una duna de arena a una altura que depende, en gran medida, de la velocidad del fluido. La arena que se mueve a través de la parte superior de la duna es arrastrada en el líquido y llevada más lejos dentro de la fractura. La marca de agua consiste en agua dulce o salina que contiene el polímero y otros aditivos para efectos específicos: tenso activos para mejorar la capacidad de ejecución del apuntalante, y un biocida para inhibir la producción de bacterias de fango y controlar los reductores de sulfato que pueden amargar un depó-sito. La marca de agua gelificada es

usada en lutitas dúctiles y rocas de alta permeabilidad. Fracturamiento multietapa. Varios métodos han sido desarrolla-dos, utilizando herramientas con empa-cadores y fracturadores a chorro, para colocar las fracturas hidráulicas en lugares específicos dentro de largos pozos con agujero abierto -y pozos entubados- horizontales. Un método que ha tenido un impacto considerable en el tratamiento de la fractura en formaciones de lutita es la multietapa, tecnología de bola y asiento, que per-mite múltiples fracturas, colocados en lugares específicos, con la presión de bombeo continuo. La tecnología está en continua evolu-ción: varios puertos, con camisas desli-zables que abren de dos a cinco sec-ciones, permitiendo la colocación de 50 a 60 fracturas al mismo tiempo; más efectiva es la colocación del susten-tante, el uso de los volúmenes de fluido más pequeños y menos apuntalante por etapa. Micro monitoreo. Una tercera tecnología que está

La tecnología es el factor clave de

la producción en lutita y de reducir

al mínimo el impacto ambiental. ERLE C. DONALDSON, WAQI M. ALAM and NASRIN BEGUM, Tetrahedron, Inc. El único gran desarrollo tecnológico que ha hecho posible la producción de petró-leo y gas de lutita económicamente factible, es la posibilidad de desviar pozos verticales en ramales horizontales, que se extienden 3,000m (10,000 pies) o más. Se superaron numerosos problemas para permitir la cementación, la perforación y la distribución radial de varios ramales horizontales de un solo pozo vertical. Las innovaciones resultantes que han hecho el mayor impacto en la producción de lutita y arenisca compacta son:

1) "Marca de agua" del fluido de fractura de yacimientos profun-dos y frágiles, 2) Fracturamiento hidráulico multi-etapa de los pozos horizontales, y 3) El seguimiento de las señales de microsísmica que emanan del inicio y propagación de las fracturas.

Marca de agua de fractura. El desarrollo de las manchas de agua de fractura siguiente a la actuación de los polímeros sintéticos utilizados para el control de viscosidad, tales como poliacrilamidas, inhibidores de turbulen-cia en los fluidos bombeados a través de tubos a altas velocidades. Menor turbu-lencia reduce la fricción de los fluidos que se mueven en el tubo y, en consecuencia, eliminan una cantidad significativa de pérdida de presión en el transporte de los fluidos desde la superficie hasta el fondo del pozo. En el fondo, la alta presión se requiere para iniciar y propagar las frac-turas, y mantener la velocidad suficiente del fluido para el transporte y colocación del sustentante. El sustentante mantiene las fracturas abiertas contra el esfuerzo de cierre natural de la formación después de finalizar un tratamiento de fractura y

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El servicio de monitoreo de fondo de pozo de ESG se utilizó para adquirir y procesar eventos

de microsísmica (de color según la etapa de fractura) durante una operación de fractura

hidráulica de 143-etapas en la cuenca del Río Horn. Cortesía de ESG Solutions y Nexen Inc.


dulce. Sin embargo, el rápido mejora- miento del monitoreo microsísmico del crecimiento de la fractura es la elimina-ción de las conjeturas en lo correspon-diente a la colocación de la fractura. Además, el crecimiento de la fractura está limitada por el gasto de goteo del fluido inyectado que detiene el creci-miento de fractura, cuando el gasto de goteo es igual al gasto de inyección. En consecuencia, la experiencia con el frac-turamiento de miles de pozos bajo acuíferos de agua dulce han demostrado que las zonas de fractura que están separadas por 500 pies o más de otras formaciones no se ven afectados por el tratamiento de las fracturas. Esto ha sido confirmado por estudios de microsísmica y la migración de trazadores químicos añadidos a los fluidos de fracturamiento. Otro factor ambiental es el tratamiento y eliminación del fluido de fracturamiento que se ha recuperado. Estos fluidos o bien se dispone de ellos en pozos de inyección clase II o son tratados con las nuevas tecnologías para la reutilización, ahorrando así grandes cantidades de agua, productos químicos y costo. El es-cape del metano que se produce es aún otro motivo de preocupación porque el metano captura 20 veces más el calor en la atmósfera que el dióxido de carbono. El cuidado que se tiene que tomar para minimizar el escape de gas natural de los equipos de producción y de los ductos obliga a mantener un mejor control y un mantenimiento eficiente. WO

mejorando la precisión del fracturamien-to hidráulico en pozos horizontales es el monitoreo con microsísmica de los even-tos del pozo que tienen lugar durante el desarrollo de fracturas. Los eventos sísmicos generan ondas P y S que viajan a diferentes velocidades, por lo tanto la diferencia de tiempo entre la llegada de las ondas a un lugar lejano es propor-cional a la distancia recorrida. Suponien-do que las velocidades de las ondas son conocidas, geófonos colocados a tres profundidades en un patrón triangular, con el evento registrándose aproximada-mente en el centro del patrón, localiza las imágenes obtenidas en un ordenador. Además, la amplitud de onda registrada por los geófonos es una función del tamaño relativo de la fractura. Las ondas que representan las fracturas son mapea-das en tiempo real para mostrar las ten-dencias de crecimiento de azimut. El análisis en tiempo real de la dinámica de la fractura permite rápidas decisiones con respecto a la programación de bombeo, número y lugar de colocación de la fractura y programar el apuntalante. La tecnología permite a los operadores maximizar el volumen de fractura en las zonas que son más productivas, lo que lleva a una mayor eficiencia en la producción. Impacto ambiental. La mayor preocupación ambiental de la explotación de gas de lutita es el riesgo de crecimiento de la fractura vertical del subsuelo dentro de un acuífero de agua

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ERLE C. Donaldson es ingeniero

consultor senior de Tetrahedron, una

firma de consultoría internacional en

ingeniería. Anteriormente, fue miembro

del cuerpo docente de la Escuela de

Petróleo e Ingeniería Geológica de la

Universidad de Oklahoma. Desde que

se retiró en 1990, ha sido consultor para

varias empresas petrolíferas, univer-

sidades y agencias gubernamentales.

El Dr. Donaldson obtuvo una licen-

ciatura en química de The Citadel, una

licenciatura en ingeniería química de la

Universidad de Houston y un doctorado

en ingeniería química/petrolera de la

Universidad de Tulsa.

WAQI ALAM es el presidente de

Tetrahedron. El Dr. Alam ha estado

proporcionando servicios de consultoría

para las industrias del petróleo y del

medio ambiente por más de 22 años.

Obtuvo su doctorado en ingeniería

petrolera de la Universidad de

Oklahoma, y tiene una maestría en

gestión de ingeniería y licenciatura en

ingeniería química.

NASRIN BEGUM Actualmente es

director del programa para Tetrahedron.

La Dra. Begum es un científico de salud

ambiental que ha evaluado los riesgos

ambientales asociados con diversos

productos químicos, incluyendo sustan-

cias químicas relacionadas con la

industria petrolera. Ella tiene un

doctorado en salud ambiental de la

Universidad Estatal de Colorado y una

maestría en Patología Vegetal de la

Universidad Estatal de Oklahoma.

NOTA DEL EDITOR: Los Dres. Donaldson, Alam y

Begum son autores de un libro técnico, fracturamiento

hidráulico, se planea que su lanzamiento sea en el

invierno de 2012, por Gulf Publishing Co.

World Oil marzo 2012


perforación de gas y las operaciones de fracturamiento hidráulico. Las activida-des de perforación en el gas de esquisto comenzaron en el condado de Susquehanna en 2006. Sin embargo, las publicaciones y documentos histórico geológicos muestran que elevadas con-centraciones de metano, se han observa-do en los manantiales y pozos de agua por más de 200 años en el área. En la década de 1950, el encendido matutino de la fuente de agua en el Rush High School era un ritual diario. Además, los perforadores de pozos de agua locales informan encuentros frecuentes con depósitos gasíferos a poca profundidad, en particular en las unidades de arenisca de la Alta Catskill del Devónico y las for-maciones de Lock Haven. De hecho, las pruebas de la perforación de orificios de más de 1,700 pozos de agua hechos por Cabot Petróleo y Gas Corp., en el condado de Susquehanna desde 2008 y hasta el 2011 muestran que el metano se encuentra presente en el 78% de los pozos de agua desde antes de la perforación de pozos de gas en la cercanía. Estas muestras se obtuvieron a partir de la perforación de pozos de agua ubicados por lo menos a 300 m (1.000 pies) de distancia de las operaciones de perforación de hidrocarburos. En este conjunto de datos, las concentraciones de metano en los pozos de agua dentro de 1 km (0.6 millas) de la gasolina más cercana y activa fueron comparables a los de los pozos de agua de más de 1 km de distancia, lo que sugiere que no hay relación alguna con las actividades de

El metano en los pozos de agua no está relacionado

con el fracturamiento hidráulico Un exhaustivo estudio respalda lo que la gente ya sabe - los pozos de agua en Pensilvania han contenido metano durante cientos de años. J.A. Connor, L.J. Molofsky, and S.K. Farhat, GSI Environmental Inc.; A.S.

Wylie and T. Wagner, Cabot Oil and Gas Corp.

La rápida expansión de la extracción de gas de esquisto Marcellus en la cuenca de los Apalaches de los EE.UU., ha llevado, al noreste de Pensilvania, gran preocupa-ción pública sobre el potencial de los impactos de las aguas subterráneas debi-do a las operaciones de fracturamiento hidráulico. Esta preocupación se ha visto acrecentada por la cobertura de los medios de comunicación, lo que sugiere que las operaciones de fracturamiento hidráulico y las actividades de extracción de gas en el noreste de Pensilvania (condado de Susquehanna, en particular) han dado como resultado la aparición de casos generalizados de metano en las aguas subterráneas poco profundas. Sin embargo, los resultados acerca del agua mediante una amplia encuesta realizada por así GSI Environmental Inc. indican que el metano se encontraba comúnmente en los acuíferos de agua potable antes de las actividades de perforación próximas al condado de Susquehanna. Además, una revisión de la información geológica e histórica, así como los análisis isotópicos de gases disueltos, sugiere que el metano en pozos de agua, en el condado de Susquehanna, es más probable que es-tuviera asociado con las fuentes de los depósitos del Devónico en el subsuelo poco profundo o superior, cargados de gas que yacen sobre el esquisto Marcellus, que es el objetivo más profun-do para el desarrollo comercial. Este hallazgo refuerza la necesidad de una evaluación de los impactos poten-ciales del gas que satisfagan las pérdidas mayores siguiendo múltiples líneas de evidencia con el fin de evaluar adecuadamente la fuente de los impactos del metano y los riesgos asociados con la

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desarrollo de gas en la escala regional. Por el contrario, los niveles elevados de metano en las aguas subterráneas mues-tran una clara relación con la topografía. Además de la evidencia geológica e histórica de fuentes de gas natural, en sus profundidades, las firmas isotópicas de los gases disueltos, en el condado de Susquehanna, también sugieren que los niveles de metano observados no están, probablemente, asociadas con el gas de esquisto Marcellus profundo. En 2009 y 2010, el Departamento de Protección Ambiental de Pennsylvania y Cabot reco-gieron muestras de los gases disueltos en 14 pozos de agua, en el condado de Susquehanna, para su análisis geoquí-mico, con el afán de determinar el origen. El carbono y el hidrógeno de las firmas isotópicas de los gases disueltos, se encontraron ser compatibles con cualquiera de gases de efecto termo-génico de los depósitos del Devónico Medio y Superior que cubren el esquisto Marcellus; los gases microbianos se formaron en la deriva superficial glacial y en los aluviones, o en una mezcla de los dos. Estos datos muestran que la presencia de metano en el agua de los pozos, en todo el condado de Susquehanna, se podría explicar sin ninguna contribución del esquisto Marcellus en relación con el proceso de fracturamiento hidráulico. En varios casos, el estado específico de las investigaciones puede ser requerido para determinar el origen del metano en los pozos de agua individuales. Sin embargo, con base en la información disponible es prematuro, en el mejor de los casos, de llegar a la conclusión de que la perforación de pozos de gas y las actividades de fracturamiento hidráulico están teniendo impactos a escala regional sobre los recursos de aguas subterráneas poco profundas. Referencia: E&P Abril 2012

Publicaciones históricas y

registros geológicos

muestran que se han

observado elevadas

concentraciones de metano

en los manantiales y pozos

de agua en el área por más

de 200 años.


El pasado viernes 30 de marzo, a partir de las 18:30 horas, se llevó a cabo la 4ª Asamblea Ordinaria del Colegio de Ingenieros Petroleros de México A. C., en las instalaciones del auditorio de Diseño de Explotación (antes Instituto Mexicano del Petróleo) bajo el siguiente orden del día: -Registro de asistentes -Apertura de la asamblea por el ingeniero Moisés Zacarías Contreras, presidente de la sección Reynosa del CIPM, donde hizo mención a las fotografías que recuerdan el inicio de las operaciones de Petróleos Mexicanos en el distrito Frontera Noreste, mismas que engalanan el perímetro exterior del edificio administrativo número uno en la avenida Lázaro Cárdenas. -La lectura del Código de Ética lo realizó el ingeniero Agustín Cervantes. -Lectura del acta de la reunión anterior por el ingeniero José Durán Tinoco y la aprobación unánime de la misma por parte de la asamblea de colegiados. -Informe de actividades del consejo directivo seccional. -Para cerrar la sesión con broche de oro, se presentó la conferencia denominada “Emergente 1, un concepto no convencional, primer pozo productor Shale Gas en México”, presentada por el Coordinador de Prospectos y Caracterización Inicial, el ingeniero Ricardo Martínez Sierra, quién expuso las expectativas y oportunidades que este pozo abrió, así mismo mostró un comparativo con otros pozos que se realizaron en base a esta positiva experiencia. Por lo que ha quedado como una marca histórica el ingreso de Petróleos Mexicanos a la era de producción de gas en formaciones de lutita gasífera.

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Inicio de la sesión con la imagen de la facha-da del

edificio administrativo uno ubicado el la avenida

Lázaro Cárdenas en la década de los 50´s. (Arriba)

Lectura del código de ética en voz del ingeniero

Agustín Cervantes. (derecha)

El ingeniero Moisés Zacarías Contreras hace entrega

al ingeniero Ricardo Martínez Sierra, del reconoci-

miento por su participación con la conferencia

“Emergente 1, un concepto no convencional, primer

pozo productor Shale Gas en México”. (abajo)

Nomenclatura Pozos Exploratorios Los pozos exploratorios ubicados fuera de los lí-mites de yacimientos conocidos o descubiertos con objeto de Incorporar Reservas y/o Evaluar Poten-cial, deberán llevar nombre propio seguido del número 1. Ejemplo: Hidalgo 1 Los pozos exploratorios de extensión de yacimien-to a otro bloque deberán llevar el nombre del cam-po en explotación seguido de la numeración 101, 201, 301, etc. Ejemplo: Hidalgo 101 Los pozos exploratorios ubicados en un campo en explotación cuyo objetivo es buscar yacimientos más profundos o más someros, deberán llevar el nombre del campo descubierto seguido de la numeración 1001, 2001, 3001, etc., Ejemplo: Hidalgo 1001 Los pozos delimitadores de un yacimiento, de-berán llevar el nombre del campo en explotación seguido de la numeración 1, 2, 3, etc., y de los caracteres alfabéticos DL. Cabe señalar que la numeración de estos pozos es independiente al de la retícula del campo en explotación. Ejemplo: Hidalgo 1 DL En caso de que un pozo exploratorio sea taponado por accidente mecánico durante la etapa de per-foración o de terminación, el pozo exploratorio in-mediato a perforar deberá conservar el mismo nombre y número seguido del carácter alfabético A. Ejemplo: Hidalgo 1A y para los DL será Hidalgo 1A DL En caso de que el pozo exploratorio 1A sea taponado por accidente mecánico durante la etapa de perforación o de terminación, el pozo explora-torio inmediato a perforar deberá conservar el mis-mo nombre y número cambiando solo el carácter alfabético A por B y así sucesivamente.

Ejemplo: Hidalgo 1B y para los DL será Hidalgo 1B DL Pozos de Desarrollo El nombre y número del pozo de desarrollo a per-forar deberá ser la del campo en explotación segui-da del número que le corresponda en la retícula. Se aclara que el número 1 es propio de los pozos exploratorios. Ejemplo: Hidalgo 2 Cuando por razones técnicas sea necesario anti-cipar el desarrollo de yacimientos someros, los po-zos a perforar que se ubiquen de 5 a 15 metros de distancia de los pozos productores, deberán utilizar el nombre del campo en explotación, el mismo número del pozo inmediato seguido del carácter alfabético D (Doble). Ejemplo: Hidalgo 2D Cuando por razones técnicas sea necesario antici-par el desarrollo de yacimientos someros, los pozos a perforar que se ubiquen de 5 a 15 metros de dis-tancia de los pozos productores, deberán utilizar el nombre del campo en explotación, el mismo número de los pozos inmediatos seguido del carác-ter alfabético T (Triple). Ejemplo: Hidalgo 2T En el caso de campos de gran extensión, cuando en el orden natural de la retícula se llegue a la línea de los pozos 101, 201, 301, etcétera, se deberá omitir esta y utilizar la siguiente línea para numerar los pozos. Ejemplo: Agua Fría 121, en lugar de Agua Fría 101 Si durante la etapa de perforación o de terminación el pozo de desarrollo Hidalgo 2 es taponado por accidente mecánico, el nombre de la localización in-mediata a perforar deberá ser la misma del campo en explotación seguida del mismo número y del carácter alfabético A. Ejemplo: Hidalgo 2A Si durante la etapa de perforación o de terminación el pozo de desarrollo Hidalgo 2A es taponado por


accidente mecánico el nombre de la localización in-mediata a perforar deberá ser la misma del campo en explotación seguida del mismo número y del carácter alfabético B y así sucesivamente, excep-tuando los caracteres alfabéticos D y T referidos con anterioridad. Ejemplo: Hidalgo 2B Fechas de inicio y conclusión de las etapas de perforación, terminación y taponamiento de pozos Derivado de la reunión de trabajo celebrada el día 13 de diciembre de 2010, los acuerdos y modifica-ciones realizadas a la Normatividad de Pozos fueron:

• La conclusión de la perforación en agu-jero descubierto, será el día en que se per-fore el último metro o se tome el último re-gistro geofísico programado para la etapa de perforación y que cumpla con el control de calidad. • Si el pozo inicia su terminación con equi-po distinto al que lo perforó o con el mismo inicia en fecha no continua al término de la perforación, la fecha de inicio de ter-minación será cuando el equipo se encuen-tre completamente instalado y probadas sus conexiones superficiales satisfactoria-mente. Para el caso de los pozos marinos se tomará la fecha de inicio de la terminación el día que se perfore el primer metro de los tapones temporales. • De resultar el pozo exploratorio impro-ductivo en su objetivo programado deberá darse como terminado. Los trabajos de aislamiento del intervalo exploratorio o de desarrollo deberán ser considerados como trabajos de terminación y su fecha de ter-minación oficial será la fecha en que se con-cluya el aislamiento correspondiente. Y mediante una Intervención Mayor se pasa-rá al intervalo productor en explotación. La producción que resulte de ésta en el caso de ser exploratorio se cargará al campo más cercano. El pozo deberá conservar su nom-bre original. • Después de iniciar la terminación se pue-de llegar a instalar el aparejo de produc-

ción, conexiones superficiales y disparar los intervalos de producción, sin llegar a con-cluir las pruebas de producción satisfactori-amente para dar por concluido el pozo, por lo cual se retira el equipo de perforación o de terminación, siendo la fecha de con-clusión el día que se inicia a desmantelar el equipo. La fecha la dará la Unidad de Perforación conciliada con los Activos y hará los reportes respectivos.

Definiciones Perforación Es el proceso que se realiza desde que se inicia la perforación del primer metro, sin importar que sea lecho marino, hasta que se alcanza la profundidad programada, quedando el pozo con el estado mecánico requerido para iniciar su terminación o su taponamiento. (El agujero auxiliar forma parte de la instalación del equipo). Terminación Comprende los trabajos que se requiere realizar para acondicionar el pozo, definir el contenido de fluidos en uno o varios intervalos seleccionados en una o en diferentes formaciones y colocar el aparejo adecuado para la conducción de los fluidos a la superficie en forma segura y eficiente. En el caso de pozos inyectores, la terminación considera los trabajos realizados para acondicionar el pozo, realizar las pruebas de inyectabilidad re-queridas y colocar el aparejo de inyección selec-cionado. Un pozo inyector inoperante es aquel que después de las pruebas de inyectabilidad se concluye que no es útil para los requerimientos del proyecto ya sea que no admitió ningún volumen o admite vo-lúmenes menores a los requeridos. Taponamiento El taponamiento de pozos es aquella intervención que se realiza para su abandono temporal o definitivo. El abandono temporal se realiza en pozos que tienen la posibilidad de incorporarse a producción en el futuro o ser usados con otro fin diferente al de producción con el objetivo de mantener la seguridad.


En caso de que un pozo exploratorio sea taponado parcialmente por improductivo y después de cier-to tiempo se revisa y se le encuentra con posibili-dades de ser explotado en otro yacimiento. Se de-berá programar una RMA y su producción se cargará al campo más cercano en explotación, el pozo deberá conservar su nombre original. El abandono definitivo normalmente se realiza en un pozo por resultar improductivo, por accidente mecánico, por ser inyector inoperante, por daño ecológico, por seguridad o agotarse la reserva. Criterios para definir fechas y entidad responsable de su emisión oficial Fecha de inicio de perforación Para un pozo de Desarrollo o Exploratorio es la fecha en que se perfora el primer metro. Esta fecha será proporcionada por la Unidad Operativa de Perforación y el Activo correspondiente la comu-nicará oficialmente a Planeación Regional. Fecha de conclusión de la perforación Cuando se alcanza el objetivo:

A) La conclusión de la perforación en agu-jero descubierto, será el día en que se per-fore el último metro o se tome el último re-gistro geofísico programado para la etapa de perforación y que cumpla con el control de calidad. B) La conclusión de la perforación en agu-jero entubado será el día en que se tomen los registros geofísicos necesarios y quede probada satisfactoriamente la efectividad de la cementación de la última tubería de revestimiento, se instalen y prueben las conexiones superficiales satisfactoriamente. C) La conclusión de la perforación en agu-jero entubado ranurado o entubado sin ce-mentar será el día en que se baje a recono-cer la boca del liner y/o se tome el registro giroscópico. D) La conclusión de la perforación de un pozo con cedazo expansible será en el mo-mento en que el cedazo quede debidamen-te anclado, expandido y probada la boca del liner. E) La conclusión de la perforación de un pozo multilateral será cuando la última

rama cumpla con las condiciones del nivel con que se diseño el pozo. Las pruebas efec-tuadas a alguno de los ramales serán consi-deradas como pruebas de producción durante la etapa de perforación.

Cuando no se alcanza el objetivo:

A) Cuando no se alcanza el objetivo por columna geológica imprevista o se alcanza el objetivo pero por análisis de registros geofísicos resulta el pozo improductivo, se dará por concluida la perforación el día que se decida taponar el pozo. El taponamiento deberá considerarse como la terminación del pozo. B) Cuando se decida abandonar el pozo por accidente mecánico se dará por concluida la perforación el día que se tapone el pozo.

La fecha de conclusión de la perforación en cual-quiera de sus casos será proporcionada por Per-foración. Fecha inicio de la terminación

A) Si el pozo inicia su terminación con el mismo equipo de perforación, la fecha de inicio de terminación será el día siguiente a la fecha de conclusión de la perforación. B) Si el pozo inicia su terminación con equipo distinto al que lo perforó o con el mismo inicia en fecha no continua al término de la perforación, la fecha de inicio de terminación será cuando el equipo se encuentre completamente instalado y pro-badas sus conexiones superficiales satisfac-toriamente. Para el caso de los pozos mari-nos se tomará la fecha de inicio de la termi-nación el día que se perfore el primer metro de los tapones temporales. C) Si el pozo inicia su terminación sin equipo, la fecha de inicio de terminación será cuando prueben las conexiones superficiales satisfactoriamente.

Fecha de conclusión de la terminación (terminación oficial)

A) Para los pozos exploratorios será la fecha en que el pozos a criterio y de acuerdo con el Activo Integral o Regional de Exploración quede debidamente probado y definido el contenido de fluidos del nuevo(s)


yacimiento(s), para su caracterización y evaluación de reservas y/o cumplirse el programa aprobado. B) En caso de que un pozo exploratorio y/o de desarrollo resulte productor los trabajos de taponamiento temporal deberán ser considerados como trabajos de terminación y su fecha de terminación oficial será la fecha en que se concluya el taponamiento correspondiente. C) De resultar el pozo exploratorio im-productivo en su objetivo programado de-berá darse como terminado. Los trabajos de aislamiento del intervalo exploratorio o de desarrollo deberán ser considerados como trabajos de terminación y su fecha de ter-minación oficial será la fecha en que se concluya el aislamiento correspondiente. Y mediante una Intervención Mayor se pa-sará al intervalo productor en explotación. La producción que resulte de ésta en el caso de ser exploratorio se cargará al campo más cercano. El pozo deberá conservar su nom-bre original. D) Para los pozos de desarrollo ó inter-medios será la fecha en que queden deter-minados totalmente el contenido de los fluidos a condiciones estabilizadas y sus-tentadas mediante pruebas de presión– producción, los intervalos programados entre el Activo Integral y la Unidad Operativa de Perforación, independiente-mente de que exista o no la infraestructura de producción o condiciones de manejo de la misma. E) Para los pozos de desarrollo ó inter-medios se darán por concluidos los trabajos de terminación si cuentan con niveles de aceite, reportándose con producción esti-mada. Independientemente de instalar o no un sistema artificial de producción. F) Para los pozos de desarrollo ó inter-medios que terminan y por requerimientos de producción o por falta de infra-estructura de producción o condiciones de manejo de la misma no se realiza su aforo sino unos días después quedarán como pendientes de aforo y se reportarán con producción estimada.

G) Para los Pozos de desarrollo Multi-laterales, será la fecha cuando se pruebe y determine el contenido de fluidos de los ramales incluyendo la recuperación de los ramales previamente probados. H) Cuando es un pozo inyector, será la fecha en la que el pozo de acuerdo con el programa del Activo quede en las con-diciones de inyección apropiadas indepen-dientemente de que exista o no infra-estructura o condiciones de manejo de la misma. I) En caso de que un pozo exploratorio, de desarrollo o desarrollo intermedio sea im-productivo, resulte con accidente mecánico, sea inyector inoperante, presente daño eco-lógico, sea inseguro o bien se haya agotado su reserva, los trabajos de taponamiento deberán ser considerados como trabajos de terminación y su fecha de terminación oficial se dará usando el criterio de la fecha de conclusión del taponamiento definitivo. La fecha de terminación oficial de un pozo será proporcionada por el Activo Integral ó de Exploración. Los Activos generarán una comunicación oficial con conocimiento de Perforación a Planeación Regional.

Fecha de conclusión de la actividad del equipo de perforación Después de iniciar la terminación se puede llegar a instalar el aparejo de producción, conexiones su-perficiales y disparar los intervalos de producción, sin llegar a concluir las pruebas de producción satisfactoriamente para dar por concluido el pozo, por lo cual se retira el equipo de perforación o de terminación, siendo la fecha de conclusión el día que se inicia a desmantelar el equipo. La fecha la dará la Unidad de Perforación conciliada con los Activos y hará los reportes respectivos. Fecha de inicio del taponamiento temporal y/o definitivo

A) Si el pozo se tapona con el mismo equipo que lo perforó por las causas siguientes: falta de infraestructura, accidente mecánico o por resultar improductivo por análisis de registros eléctricos, la fecha de inicio del taponamiento será la del día siguiente de la



toda experiencia adquirida con el paso de los años, sirve para enriquecer a las nuevas generaciones.

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terminación de la perforación. B) Si el pozo se tapona con equipo distinto al que lo perforó ya sea convencional o no la fecha de inicio será el día que se instale completamente el equipo y sean probadas satisfactoriamente sus instalaciones super-ficiales.

Fecha de conclusión del taponamiento temporal A) En los Pozos marinos, será el día en que se coloque el último tapón (tapón de corro-sión) en el cabezal o colgador submarino ó bien se instalen y prueben satisfactoria-mente las conexiones temporales de aban-dono del pozo. B) En caso de que un pozo exploratorio y/o de desarrollo resulte productor los trabajos de taponamiento temporal deberán ser considerados como trabajos de terminación y su fecha de terminación oficial será la fecha en que se concluya el taponamiento correspondiente.

Fecha de conclusión del taponamiento definitivo A) La fecha del taponamiento definitivo de los pozos terrestres será el día en que se coloque el último tapón de cemento, se pruebe y coloque el monumento y placa descriptiva de abandono. B) En los pozos marinos perforados con equipo autoelevable o semisumergible sin estructura recuperadora, la fecha del ta-ponamiento definitivo se dará cuando se corte la tubería superficial y se coloque el último tapón de cemento verificando su consistencia o presencia en el lecho marino.

Las fechas de inicio y conclusión de los ta-ponamientos serán proporcionadas por la Unidad Operativa de Perforación de conformidad con los Activos Integrales ó de Exploración comunicán-dolo oficialmente a la Gerencia de Planeación y Evaluación Regional.

Referencia: Normatividad de pozos ENERO 2011 Gerencia de Planeación Operativa Subdirección de Planeación y Evaluación


YO, COMO INGENIERO PETROLERO:

Estaré orgulloso de per tenecer al Colegio, luchando siempre por el logro de sus objetivos.

Mantendré la dignidad de mi profesión, normando mis actos con honestidad para ser

merecedor de la confianza en mí depositada.

Actuaré siempre con lealtad y justicia ante los demás.

Fomentaré la fraternidad y solidaridad entre los colegiados.

Daré buen ejemplo a mis compañeros, dentro y fuera del ejercicio profesional.

Me actualizaré permanentemente.

Cultivaré la salud y mis cualidades físicas, como buenos instrumentos de mi actividad.

Desempeñaré con honorabilidad las tareas que se me encomienden, procurando desarrollarlas con efectividad y

eficiencia.

Procuraré la seguridad y el bienestar colectivo, evitando aquellas condiciones que pongan en peligro la vida, el

medio ambiente o la propiedad.

Pugnaré por la explotación racional y cuidadosa de nuestros hidrocarburos, por ser

recurso no renovable.

Tendré conciencia de la responsabilidad que contrajimos con el País, los que ejercemos la Ingeniería en cualquier

sector de la Industria Petrolera.

Par ticiparé activamente en la difusión y promoción de las raíces y valores de nuestro Colegio.

Mantendré un espíritu de cooperación con los estudiantes y centros de estudios de Ingeniería para la consecución de

sus objetivos.

Reconoceré, impulsaré y apoyaré los méritos de mis compañeros de profesión. .


COLEGIO DE INGENIEROS PETROLEROS DE MÉXICO, A.C.

BLV. LÁZARO CÁRDENAS Y BLV. MORELOS. CD. REYNOSA, TAMPS.

SECCIÓN REYNOSA

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201203 CIPM-MAR-2012 (6)