Manual Direccionalspan

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MANUAL BASICO DE PERFORACION DIRECCIONAL

MWD LWD

TELEMETRIA

2

. Trampas en combinacin

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INTRODUCCION A LA PERFORACION DIRECCIONAL

TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES

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Herramientas de Perforacin Direccional

Herramientas de Perforacin. Servicios Surveying/Orientation.

Steering Tools (Herramientas Navegables) Ensambles convencionales de perforacin rotaria

Motores Navegables. Motores instrumentados para aplicaciones geosteering.

Sistemas Rotary Steerable. Sensor de Inclinacin en la broca.

APLICACIONES DE PERFORACION DIRECCIONAL

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Aplicaciones de Perforacin Direccional

Perforacin de Rango Extendido

Reemplaza pozos submarinos y aprovecha reservas costa-fuera con menos plataformas.

Desarrollo de campos cerca de la orilla de la playa Reduce el impacto ambiental mediante el desarrollo de campos.

Perforando bajo balance Minimiza el dao skin, Reduce la perdida de circulacin e incidentes de

pegadura de tubera,

Incrementa el ROP mientras extiende la vida de la barrena, y Reduce o elimina la necesidad de costosos programas de

estimulacin.

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Limitaciones de la Perforacin Direccional

Severidades (Doglegs) Torque Reactivo

Arrastre Hidrulica

Limpieza del Agujero Peso sobre la broca

Estabilidad del agujero Operaciones con Whipstock

2005 Weatherford. All rights reserved.

Todava utilizados Chorros a presin (Jetting)

Rara vez utilizado hoy en da, todava valido y mas econmico. Motores de fondo

Mayormente utilizado, rpido y mas exacto

OPERACIONES WHIPSTOCK

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CHOROS DE PRESION

Control direccional con ensamblajesrotatorios

Principios de diseo Fuerza Lateral

Elevacin de la barrena Hidrulica

Combinacin

Tipos de BHA Ensamblaje paraconstruir.

Ensamblaje para caer. Ensamblaje para mantener.

PESO SOBRE LA BROCA

Principio de Estabilizacin

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Los estabilizadores son colocados en puntos

especficos para controlar la sarta de perforacin y minimizar la desviacin en el fondo.

Aumenta la rigidez del BHA al colocar estabilizadores y evita que la tubera se doble y ayuda a la broca a seguir

perforando en lnea recta.

El BHA empacado se utiliza para mantener ngulo. Para aumentar la taza de disminucin:

RAZONES PARA EL USO DE ESTABILIZADORES

FUERZAS ESTABILIZADORAS

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ENSAMBLAJES PARA CONSTRUIR (FULCRUM)

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Incrementar longitud tangencial. Incrementar rigidez.

Incrementar peso del drill collar. Disminuir peso sobre la broca. Incrementar la velocidad de la

mesa rotaria. LT comunes:

30 pies 45 pies 60 pies

ENSAMBLAJE PARA MANTENER

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Aplicaciones de Ensambles Controlables

Pozos Verticales Perforacin Direccional / Sidetracking

Perforacin Horizontal. Pozos de Re entrada.

Pozos Underbalanced / Perforacion con aire. Cruces de ros.

ENSAMBLAJES NAVEGABLES

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MOTORES DE FONDO

Seleccin del motor Estas son las tres configuraciones de motores mas comunes, las cuales proveen

un rango amplio develocidades de la broca y torque que se requieren para satisfacer una multitud de aplicacionesdireccionales.

Velocidad Alta / Torque Bajo -1:2 Lbulos. Velocidad Media / Torque Medio 4:5 Lbulos.

Velocidad Baja / Torque Alto 7:8 Lbulos.

Alta Velocidad / Bajo Torque (1:2) motor tpicamente utilizado :

Perforacin con brocas PDC.

Perforacin con brocas ticnicas en formaciones suaves. Perforacin Direccional utilizando orientaciones con single shot.

Velocidad Media / Torque Medio (4:5) motor tpicamente usado para:

Perforacin Direccional y convencional.

Brocas de diamante y aplicaciones para ncleos. Pozos Sidetrack.

Baja Velocidad / Torque Alto (7:8) motor tpicamente usado para:

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-La mayora de los pozos direccionales y horizontales.

-Perforacin en formaciones de durezas medias a altas

-Perforacin con brocas PDC.

COMPONENTES DE LOS MOTORES PDM

Es una vlvula que se activa hidrulicamente localizada en la parte alta del motor de fondo.

Permite a la tubera de perforacin llenarse delodo cuando corre tubera en el

pozo. Drenado cuando se saca tubera del pozo.

Cuando las bombas estn operando, la vlvulase cierra automticamente y dirige el fluido deperforacin a travs del motor.

Presin Diferencial Es la diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo ( cargado) y arriba

del fondo (no cargado). Carga completa Indica la mxima presin diferencial de operacin

RPM Las RPM del motor se determinan conociendo la presin diferencial y proyectando

verticalmente hasta la interseccin con la apropiada lnea de flujo. Torque

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DUMP SUB

SECCION DE POTECCIA (POWER SECTION)

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ENSAMBLADE DE CONTROL

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ENSAMBLAJE AJUSTABLE

SECCION SELLADA (BEARING SECTION)

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El torque del motor se determina al introducir la presin diferencial y proyectando verticalmente hasta lainterseccin del torque.

Restricciones Operativas

Temperatura 219 F / 105 C Los Estatores pueden ser utilizados hasta temperaturas de 300 F / 150 C

Se utilizan componentes de materiales y tamaos especiales.

Peso excesivo sobre la broca

El excesivo peso sobre la barrena no permite la rotacin de la broca, y la seccin del motor no es capaz deproporcionar el torque necesario para lograrlo (Motor

stalling). El rotor no puede girar dentro del estator, formando un sello.

Una circulacin continua puede erosionar y romper los hules (Chunk) del estator.

Rotacin del Motor La rotacin del motor con ngulos mayores de 1.83 grados no se recomienda

(dao de housing y fatiga) La velocidad de rotacin no debe exceder 60 RPM (carga cclica en exceso en

housing) Fluidos de Perforacin

Diseado para operar prcticamente con todos los fluidos de perforacin como agua fresca y salada, fluidos base aceite, lodos con aditivos de control de

viscosidad o perdida de circulacin, y con gas nitrgeno. Los fluidos basados en hidrgeno pueden ser dainos a los elastmeros.

Alto contenido de cloruros puede daar los componentes internos. Se debe mantener el contenido menor al 5%

Se debe mantener el contenido del arena al 0.5%

Presin Diferencial Es la Diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo (cargado) y arriba

del fondo (no cargado). Una cada de presin excesiva en el rotor y el estator causara un lavado prematura

(chunking), y daar el desempeo. La mxima presin diferencial depende del cuanto flujo se bombee a travs del

motor, mientras mas alto sea el flujo la presin permisible es menor. Perforacin Bajo balance (Underbalance)

La razn adecuada gas/liquido debe utilizarse para no daar el motor. Bajo condiciones de operacin de alta presin, el nitrgeno no puede impregnarse

en el estator y expandirse al sacar tubera del pozo provocando burbujas o danos en los hules del estator.

Aumentos de presin.

Decremento de presin. Perdida de taza de penetracin.

Incremento de presin Motor represionado (Stalled)

Motor o Broca taponada. Pozo de bajo calibre (Undergauge -tight Hole)

Vlvula Dump Sub abierta.

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Estator daado o gastado. Lavado de tubera / quebrada Twist-off

Perdida de circulacin. Influjo de gas (Gas kick).

.

Perdida de la Taza de penetracin. Broca gastada o embolada.

Estator gastado (Motor dbil). Motor represionado (Stalled).

Cambio de formacin. Estabilizador o tubera colgada.

Beneficios del Rotary Steerable

La rotacin continua de la sarta de perforacin reduce la probabilidad de differential sticking.

Reduce torque y arrastre debido a una curvatura de pozo

mas uniforme.

Pozos de alcance mas largo. Secciones horizontales y laterales mas largas.

Mejora la evaluacin debido a los pads de la herramienta wireline.

Mejora la evaluacin de la formacin con herramientas

LWD.

Control de desviacin en pozos verticales.

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PUSH THE BIT VERSUS POINT THE BIT

Planeamiento de un pozo direccional

Geologa Produccin y completacin.

Restricciones de perforacin.

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GEOLOGIA

Produccin y completacin

Tipo de completacin requerida (trabajo de fracturas,

bombas y rodillos,etc)

Requisitos de completacin para mejorar la recuperacin.

Requisitos de posicionamiento del pozo para planes

futuros de produccin/drenado.

Temperaturas y presiones de fondo.

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RESTRICCIONES DE PERFORACION

Restricciones de Perforacin

Tamao y profundidad del casing. Tamao del Agujero.

Fluido de perforacin requerido. Equipo de perforacin y capacidad.

Duracin de los servicios direccionales utilizados. Influencia del equipo para tomarsurvey y trayectoria del pozo.

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PLANEAMIENTO

Planeamiento

Evitar altas inclinaciones a traves de formaciones de fallas severas, quebradizas o lechados.

En pozos horizontales se puede identificar contactos gas

/agua.

Tazas de giro (Turn rates) en secciones laterales de pozos horizontales.

Verificar las tazas de construccin del motor.

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METODOS DE ADQISICION DE DATOS

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Existen dos mtodos en el cual se puede adquirir informacin LWD: En Memoria Tiempo Real

Discutiremos lo siguiente acerca de cada uno:

Procesos de Medicin Ventajas y Desventajas.

Proceso de Medicin de Datos en Memoria

Los datos en la memoria LWD se obtienen mediante el muestreo de los sensores en el fondo, almacenando los datos en la memoria, y recuperando los datos una vez

que se saca la herramienta del pozo.

Cada uno de los datos esta asociado con del reloj maestro.

Se realiza un monitoreo de la profundidad vs. tiempo en

la superficie durante la perforacin.

La sincronizacin de los relojes en superficie y en la herramienta al inicio de la corrida es critica.

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Durante el proceso despus de la corrida, los tiempos de los archivos de profundidad y datos de la herramienta se

ajustan para crear un archivo que contiene datos vs profundidad utilizado para crear registros.

Alta Resolucin de Datos:

La resolucin de datos es al menos tan buena o mejor que la data en tiempo real.

La resolucin en tiempo real generalmente no es mayor a 8 bits (excepto data de surveys)

La resolucin de grabado es al menos 8-bits, y llegan hasta 16-bits. Tpicamente reemplazados en tiempo real una vez que es extrado de la

memoria de la herramienta. Independiente de Problemas de transmisin.

No existe data perdida debido a problemas de deteccin o problemas de superficie.

Tazas de muestreo rpida. -Mas datos por intervalos de profundidad. -Puede almacenar datos mucho mas rpido que transmitirlos. -Puede registrar al agujero

mas rpido que en tiempo real con la misma calidad en los datos.

Desventajas de los Datos de memoria

No proporciona retroalimentacin como RT. Datos de memoria no son de utilidad para la mecnicade perforacin, datos tales

como presin y vibracin. Datos de memoria no son tan tiles para drilling mechanics data como presion y

vibracion (solo como datos historicos) Es difcil de usar para prediccin de pore pressure casing y puntos de muestras

de core. Impractico y muy costoso para usar datos de memoria para perforacin

direccional y aplicacionesgeosteering.

Los Datos LWD en tiempo real se obtienen de sensores en el fondo, se transforma la informacin en formato binario,y se transmiten los datos a travs de algn medio

hacia la superficie La transmisin es decodificada en la superficie, losdatos son procesados y se

asocian con profundidad para crear registros en tiempo real. El proceso parece simple, pero es extremadamentecomplejo y requiere una

combinacin de una sucesin de eventos para que un dato pueda serprocesado.

Mtodos de telemetra en tiempo real

En aplicaciones LWD en tiempo real existen 3 diferentes mtodos de telemetra:

Pulso de lodo Positivo Pulso de lodo Negativo

Electromagntico

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Telemetriabasicamente esta relacionada a el acceso y

transmision de datos desde y hacia locaciones remotas

La industria LWD no creo la telemetra, pero la ha adaptado de otras disciplinas

TELEMETRIA DE PULSO DE LODO

TELEMETRIA DE PULSO POSITIVO

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TELEMETRIA DE PULSO NEGATIVO

Ventajas de la Telemetra de Pulsos de Lodo

Operacin Mecnica Sencilla Confiable con el mantenimiento adecuado

Mtodo de Telemetra Original; alrededor de 20 anos de desarrollo y mejora.

El medio de transmisin debe ser no comprimible (no

aire en la columna de lodo)

Tazas de transmisin de datos (1 a 3 bits/sec) Tcnicas de procesamiento avanzado son requeridas

para reducir los efectos de distorsin y ruido con banda de telemetra.

Capacidad limitada two-way downlink (serie de

reciclaje de bombas para cmabiar de modo o frecuencia)

Sistemas de pulsos negativos requieren amplia cada

de presin debajo de la vlvula para generar suficiente amplitud de pulso.

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Los sistemas de Pulsos Positivos requieren el uso de filtros (drill pipe screen).

Telemetra Electromagntica Una Antena emisora EM inyecta una corriente elctrica hacia la formacin alrededor

del agujero.

Se crea una onda electromagntica, la cual se

propaga en la formacin mientras es canalizada a

travs de la tubera.

Los datos son transmitidos por modulacin de corriente y

descodificacin en la superficie.

La propagacin de las ondas

EM por la tubera es mejorada por el efecto guiador de la

tubera elctricamente conductora.

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TELEMETRIA ELECTROMAGNETICA

Ventaja de la Telemetra Electromagntica

No presenta restricciones al fluido de perforacin; el fluido puede ser comprimible o no comprimible (puede

ser utilizado en aplicaciones Bajo balance)

Menor tiempo para tomar survey entre conexin (la herramienta siempre esta prendida; no necesita ciclar las

bombas para prenderla o apagarla)

Ilimitada comunicacin en dos vas con la herramienta en el fondo

Sin partes mviles.

DESVENTAJA DE LA TELEMETRIA ELECTROMAGNETICA

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CONDICIONES DEL AGUJERO

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Las Condiciones del Agujero

Se considerara a las condiciones del agujero presentes en el espacio anular y a la formacin afectada por

invasin del fluido de perforacin

Cualquier barrera fsica entre el detector y la roca de la formacin no-invadida debe ser tomada en cuenta

antes de interpretar los registros

Aspectos claves a discutir:

Propiedades del fluido de perforacin Propiedades de la Formacin

Presin Diferencial del Agujero/Formacin

PERFIL RADIAL DEL AGUJERO

Propiedades del Fluido de Perforacin

El Fluido de Perforacin proporciona funciones criticas durante la perforacin de un pozo:

Limpieza del Agujero (transporte de recorte)

Slidos en suspensin (geles, PV/YP) Hidrulica en Barrena (ayuda a la barrena a remover recortes)

Lubricidad (reduce torque y arrastre) Controla el dao a la formacin (lodo base aceite,filtrado)

Estabilidad de Agujero (controla la presin de la formacin, previene que el agujero se colapse, inhibe la hinchazn de lutitas)

Enfra el BHA

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El Fluido de Perforacin tambin puede crear alguno efectos

colaterales no deseados:

Disminuye el ROP al aumentar la densidad del lodo Causa problemas en la deteccin de datos en Tiempo Real si la viscosidad del

lodo es muy alta Puede causar danos irreversibles a la formacin

Costosos los lodos base aceite requieren contenedores y procesos para reciclar los recortes

Se filtra en espacios porosos de formaciones permeables (en situaciones sobrebalance) haciendo la interpretacin de registros mas compleja y difcil

Las herramientas de registros de vuelven inefectivas o no tiles (lodos base aceite, lodos saturados de sal) y pueden alterar severamente la respuesta del

sensor (aditivos en el lodo).

PROPIEDADES DE LA FORMACION Las caractersticas fsicas de la formacin afectaran la respuesta del sensor.

Algunas de las propiedades a considerar son: Porosidad de la Formacin

Permeabilidad de la Formacin Densidad y Saturacin de Fluido en los poros

Litologa Espesor de la Formacin

Contenido de Lutita

POROSIDAD DE LA FORMACION

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Porosidad de la Formacin Porosidad Efectiva es la razn entre el volumen de todos los poros

interconectados y el volumen total de roca. Solo los poros conectados con otros poros son capaces de acumular

petrleo. La porosidad efectiva depende de como las partculas de las rocas fueron

depositadas ycementadas y ascomo tambin de cambios diagenticos posteriores. La unidad bsica es el Darcy; 1/1000 de un Darcyes un millidarcy (md) La permeabilidad de las arenas comnmente se encuentra entre 0.01 y

10,000 md

POROSIDAD DE LA FORMACION

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PERMEABILIDAD DE FORMACION

alrededor 1 md

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Acumulacin de Fluido

La mayora de las reservas de petrleo son water-wet, esto significa que los granos de las rocas originalmente estaban

llenos de agua (depositados en ambientes marinos)

Todas las reservas contendrn algo de agua irreducible debido a las fuerza de atraccin entre el agua original, o connate, y la superficie de los granos de la roca (agua

adherida)

Cualquier hidrocarburo presente es el resultado del desplazamiento de agua mvil

La mayora de los pozos tienen una saturacin mxima de

aceite entre el 50

-80% Arriba del 80%, el aceite producido puede estar mezclado con

un poco de agua

Por debajo del 10%, el aceite no es recuperable. Las correcciones litolgicas son requeridas para las mediciones de algunos sensores cuando se registran

formaciones diferentes al estndar de calibracin el cual es tpicamente caliza.

DENSIDAD Y SATURACION DE FLUIDOS EN LOS POROS

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ESPESOR DE LA FORMACION

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CONTENIDO DE LUTITA

Presin Diferencial

La presin diferencial entre el agujero y laformacin puede tener un gran efecto en la respuesta del sensor LWD

Hay dos escenarios a considerar:

Sobrebalance Bajobalance

Una condicin sobrebalance existe cuando la presin circulante en el fondo es mayor a la presin de la

formacin.

Aunque esta condicin es considerada la forma mas segura de perforar puede causar los siguientes

efectos no deseables:

Invasin del Fluido de Perforacin. Perdida de Fluido.

Atrapamiento Diferencial de la Tubera. Bajos ROPs.

Costosos sistemas de fluido de perforacin. Estimulaciones costosas e inefectivas.

Perforacin Convencional Sobrebalance Sobrebalance para el control de pozos. Filtercake para perdidas de circulacin.

El diseo de fluido para la compatibilidad de la roca. Tratamiento despus de la perforacin.

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Casing y Cemento. Perforation(Baleo) y estimulacin.

Perforacin bajobalance puede reducir o eliminar algunos de los problemas asociados con perforacin sobrebalance, reduciendo la

presin de circulacin de fondo a presiones debajo o equivalente a la presin de la formacin.

Perforacin bajobalance tiene los siguientes beneficios:

Influjo Controlado del fluido del reservorio fluido o gases durante operaciones de perforacin.

Perforacin Controlada mientras con exactitud separando y midiendo

fluidos de perforacin recuperados y gases y fluidos producidos.

AGUJERO CONVENSIONAL EN PSB

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AGUJEROS HORIZONTALES PSB

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Altas tazas de Penetracin. Elimina pegado por presin diferencial.

Usa fluidos de perforacin simplificados. Permite evaluacin de la formacin para ser conducido durante la

perforacin*

*La mayor desventaja es que LWD convencionales con telemetra de pulsos positivos no pueden ser usados en fluidos de perforacin compresibles; solo telemetra electromagntica puede ser usado.

TEORIA DEL SENSOR LWD

Importancia de la Informacin Direccional

Entregar la informacion direccional exacta, y de alta calidad es tu prioridad mas

alta en mi pozo -El cliente

Algo para recordar:

Tienes solo una oportunidad para perforar el pozo en el lugar correcto No puedes asumir que porque la computadora cuenta con un valor , ese valor es

el correcto (BEBE)(GIGO) Cuesta a la compaa mucho dinero (Ganancia)

corregir informacin direccional incorrecta.

Implicaciones de una mala informacin direccional

Pozo perforado es perforado a una inclinacin o direccin correcta.

El pozo colisiona con otro pozo.

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El pozo cruza una lnea limite (lease line). Perdemos credibilidad con nuestro cliente.

Potencialmente pierdes tu trabajo. Un survey, o en forma mas apropiada survey station, cuenta

con los siguientes componentes. :

Inclinacin. Direccin del Pozo (Azimut).

Profundidad Medida.

La mas alta calidad de un survey se obtiene con una medida esttica.

La informacin del Survey le informa a l perforador direccional

donde el pozo se encuentra.

La inclinacin y direccin son mediciones hechas abajo en el agujero con sensores direccionales.

La Profundidad Medida es una medida que se realiza desde

la superficie, algunas veces monitoreando la profundidad.

La Direccin del Pozo es el ngulo, medido en grados,

INCLINACION

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del componente horizontal del pozo o del eje del sensor direccional desde una referencia al norte conocida

Esta referencia es norte verdadero o norte grid, y se mide por convencin en sentidohorario

Steering, o toolface data, es informacin dinmica y le comunica al perforador direccional la posicin del ajuste

del motor de fondo.

La orientacin del ajuste a la posicin deseada le permite controlar la trayectoria que va a seguir el pozo.

Existen dos tipos de toolface data

PROFUNDIDAD MEDIDA

Magntico

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Highside (Gravitacional)

TOOLFACE TEORICO

El toolface gravitacional es la distancia angular de la linea del motor de fondo, relativa al eje de la herramienta, relativa al high side del pozo.

Toolface Gravitacional = Dir Probe Toolface

Gravitacional + Toolface Offset

Si la inclinacin del pozo es mayor a 5, entonces toolface gravitacionales pueden utilizarse.

El toolface sera referenciado al highside de la

herramienta direccional (probe), sin importar la direccin del pozo en el momento de tomar la medicin.

El toolface ser presentado en un numero de grados o a

la izquierda o a la derecha del highside.

En el ecuador magntico, Bh= Btotal, Bv = 0

TOOLFACE GRAVITACIONAL.

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EJS DE MAGNETROMETROS Y ACELEROMETROS ELECTRONICOS

ACELEROMTROS DE CUARZO

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MAGNETROMETROS DE FLUJO

CAMPO MAGNETICO TERRESTRE

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CAMPO MAGNETICO DE LA TIERRA

EARTHS MAGNETIC FIELD

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COMPONENTES DEL CAMPO MAGNETICO DE LA TIERRA

ANGULO DIP VS. LATITUD

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Btotal En los Polos magnticos,

Bv = Btotal Bh = 0 Bh = 0, Bv = Btotal

Bh es la proyeccin (usando el ngulo dip) de Btotal en el plano

Bh = Btotal(cos Dip) horizontal

Btotal Bv = Btotal(sin Dip)

DECLINACION MAGNETICA

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MOVIMIENTO DEL POLO MAGNETICO NORTE VERDADERO (TRUE NORTH)

51

Para convertir el norte magntico al norte verdadero, la declinacin debe ser sumada. :

Direccin Verdadera = Direccin Magntica +

Declinacin

Nota Importante:

La declinacin al este es positiva y la declinacin al oeste es negativa para los dos hemisferios norte y sur.

Aplicando Declinacin al Este

Una declinacin al este significa que el norte magntico se encuentra al este del

norte verdadero

Por ejemplo, si la direccin del pozo al norte magntico es 75 y la declinacin

es 5 al este, la direccin al norte verdadero se deber calcular de la

manera siguiente.

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Direccin Verdadera = Direccin Magntica + Declinacin

80 = 75 + (+5)

Una declinacin al oeste significa

que el norte magntico esta al oeste del norte.

Por ejemplo si la direccin del pozo

al norte magntico es 120 y la declinacin es 5 oeste, la direccin

al norte verdadero se deber calcular de la manera siguiente:

Direccin Verdadera = Direccin Magntica + Declinacin.

115 = 120 + (-5)

53

ALICANDO DECLINACION AL OESTE

Partiendo que la declinacin es la suma de grados de correccin a la direccin magntica del pozo, cualquier

error hecho en la declinacin tiene serias consecuencias.

Por ejemplo, si se aplica una declinacin de +18 en vez de usar una declinacin de -18 la direccin reportada del

pozo ser incorrecta por 36!

Este error podra no ser detectado hasta que la informacin se compare con surveys independientes.

La correccin de

convergencia aumenta conforme la locacin se

aleja del ecuador y el meridiano central.

La convergencia no

deber ser mayor a +/-3 , de otra manera se ha

escogido un meridiano central incorrecto.

Para convertir de Grid North a True North, la

convergencia debe ser substraida:

Direccin Grid = Direccin Verdadera Convergencia Nota Importante:

CONVERGENGIA GRID.

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PROYECCION GRIG UTM

55

ZONA GRID

56

COMPARANDO PROYCCIONES GRID

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Convergencia al Este es positiva & al Oeste es negativa en el hemisferio Norte. Convergencia al Este es negativa y al Oeste es positiva en el hemisferio sur.

APLINCANDO DE UNA CONVERGENCIA AL ESTE

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Aplicacin de la Declinacin y Convergencia

simultneamente

Reemplazando en la formula por la direccin de norte verdadero en la ecuacin del norte

grid proporciona la siguiente formula :

Direccin Grid = Direccin Magntica + Declinacin Convergencia

(Declinacin Convergencia) se denomina

Correccion Total

Si la declinacin magntica es 5 este y la convergencia grid 3 oeste, y la direccin

magntica es 130, la direccin grid se calcula:

138 = 130 + (+5) -(-3)

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Perforar hasta el final de la junta o parada (3 tuberas) y detener la mesa rotaria.

Trabajar la tubera arriba y abajo para liberar torque en

la sarta de perforacin.

Situar la broca al punto del survey y apagar las bombas.

Esperar 30 60 segundos

Encender las bombas y transmitir el survey a la superficie (la tubera se puede mover lentamente

mientras se manda el survey ).

Fuentes de error en Inclinacin en tiempo real

Estos factores pueden introducir errores en el valor de

inclinacin que se entrega al perforador direccional:

Movimiento durante el survey (axial o rotacional). Acelermetro o falla electrnica asociada.

Calibracin fuera de especificaciones. Exactitud de los sensores.

Resolucin de datos en tiempo real.

La inclinacin obtenida, concuerda con las acciones del perforador direccional?

Se encuentra Gtotal dentro +/-0.003 g de la Intensidad

del Campo Gravitacional Local?

Gtotal = (Gx2 + Gy2 + Gz2 ) 1/2

Fuentes de error de azimut en tiempo real

Estos factores pueden introducir errores en la direccin del pozo que se entrega al perforador direccional :

Interferencia Magntica (axial o inter-axial). Magnetmetro o falla asociada al hardware.

Calibracin fuera de especificacin. Valor de acelermetro Malo (la inclinacion y la cara de la herramienta en

posicin alta son parte del calculo!). Error matemtico (en inclinaciones de 0 y 90).

Exactitud de los sensores.

60

Resolucin de datos en tiempo real. Latitud, Inclinacin, Direccin de pozo.

Declinacin incorrecta y/o Convergencia.

El azimut obtenido, concuerda con las acciones del perforador direccional?

Se encuentra Btotal dentro +/-350 nT de la

Intensidad del Campo Magntico Local?

Btotal = (Bx2 + By2 + Bz2 )

Se encuentra Gtotal dentro +/-0.003 g de la Intensidad del Campo Gravitacional Local?

Criterio adicional para la aceptacin de un survey

(Bx * Gx) + (By * Gy) + (Bz * Gz) MDIP = ASIN {----------------------------------------------}

Gtotal * Btotal Se encuentra el Angulo Magntico (Dip) calculado en +/-0.3 del Angulo Magntico

Local ? MDIP utiliza valores de los acelermetros ymagnetmetros pero no es tan

sensible al criterio de aceptacin como Gtotal y Btotal. Es posible que MDIP este fuera de especificacin pero Gtotal y Btotal no lo

estn. NOTA: MDIP no debe ser utilizado como criterio de aceptacin para

descalificar un survey si Gtotal y Btotal se encuentran dentro de especificaciones Gtotal = (Gx2 + Gy2 +Gz2 ) 1/2

Btotal = (Bx2 + By2 +Bz2 ) 1/2 (Bx * Gx) + (By * Gy) + (Bz * Gz) MDIP = ASIN {----------------------------------------------} Gtotal * Btotal

Limites de aceptacin para Survey

Gtotal = Gravedad Local +/-0.003 g Btotal = Campo Magntico Local +/-350 nT

MDIP = Dip Local +/-0.3 Dada la siguiente informacin, decidir si la calidad del survey esta dentro de

los lmites. Referencias Locales: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355 nT Mdip = 75.20

INC AZ Gtotal Btotal MDip

3.72 125.01 1.0012 58236 75.25

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Basado en tus observaciones, los valores de inclinacin y azimut son aceptables?

Ejemplo de Calidad de un Survey #1

Dada la siguiente informacin, decidir si la calidad del survey esta dentro de los limites

Referencias Locales: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355nt

Mdip = 75.20

INC AZ Gtotal Btotal MDip 3.72 125.01 1.0012 58236 75.25

+0.0012 -119 -0.05 Basado en tus observaciones, los valores de inclinacin y azimut

son aceptables? SI / SI


Referencias Locales:

Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355 nT Mdip = 75.20



Ejemplo de Calidad de un Survey #2





+0.0009 -354 -0.36


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SI / NO






2005 Weatherford. All rights reserved.

Dada la siguiente informacin, decidir si la calidad del survey esta

dentro de los limites

Referencias Locales: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355 nT Mdip = 75.20


-0.0047 -205 -0.92


NO / NO


dentro de los lmites.




Survey Quality Example #4


dentro de los limites

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+0.0120 -732 -1.76 Basado en tus observaciones, los valores de inclinacin y azimut son

aceptables? NO/NO.

Una vez que se ha verificado la calidad de la inclinacin, direccin del pozo, y profundidad

medida en la estacin del survey los datos son proporcionados al perforador direccional

El calculo de los surveys se realiza entre

estaciones de surveys para proporcionar al perforador direccional una idea de la trayectoria del

pozo en los planos vertical y horizontal

Si los parmetros de entrada son idnticos los valores de los surveys calculados en tu reporte de

surveys debe ser igual al reporte del perforador direccional.

En la proyeccin

vertical el perforador direccional grafica la Profundidad Vertical

Verdadera vs la Seccin Vertical

El pozo debe pasar entre el espesor del objetivo vertical a lo

largo de la direccin de la seccin vertical para

poder alcanzar el objetivo en este plano.

64

METODOS PARA CALCULAR SURVEY

METODO DE CLCULO TANGENCIAL

65

METODO DE CALCULO DE ANGULO PRMEDIO

METODO DE CALCULO DE RADIO DE CURVATURA

66

COMPARACION ENTRE METODOS

67

TERMINOLOGIA DE LOS SURVEYS

68

TERMINOLOGIA DE LOS SURVEYS

69

CALCULO DE LA SECCION VERTICAL

Proyeccin Horizontal

En la proyeccin horizontal el perforador

direccional grafica Latitud vs Departure.

El pozo debe pasar entre

el radio del objetivo

70

Propuesta horizontal a lo largo de la

direccin del objetivo propuesta para poder alcanzar el objetivo en

este plano.

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Manual Direccionalspan

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