Registros Direccionales

Baker Hughes INTEQ

Registros Direccionales (Directional Surveying)

Tecnolog铆as en Perforaci贸n y Evaluaci贸n

750-500-096S Rev. A

Agosto 1998

Confidencial

Technical Communications P.O. Box 670968 Houston, TX 77267-0968 USA 713-625-4694

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Table of Contents

Table of Contents General Propósito . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii Grupos Usuarios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii Objetivo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ii Objetivos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . iii Capítulo 1

Razones para Tomar Registros Direccionales Se toman registros para: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-1 ¿Qué Miden los Instrumentos de Registros Direccionales? . . . 1-2 Definiciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-3 Función del Operador de Registros Direccionales en el lugar del pozo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-4 Ejercicios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-6 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1-6 Capítulo 2

Conceptos y Términos en Registros Direccionales Generando mapas de La Tierra . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 Latitud y Longitud . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-1 Cartografiando Diferentes Proyecciones . . . . . . . . . . . . . . 2-2 Proyección Cónica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-4 Proyección Mercator . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-4 Geometría . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-6 Coordenadas Polares . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-6 Coordenadas Cartesianas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-6 Referencias en los Registros Direccionales de Pozos . . . . . . . . 2-9 Referencias de Profundidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-9 Referencias de Inclinación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-10 Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

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Registros Direccionales

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Referencias de Azimuth . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-10 Norte Verdadero (Geográfico) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-11 Norte Cuadrícula o Norte de Mapa . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-11 Mercator Transversal Universal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-11 Declinación Magnética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-13 Declinación Este: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-14 Declinación Oeste: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-15 Convergencia de Cuadrícula . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-16 Elipsoide de Incertidumbre . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-18 Términos y Definiciones en Registros direccionales . . . . . . . 2-20 Profundidad Medida (Measured Depth / MD) . . . . . . . . . 2-20 Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth / TVD) . . . . . . . . . . . . . . . . 2-20 Inclinación (desvío / Drift) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-20 Azimuth (dirección del pozo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-21 Norte Verdadero . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-22 Norte Cuadrícula o Norte de Mapa . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-22 Norte Magnético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-23 Lado Alto (High Side) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-23 Herramienta (de fondo) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-23 Toolface (Orientación de la Cara de la Herramienta) . . . . 2-23 Orientación de Toolface . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-24 Toolface Lado Alto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-24 Toolface Magnético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-24 Interferencia Magnética . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-25 Corrección de Declinación Magnética . . . . . . . . . . . . . . 2-25 Buzamiento Magnético (Magnetic Dip) . . . . . . . . . . . . . 2-25 Pata de Perro (Dog Leg / DL) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-26 Severidad de la Pata de Perro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-26 Sección Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-27 Cierre (Closure) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-27 Interferencia de la Sarta de Perforación . . . . . . . . . . . . . 2-28 Pescado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-28 Acelerómetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-29 Magnetómetro . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 2-29 Ejercicios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2-30 Conceptos de Registros Direccionales . . . . . . . . . . . . . . 2-30

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Registros Direccionales

Table of Contents

Capítulo 3

Herramientas de Registro Direccional Tipos de Herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1 Magnéticas Versus Giroscópicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1 Instrumentos Magnéticos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-1 Instrumentos Giroscópicos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-3 Herramientas Magnéticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-4 Single Shot Magnético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-4 Los Componentes del Instrumento Básico . . . . . . . . . . . . . . . 3-6 Multitomas Magnéticas (Multishots) . . . . . . . . . . . . . . . . 3-8 Herramienta de Survey Electrónico Magnético (EMS) . . . 3-9 Herramienta Dirigible de Cable (Wireline) . . . . . . . . . . . 3-10 Herramientas Giroscópicas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-12 Giroscopio de Toma Unica (single shot) . . . . . . . . . . . . . 3-12 Giroscopio Multitomas (multishot) . . . . . . . . . . . . . . . . 3-12 Seeker (Buscador) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-13 RIGS . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-14 Factores en la Selección de la Herramienta . . . . . . . . . . . . . . 3-16 Factores que influyen la selección de herramientas de registros direccionales: . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-16 Ejercicios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-18 Herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3-18 Capítulo 4

Cálculos en Registros Direccionales Métodos de Cálculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-1 Método del Angulo Promedio: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-2 Método del Radio de Curvatura: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-2 Método de Curvatura Mínima: . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-3 Cambio en profundidad medida . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-4 Dogleg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-5 Ratio Factor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-6 Cambio en Coordenadas Norte/Sur . . . . . . . . . . . . . . 4-7 Cambio en Coordenadas Este/Oeste . . . . . . . . . . . . . 4-8 Cambio en Profundidad Vertical TVD . . . . . . . . . . . . 4-9 TVD Total . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-10 Coordenadas Totales Norte/Sur . . . . . . . . . . . . . . . . 4-11 Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

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Registros Direccionales

Table of Contents

Coordenadas Totales Este/Oeste . . . . . . . . . . . . . . . 4-12 Closure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-13 Definición de Sección Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-15 Diferencia de Dirección (DD) . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-16 Sección Vertical . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-18 Severidad de Dogleg . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-19 Ejercicios . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-20 Métodos de Cálculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4-20 Appendix A

Cálculos del Angulo Promedio Appendix B

Datos Comparativos sobre Herramientas y Competencia Matriz de Competidores . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-2 Hoja de Campo de Multishots Magnético . . . . . . . . . . . . . . . B-3 Hoja de Campo para Cálculos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-4 Respuestas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-5 Introducción . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-5 Conceptos de Registros direccionales . . . . . . . . . . . . . . . B-6 Herramientas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-8 Métodos de Cálculo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-9 Notas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-10 Preguntas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-11 Referencias . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . B-12

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Prefacio

General La formación de Baker Hughes INTEQ ha cubierto numerosas necesidades en los diferentes niveles de educación, desarrollo de habilidades, desarrollo de personal y entrenamiento de la fuerza laboral.

Está plenamente reconocido que la educación y el entrenamiento de la fuerza laboral son dos áreas diferentes que necesitan ser atendidas en paralelo. El entrenamiento enlazado (transferencia de habilidades) se relaciona más específicamente con el personal de campo y representa un proyecto a más largo plazo. Se pueden utilizar los programas técnicos disponibles para cubrir este entrenamiento enlazado.

Este manual puede ser utilizado a través de nuestra organización para levantar la competencia y el entendimiento a un mismo nivel..

•

Ayudará al personal de ventas, de soporte técnico y gerencia que escucharán y tengan un motivo para discutir acerca del tema diariamente.

•

Es para usarse antes de, y junto con, los cursos fundamentales apropiados; para familiarizar al lector con los conceptos, los tipos de herramientas, definiciones y terminología relacionadas existentes en la industria.

•

No es para el personal altamente entrenado en el área técnica, que necesita un conocimiento profundo del tema.

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Registros Direccionales

General

Propósito Proveer una base para el desarrollo de la capacidad y la comprensión de la tecnología de registros de desviación.

Grupos Usuarios Los grupos para los cuales se ha diseñado este manual de entrenamiento son: •

Personal sin contacto técnico con clientes y otros profesionales

•

Profesionales de las áreas de ventas y servicio a los clientes

Objetivo Los objetivos claves son:

ii

•

Al menos 90 % de calificación en el DSCC (Prueba de Capacidad en Registros Direccionales)

•

Completar un Programa de Entrenamiento en los Fundamentos de Registros Direccionales

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Registros Direccionales

General

Objetivos Después de leer y estudiar este texto elemental, el lector será capaz de: •

Explicar el papel del operador en la toma de registros direccionales en el campo

•

Explicar los parámetros que miden las herramientas de registros direccionales

•

Dar cuatro razones para tomar registros direccionales de pozos

•

Explicar las diferencias entre los distintos tipos de herramientas de registros direccionales

•

Leer un reporte de registros direccionales

•

Graficar las coordenadas de ubicación en un plano de desviación de pozo

•

Explicar lo que se entiende por “Pata de Perro” (Dogleg)

•

Explicar lo que se entiende por “Orientación de la Herramienta” (Toolface)

•

Explicar lo que se entiende por “Lado Alto” (High Side)

•

Explicar lo que se entiende por “Sección Vertical” (Vertical Section)

•

Explicar lo que se entiende por “Desplazamiento” (Closure)

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Registros Direccionales

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General

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Capítulo

1

Razones para Tomar Registros Direccionales Se toman registros para: •

permitir los cálculos de las coordenadas del pozo a diferentes profundidades, especificando con precisión la trayectoria del pozo y la posición actual.

•

medir la inclinación y la dirección en el fondo del pozo y determinar por tanto hacia donde se dirige el pozo.

•

determinar la orientación del toolface de las herramientas de deflexión o de los sistemas dirigibles.

•

localizar “patas de perro” (dog leg) y permitir calcular los valores de la severidad del dog leg.

Se Necesita Saber el Curso Preciso de un Pozo para: •

conseguir el objetivo de las áreas geológicas.

•

evitar colisiones con otros pozos, especialmente al perforar desde una plataforma.

•

definir el objetivo de un pozo de alivio en el caso de un reventón.

•

dar una mejor definición de los datos geológicos y de reservorio para optimizar la producción.

•

cumplir con los requisitos legales localmente.

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Registros Direccionales

Razones para Tomar Registros

¿Qué Miden los Instrumentos de Registros Direccionales?

La mayoría de las herramientas de registros miden la inclinación y la dirección del pozo a una profundidad determinada.

Inclinación

Dirección La medición de la “Dirección” de un pozo se puede expresar en varios formatos. Los dos más usados en perforación y registros direccionales son: 1.

Cuadrante

2.

Azimuth

Por ejemplo, el método del Cuadrante expresa la dirección de la siguiente forma: N 45° O ó S 38° O ó N 63° O etc.

Esta es la manera como se leería una brújula magnética estándar.

Y el método del Azimuth expresa las direcciones como: 45° ó 142° ó 297° etc.

Este método toma la dirección y la expresa como si se tomara una circunferencia y se mide de 0° -360°, medida en el sentido de las agujas del reloj desde el Norte como

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Registros Direccionales

Razones para Tomar Registros

referencia.

El azimuth es más lógico y fácilmente manejable en los cálculos; por lo tanto, es el método recomendado por INTEQ. Para necesidades específicas de los clientes se encuentra disponible el método del cuadrante.

Definiciones •

La inclinación de un pozo en un punto dado es el ángulo entre el eje axial del pozo y la vertical representada por una plomada.

•

El azimuth de un pozo en un punto dado es la dirección del pozo medido en un plano horizontal, (0°-360°) en el sentido de las agujas del reloj tomado como referencia el Norte. Estos dos componentes, junto con la profundidad, se usan para calcular las coordenadas de la trayectoria del pozo.

Las excepciones a lo anterior son los Sistemas de Navegación Inercial. Este tipo de herramienta mide los componentes de la aceleración a lo largo de tres ejes cuando la herramienta se mueve. Las aceleraciones medidas se integran dos veces con respecto al tiempo para obtener primero velocidades y luego desplazamientos.

Estos desplazamientos son las coordenadas del pozo.

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Registros Direccionales

Razones para Tomar Registros

Función del Operador de Registros Direccionales en el lugar del pozo Los operadores de registro de Baker Hughes INTEQ están entre los mejor equipados y entrenados en la industria. Su previsión y conocimiento a fondo de las tecnologías de registro es el factor principal en la conclusión exitosa de cualquier trabajo de registros direccionales.

El rol o función de estos operadores se puede categorizar dentro de algunas áreas amplias:

1-4

•

Se aseguran que la instrumentación magnética o giroscópica adecuada sea entregada en la locación.

Confirman también el cumplimiento cabal de la calibración y el control de calidad.

•

En el sitio, el operador es responsable por la corrida de la instrumentación en el pozo. Los instrumentos adquirirán información pozo abajo de la posición del pozo y la posición toolface y los transmitirá a la superficie o bien los guardará para luego regresarlos a la superficie. Las técnicas antiguas grababan la inclinación y el azimuth (dirección) del pozo, midiéndose la profundidad (measured depth, MD) en la superficie. Las nuevas tecnologías de navegación inercial graban los cambios en la posición.

•

Usando los datos recopilados, el operador realiza cálculos matemáticos en el campo para determinar la posición y el perfil del pozo. Genera entonces un reporte de campo para el representante del cliente. A su regreso a la oficina, se verifica el registro por otro operador calificado. Se entrega entonces al cliente el reporte final generado en computadora.

•

El operador también ayuda al perforador direccional u otro representante de servicios, dándole los datos grabados para orientar los ensamblajes dentro del pozo como son: motores, herramientas varias, etc.

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Registros Direccionales

Razones para Tomar Registros

Estas mismas medidas las puede usar el operador de orientaciones de nĂşcleos.

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Registros Direccionales

Razones para Tomar Registros

Ejercicios Introducción 1.

1-6

Las registros direccionales se usan para: (seleccionar todas las respuestas correctas) a.

Cumplir con requisitos legales

b.

Seleccionar los mejores ensamblajes de perforación para perforar pozos horizontales

c.

Ayudar en la evaluación de las características del reservorio

d.

Determinar la herramienta más popular usada en un cierto ambiente de perforación

e.

Determinar los registros direccionales exactos en la superficie del taladro de perforación

f.

Ayudar en las operaciones de rastreo

g.

Verificar que el programa de perforación direccional va de acuerdo al perfil del pozo

h.

Obtener un registro direccional preciso del pozo

i.

Determinar la orientación de la herramienta

j.

Colocar el equipo de perforación dentro de las líneas de concesión apropiadas

2.

Se necesita un conocimiento preciso de la posición del pozo para: (seleccionar todas las respuestas correctas)

1.

conseguir el objetivo de las áreas geológicas a.

evitar colisionar con otros pozos, especialmente durante la perforación desde una plataforma

b.

definir el objetivo de un pozo de alivio en caso de un reventón

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Registros Direccionales

2.

3.

Razones para Tomar Registros

c.

dar una mejor definición de los datos geológicos y de reservorio para la optimización de la producción

d.

cumplir con los requisitos legales localmente

Los instrumentos de registros direccionales miden: a.

la dirección horizontal del pozo como un ángulo a partir de la vertical

b.

el ángulo del pozo con respecto a la vertical y la dirección horizontal con respecto al Norte

c.

la inclinación con respecto al Norte

d.

los componentes de la aceleración a lo largo de dos ejes cuando la herramienta se mueve

¿Cuáles de las siguientes no es una función del operador en el sitio del pozo? a.

generar un reporte de registros direccionales en campo para el representante del cliente

b.

seleccionar la instrumentación de registro adecuada para entregar en el sitio de la perforación

c.

seleccionar la instrumentación de registro adecuada para localizar las líneas de arrendamiento

d.

operar los instrumentos para obtener la posición del pozo y/o la orientación de la herramienta

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Registros Direccionales

Razones para Tomar Registros

•Notes•

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Capítulo

2

Conceptos y Términos en Registros Direccionales Generando mapas de La Tierra

Latitud y Longitud Como la tierra es una esfera, no tiene comienzo, fin o bordes. Hay dos puntos de referencia: los polos.

Las líneas de longitud, son líneas que pasan por los polos Norte y Sur y se llaman meridianos. Ellas miden la distancia hacia el este o el oeste del meridiano principal, que fue establecido cerca de Greenwich, Inglaterra.

Universalmente, se acepta como la línea 0°. La longitud se mide 0° a 180° este y 0° a 180° oeste del Meridiano de Greenwich. Por esta razón nos podemos referir al “Hemisferio Oriental” y al “Hemisferio Occidental”. Sobre el otro lado de la tierra, 180°, se tiene la línea internacional de fecha.

Las líneas de latitud son líneas que rodean la tierra y son paralelas al Ecuador. Son llamadas paralelos y miden la distancia al norte o al sur del ecuador. Están equiespaciadas en grados, no en millas o kilómetros. Un grado de latitud es, aproximadamente, igual a 70 millas ó 112 kilómetros.

La mayoría de los globos terráqueos muestran sólamente paralelos y meridianos cada 15°. Como la tierra es achatada

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

en los polos hay una pequeña diferencia en la longitud de un grado.

Como una circunferencia tiene 360° y una semicircunferencia 180°, hay 90° desde el ecuador a los polos. La latitud mide 0° a 90° norte; desde el Ecuador al Polo Norte; o 0° a 90° sur, desde el Ecuador al Polo Sur.

Cartografiando Diferentes Proyecciones Para ser útiles, los datos del pozo deben estar relacionados con elevaciones o posiciones en la superficie. Es necesario entonces identificar con precisión la posición en la superficie.

Sin embargo, representar el globo en un mapa no es fácil.

Hay que imaginarse cortar un globo en dos y tratar de 2-2

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

aplanar los dos hemisferios. Los hemisferios se arrugarían y sus formas se distorsionarían. De hecho, cada mapa tiene algo de distorsión. Un mapa puede representar el tamaño correcto de los países o la forma correcta de áreas pequeñas, pero no ambos.

Hay muchas maneras de proyectar un globo sobre un plano. Imagínese un globo de cristal con líneas grabadas sobre su superficie. Las que corren paralelas al ecuador se llaman paralelos de latitud; las que conectan los polos se llaman meridianos de longitud.

Hay distintos tipos de proyecciones sobre mapas: Mercator, Cónica, Policónica, Conformal de Lambert y otras. Por ejemplo, la proyección Mercator está basada sobre un cilindro con los meridianos y paralelos como líneas rectas y la escala verdadera sólo en el ecuador. Las proyecciones cónicas se hacen como si se colocara un cono sobre el globo. Sobre los mapas Mercator, los paralelos son rectos; en los de proyección cónica son círculos. Los mapas Lambert se usan a menudo con fines militares y son la base de las cartas aeronáuticas norteamericanas. Esta clase de mapa es muy preciso sobre áreas pequeñas.

Independientemente del método empleado para construir un mapa particular, ciertas características son las mismas, éstas son las de uso cotidiano.

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

Proyección Cónica

DosParalelosEstándar(seleccionadosporelcartógrafo) Los mapas a gran escala se pueden pegar en los bordes si tienen los mismos paralelos estándar y la misma escala

PROYECCION CONICA. Se hace un mapa Conformal Cónico Lambert, proyectando el globo sobre un cono. Las líneas de latitud donde se tocan el globo y el cono se muestran más oscuras que el resto; se llaman paralelos estándar. La palabra “conformal” quiere decir que este mapa representa con precisión la forma de áreas pequeñas. Los mapas cónicos se usan para mostrar las partes del globo que van este u oeste en las latitudes medias. Los Estados Unidos pudieran ser un ejemplo.

Proyección Mercator

PROYECCION CILINDRICA (MERCATOR). El mapa en proyección mercator es muy común. Es el mejor en la navegación marina ya que la línea recta que conecta cualquier par de puntos da la mejor dirección en la brújula 2-4

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Conceptos y Términos en Registros

entre ellos. Este mapa representa muy bien la forma para las áreas cerca del Ecuador, pero distorsiona enormemente los tamaños relativos de las masas de tierra mientras más cerca están de cualquier polo. Por ejemplo, Alaska parece ser la mitad de Suramérica sobre el mapa, cuando en realidad es 11 veces más pequeña.

PROYECCION MERCATOR TRANSVERSAL. Esta proyección es igual a la Mercator salvo por la orientación del cilindro sobre el cual se proyecta el globo. Nótese que un meridiano sobre el globo toca la superficie del cilindro.

A lo largo de esta línea y hasta 15° a cada lado de ella, la distorsión no es excesiva, pero a mayores distancias a partir de esta línea, la distorsión se vuelve un problema serio. Esta proyección es usado por el United States Geological Survey para muchos mapas cuadrangulares dibujados a una escala de 7.5 minutos por grado lateral.

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Geometría Coordenadas Polares Para algunas aplicaciones, es más conveniente utilizar el sistema de Coordenadas POLARES. En la industria de la perforación direccional, este sistema define los registros direccionales de un punto como una distancia y una dirección a partir de un origen ( o POLO). Aunque no se muestren puntos sobre un gráfico en coordenadas polares, se usan coordenadas polares para representar una locación.

Cuando se calcula el desplazamiento del fondo del pozo, es en forma de coordenadas polares. El siguiente es un sistema de coordenadas polares adaptado para la industria direccional.

Se han graficado cuatro puntos en el ejemplo. El punto A está a veinte pies del polo en dirección N 30 O. La coordenada polar para el punto se escribe: 20’@ N 30° O. El punto B es 27’@ S 45° E, el punto C es 27’ @ S 66° O y el punto D es 15’ @ S 66° O.

Coordenadas Cartesianas Las ciencias y las matemáticas aplicadas a menudo utilizan la idea de asociar puntos con números. Al trabajar con reglas graduadas, los números se asocian con puntos sobre la escala. Los mapas asocian puntos sobre el mapa con pares de números sobre los lados del mapa. Una asociación 2-6

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entre un punto sobre una línea y un valor numérico es una LINEA NUMERO. El número asociado con un punto sobre una línea número es la COORDENADA del punto.

El punto es el GRAFICO de ese número. La línea número es un eje donde el punto 0 es el ORIGEN. Cada número real se puede asociar con exactamente un punto sobre la línea número.

En 1637 René Descartes, matemático y filósofo francés, desarrolló un método que asocia puntos sobre un plano con pares de números. Dibujando dos líneas número o ejes, perpendiculares en el punto 0 u origen, se forma un sistema de COORDENADAS RECTANGULARES. Un punto sobre este plano de coordenada se asocia con un par de números conocido como PAR ORDENADO.

El primer número en el par corresponde a la proyección horizontal del punto sobre la horizontal EJE X. El segundo corresponde a la proyección sobre la vertical o EJE Y. Los puntos P y Q están asociados con los pares ordenados (1,2) y (2,-3) respectivamente. Tales pares ordenados se llaman COORDENADAS RECTANGULARES. Este sistema de coordenadas rectangulares ha sido adaptado a la industria de la perforación direccional para Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

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varios propósitos. La aplicación más sencilla para entender es la determinación del fondo del pozo con respecto a la boca del pozo. En esta instancia, se construye un sistema de coordenadas rectangulares usando el eje Norte-Sur como eje Y y el eje Este-Oeste como eje X.

Esto elimina la necesidad de números negativos; sin embargo, éstos pueden usarse para representar Sur u Oeste.

Los pares ordenados todavía se usan para definir un punto sobre el gráfico. La coordenada Norte o Sur se da primero y luego la coordenada Este u Oeste. Cada coordenada debe tener también una dirección. Por ejemplo, los puntos R y S son S2 O4 y N3 E3, respectivamente. Este es la forma como el fondo del pozo se dibuja sobre la planta horizontal de una propuesta de pozo direccional.

Es importante notar que cada punto se representa por un par de números. Si el punto está cinco unidades al norte del origen, sus coordenadas son N5 E0, no N5 O0.

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Referencias en los Registros Direccionales de Pozos Con la excepción de los sistemas de navegación inercial, todos los sistemas de registros direccionales miden la inclinación y el azimuth a ciertas profundidades (profundidades medidas “a lo largo del pozo”). Estas medidas se deben llevar a sistemas fijos de referencia para que la ruta del pozo se pueda calcular y registrar. Los sistemas de referencia usados son: •

Referencias de profundidad

•

Referencias de inclinación

•

Referencias de azimuth

Referencias de Profundidad Hay dos clases de profundidades: •

La profundidad medida o “a lo largo del pozo” es la distancia medida a lo largo de la trayectoria del pozo desde el punto de referencia en la superficie hasta el punto del registros direccionales. Esta profundidad siempre se mide de alguna manera, es decir, por conteo de tubería o el contador de profundidad del wireline.

•

La Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth, TVD) es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad hasta un punto en la trayectoria del pozo. Normalmente, es un valor calculado.

En la mayoría de las operaciones de perforación la elevación de la Mesa Rotatoria (Rotary Table, RT) se usa como la referencia de profundidad medida (Working Depth Reference, BRT o RKB). También se conoce como elevación del piso de la torre de perforación. Para la perforación en plataformas flotantes la elevación de la

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mesa rotatoria no es constante y, por lo tanto, se usa una elevación promedio.

Para comparar pozos individuales en el mismo campo, se debe definir y usar una referencia común. Cuando se perfora un pozo de alivio hacia un pozo reventado, la diferencia en elevación entre las cabezas de pozo debe ser conocida con precisión. Costa afuera, se utiliza a veces el nivel promedio del mar. Las variaciones entre el nivel real del mar y el nivel promedio pueden medirse o se pueden leer en una tabla de mareas.

Referencias de Inclinación La inclinación de un pozo es el ángulo (en grados) entre la vertical local y la tangente al eje del pozo del pozo en un punto particular. La convención establece que 0° es vertical y 90° es horizontal. La referencia vertical es la dirección del vector local de gravedad como lo indicaría, por ejemplo, una plomada.

Referencias de Azimuth En registros direccionales hay tres sistemas de referencias de azimuth: •

Norte Magnético

•

Norte (Geográfico) Verdadero

•

Norte Cuadrícula o Norte de Mapa

Todas las herramientas de “tipo magnético” dan una lectura de azimuth referida al Norte Magnético. Sin embargo, el Norte Magnético cambia constantemente: por lo tanto, los cálculos de coordenadas finales siempre están referidos al Norte Verdadero o al Norte Cuadrícula o Norte de Mapa para obtener una referencia estable.

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Norte Verdadero (Geográfico) Esta es la dirección del Polo Norte geográfico, la cual cae en el eje de rotación de la Tierra. La dirección se muestra en los mapas por los meridianos de longitud.

Norte Cuadrícula o Norte de Mapa Durante las operaciones de perforación, se trabaja sobre una superficie curva, i.e. la superficie terrestre, pero cuando se calculan coordenadas en el plano horizontal se asume que se está trabajando en una superficie plana.

Obviamente, no es posible representar exactamente parte de la superficie de una esfera sobre un plano de pozo. Hay que corregir las medidas. Los principales sistemas de proyección se describen en la siguiente página.

Mercator Transversal Universal En la proyección mercator transversal la superficie del esferoide escogido para representar la tierra se envuelve en un cilindro que toca al esferoide en un meridiano escogido.

(Un meridiano es un círculo alrededor de la Tierra que pasa por ambos polos geográficos). Los meridianos de longitud convergen hacia el Polo Norte y por lo tanto no producen una coordenada rectangular. Las líneas de la cuadrícula sobre un mapa forman un sistema rectangular, la dirección hacia el norte la determina un meridiano de longitud específico. Esta dirección se llama Norte Cuadrícula o

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Norte de Mapa. Es idéntica al Norte Verdadero solamente para el meridiano específico.

La relación entre el Norte Verdadero y el Norte de Mapa está indicada por el ángulo “a” en la figura. La convergencia es el ángulo entre el norte cuadrícula o norte de mapa y el norte verdadero para la posición considerada.

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Declinación Magnética La declinación magnética es el ángulo entre el norte verdadero y el norte magnético en cualquier punto sobre la tierra.

Como una brújula reacciona a la componente horizontal del campo magnético terrestre, se usa para indicar la dirección desde el norte magnético. El norte magnético no es un punto estacionario sobre la tierra y no está localizado en el mismo punto del norte verdadero. Al momento, está en el norte de Canadá, cerca de Lougheed Island.

El polo norte geográfico es el punto en el hemisferio norte en el cual el eje de rotación de la tierra corta a la superficie terrestre. Se usa como norte de referencia cuando la dirección se reporta con respecto al “norte verdadero”.

Los instrumentos magnéticos que se utilizan para determinar la dirección de un pozo usan el norte magnético como su norte de referencia, pero la dirección nunca se reporta con respecto al norte magnético. Si la dirección ha de darse con respecto al norte verdadero, es necesario corregir la lectura magnética.

Esta corrección compensa la diferencia en la dirección entre ambos nortes en la locación donde se toma la medida y se llama “corrección de declinación magnética”. La declinación cambia tanto con

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el lugar como con el tiempo. El tiempo es importante puesto que el norte magnético se mueve lentamente.

Para determinar la dirección de la corrección de declinación magnética, es necesario saber si el norte magnético está al este o al oeste del norte verdadero. Como se puede ver en el diagrama, hay lugares donde la dirección del norte magnético y el norte verdadero es la misma.

La declinación se reporta como declinación este o declinación oeste. Se establece el tamaño de la corrección angular junto con la palabra este u oeste. Otra manera de reportar la declinación es dar la corrección angular como un número con signo positivo o negativo. Un número positivo indica declinación este y uno negativo, oeste.

Declinación Este: La declinación este ocurre cuando el norte magnético está al este del norte verdadero con respecto a la locación considerada. Para Norte y Sur América esto tendrá validez para cualquier lugar que esté al oeste de la línea de declinación cero (p.e., Texas, Alaska, California, México, etc.). Se aplica una corrección de declinación este cambiando (moviendo) la lectura magnética en dirección de las agujas del reloj sobre la brújula. Si la dirección se da usando el azimuth, el valor de declinación se suma al de la lectura magnética. Si la dirección se da usando cuadrantes, el valor de declinación se suma al valor en los cuadrantes noreste y suroeste (donde los números aumentan en el sentido de las agujas del reloj), y se substrae del valor en los cuadrantes sureste y noroeste (donde los números disminuyen en el sentido de las agujas del reloj). Por ejemplo: La declinación en una locación en Prudoe Bay, Alaska, en 1994 es 30°. (30° Este) Una ubicación magnética se lee como S 42° E (138° azimuth).

La dirección declinada es S 12° E (168° azimuth) 2-14

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Otra ubicación magnética en la misma locación es S 21° W (201° azimuth).

La dirección declinada es S 51° E (231° azimuth).

Declinación Oeste: La declinación oeste ocurre cuando el norte magnético está al oeste del norte verdadero con respecto a la locación considerada. Para Norte y Sur América esto tendrá validez para cualquier lugar que esté al este de la línea de declinación cero (p.e., New York, Georgia, Venezuela, Brasil, etc.). Se aplica una corrección de declinación este cambiando (moviendo) la lectura magnética en dirección contraria a las agujas del reloj sobre la brújula. Si la dirección se da usando el azimuth, el valor de declinación se resta al de la lectura magnética. Si la dirección se da usando cuadrantes, el valor de declinación se resta al valor en los cuadrantes noreste y suroeste (donde los números disminuyen en el sentido contrario a las agujas del reloj), y se suma al valor en los cuadrantes sureste y noroeste (donde los números aumentan en el sentido contrario a las agujas del reloj). Por ejemplo: La declinación en una locación en el Mar del Norte, en 1994 es - 5.0°. (5° Oeste) Una ubicación magnética se lee como S 42° E (138° azimuth).

La dirección declinada es S 47° E (133° azimuth) Otra ubicación magnética en la misma locación es S 21° O (201° azimuth).

La dirección declinada es S 16° O (196° azimuth).

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Conceptos y Términos en Registros

Dependiendo del cuadrante, la declinación este u oeste puede ser positiva o negativa cuando la dirección del pozo se expresa en orientaciones en cuadrante.

Declinación Oeste Corrección de declinación

Declinación Este Corrección de declinación

Convergencia de Cuadrícula Cada vez que se hace un mapa, las coordenadas deben convertirse desde una esfera (la Tierra) a una superficie plana. La mayoría de los mapas hoy en día utilizan la proyección mercator transversal. Esta proyección muestra los meridianos de longitud como líneas verticales sobre un mapa rectangular y la dirección hacia el norte como el Norte Cuadrícula o Norte de Mapa. En realidad, sólo el meridiano central corresponde al norte verdadero, todos los otros meridianos convergen hacia el meridiano central en el Norte Verdadero. El ángulo entre la cuadrícula rectangular y el meridiano verdadero, al doblarse éste hacia el meridiano central, se conoce como Convergencia de Cuadrícula, la cual se define como: La convergencia es el ángulo entre el norte cuadrícula o norte de mapa y el norte verdadero para el sitio considerado.

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Ejemplo:

Conceptos y Términos en Registros

Lectura Norte Verdadero = N 52 E Convergencia de cuadrícula = 1,5° E Azimuth de cuadrícula = 52° - 1,5° = N 50,5 E

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Elipsoide de Incertidumbre Cualquier medida tiene algo de incertidumbre asociada con ella. Si medimos la longitud de un cuarto, nuestra medida no será exacta, no importa con cuantos decimales lo reportemos. Varios factores afectan la calidad de nuestras mediciones. Cuán bien calibrada está nuestra cinta métrica, con qué precisión la leemos, la sostenemos con la tensión correcta, etc. Es posible investigar estos errores y tener una incertidumbre probable para cualquier medición usando este método, p.e., 0,05 pies por cada pie.

Un registro direccional es una medición en tres dimensiones y por lo tanto está sujeto a incertidumbres en cada dimensión, lo que resulta en un volumen de incertidumbre. Para cada punto a lo largo del registro, este volumen toma la forma de un elipsoide. En el pasado, la mayoría de la gente estaba interesada en la incertidumbre en el plano horizontal, desde entonces se utiliza a menudo el término “elipse de incertidumbre” en lugar de elipsoide de incertidumbre.

Los diferentes tipos de herramientas de registros direccionales tienen distintos errores intrínsecos que producen distintos tamaños de elipsoides. Por esta razón, al planificar un pozo es importante escoger el programa de registros direccionales y las herramientas apropiadas con la precisión necesaria para que el pozo alcance el objetivo buscado.

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Conceptos y Términos en Registros

Elipsoide de Incertidumbre alrededor de una Estación

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Términos y Definiciones en Registros direccionales Profundidad Medida (Measured Depth / MD) Es la distancia medida a lo largo de la ruta actual del pozo, desde el punto de referencia en la superficie hasta el punto de registros direccionales. Es la sumatoria de la cantidad de tubos perforados más el ensamblaje de fondo para completar la profundidad del pozo.

Profundidad Vertical Verdadera (True Vertical Depth / TVD) Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad hasta el punto correspondiente al curso del pozo.

Inclinación (desvío / Drift) Es el ángulo (en grados) entre la vertical local (el vector local de gravedad como lo indica una plomada) y la 2-20

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tangente al eje del pozo en un punto determinado. Por convención, en la industria petrolera 0° es vertical y 90° horizontal.

Azimuth (dirección del pozo) El azimuth de un pozo en un punto es la dirección del pozo sobre el plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las agujas del reloj a partir del Norte de referencia. Esta referencia puede ser el Norte Verdadero, el Magnético o el de Mapa y por convención se mide en sentido de las agujas del reloj. Todas las herramientas magnéticas inicialmente dan la lectura de azimuth con respecto al Norte Magnético. Sin embargo, las coordenadas calculadas finalmente están referidas al Norte Verdadero o al Norte de Mapa.

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Conceptos y Términos en Registros

Norte Verdadero La dirección del polo norte geográfico, el cual yace sobre el eje de rotación de la tierra.

Norte Cuadrícula o Norte de Mapa Es la dirección norte sobre un mapa. El Norte Cuadrícula o Norte de Mapa es idéntico al Norte Verdadero sólo en ciertos meridianos específicos. Todos los otros puntos deben corregirse por convergencia (el ángulo entre el Norte de Mapa y el Norte Verdadero en cualquier punto).

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Conceptos y Términos en Registros

Norte Magnético Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético terrestre en un punto seleccionado sobre la superficie de la Tierra.

Lado Alto (High Side) Es el lado del pozo directamente opuesto a la fuerza de la gravedad. El punto que representa el lado alto es importante para la orientación toolface.

Es importante notar que con una inclinación de 0°, no hay lado alto. En esta condición, los lados del pozo o de la herramienta de registros direccionales son paralelos con el vector de gravedad y no hay un punto de intersección desde el cual se puede definir un lado alto. Otro concepto importante es que sin inclinación (0°), el pozo no tiene dirección horizontal. Es decir, el eje del pozo se representaría como un punto y no como una línea sobre el plano horizontal. Sin inclinación, no hay lado alto; sin lado alto, no hay dirección.

Herramienta (de fondo) Cualquier cosa que se incluya en el aparejo de perforación o que se corra dentro del pozo. Los motores de lodo, las camisas MWD, las herramientas de registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.

Toolface (Orientación de la Cara de la Herramienta) El término se usa en conexión con las herramientas de deflexión o los motores dirigibles y se puede expresar en dos formas.

Física - El lugar sobre una herramienta de deflexión, marcado usualmente con una línea de marca, que se posiciona hacia una orientación determinada mientras se perfora, para determinar el curso futuro del pozo.

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Conceptos y Términos en Registros

Conceptual - En el pozo, el término “toolface” (“t.f.o.”), es a menudo usado como frase corta de orientación de la cara de la herramienta, “orientación toolface”. Por ejemplo, “toolface” puede ser la orientación (expresada como una dirección desde el Norte o desde la boca del pozo) del sustituto de navegación de un motor dirigible.

Orientación de Toolface La medida angular del toolface de una herramienta

flexionada con respecto ya sea al lado alto del pozo o al norte.

Toolface Lado Alto El toolface lado alto (conocido también como el toolface de gravedad) indica si el toolface de una herramienta de deflexión mira hacia arriba (0°), hacia abajo (180°) o en cualquier ángulo entre 0° y 180° a la izquierda o a la derecha del lado alto (0°). Este tipo de orientación se usa cuando el pozo tiene una inclinación entre 3° y 5° o mayor.

Toolface Magnético Indica la orientación del toolface de una herramienta de deflexión como una medida angular desde el norte (dirección). Se reporta este tipo de toolface cuando el pozo tiene una inclinación menor de 3° a 5°.

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Interferencia Magnética Son los cambios en el campo magnético de la Tierra en las cercanías de la herramienta de registro, causados por la presencia de la tubería de revestimiento u otras tuberías en el pozo o en pozos cercanos o por las propiedades magnéticas de la misma formación

Corrección de Declinación Magnética Es la corrección angular en grados para convertir una lectura magnética a una lectura de Norte Verdadero.

Buzamiento Magnético (Magnetic Dip) Es el ángulo de intersección, medido desde la horizontal, entre las líneas de flujo magnético y el plano horizontal (superficie de la Tierra).

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Pata de Perro (Dog Leg / DL) Es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros direccionales. La pata de perro se mide en ángulos.

D.L. = cos-1 [sen I1 sen I2 cos (A2-A1) + cos I1 cosI2] donde: I1 e I2 son dos medidas de inclinación consecutivas.

A1 y A2 son dos medidas de dirección consecutivas I1 = Inclinación Previa I2 = Inclinación Actual A1 = Azimuth Previo A2 = Azimuth Actual

Severidad de la Pata de Perro Es la cantidad de DL referido a un intervalo estándar (usualmente 100 pies ó 30 metros). La severidad (DLS) se reporta en grados por 100 pies o grados por 30 metros. En la conversación normal la severidad se nombra como “pata de perro”, lo que puede confundir al principiante. Es deseable mantener las severidades tan bajas como sea posible en la perforación convencional (menos de 4° o 5° / 100 pies). Las severidades altas pueden conducir a problemas en el pozo como ojo de llave (key seats) , tubería trabada o desgaste de la tubería de perforación o del revestimiento.

D.L.S. = (D.L. x 100) / C.L. donde: DL es la pata de perro calculada entre dos estaciones de registros direccionales CL (Course Length) es la profundidad medida entre dos estaciones de registros direccionales.

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Sección Vertical En un plano de pozo, el perfil vertical corresponde usualmente a una propuesta en un plano definido por la dirección recta entre la boca de pozo y el objetivo. Esta dirección se conoce como “azimuth de la sección vertical” o “ubicación propuesta del fondo del pozo (PBHL)” o “plano propuesto” o “dirección del objetivo”. En este caso, se llama sección vertical a la desviación horizontal total del pozo proyectada sobre este plano. Considérese un plan horizontal del pozo en el diagrama siguiente:

Cierre (Closure) Esta se define como una recta trazado desde el punto de referencia del taladro a cualquier coordenada rectangular en un plano horizontal (generalmente usada para definir el fondo del pozo). Se calculan la longitud y la dirección de la recta. Por ejemplo, si la posición localizada es 643’ N, 1,310’ E, el cierre puede ser calculado usando el Teorema

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de Pitágoras y la trigonometría: de manera que el cierre será 1,459.30 pies con dirección N 63.86° E.

Interferencia de la Sarta de Perforación Es una condición que ocurre cuando fuerzas magnéticas extrañas ocasionan una lectura incorrecta de la brújula. Tal interferencia puede ocurrir por la presencia en las cercanías de revestimiento de acero.

Pescado Cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante las operaciones de perforación o de workover que deba ser recobrado o eludido antes de que el trabajo pueda continuar.

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Acelerómetro Los acelerómetros se usan para medir el campo gravitacional terrestre local. Cada acelerómetro consiste de una masa magnética (péndulo) suspendida en un campo electromagnético. La gravedad desvía la masa de su posición de equilibrio. Se aplica al sensor una cantidad de corriente suficiente como para regresar la masa a su posición de equilibrio. Esta corriente es directamente proporcional a la fuerza gravitacional que actúa sobre la masa.

Las lecturas gravitacionales se usan para calcular la inclinación del pozo, el toolface y la referencia vertical usada para calcular el ángulo de incidencia (DIP).

Magnetómetro Los magnetómetros se usan para medir el campo magnético terrestre local. Cada magnetómetro es un aparato que consiste de dos núcleos idénticos con un embobinado primario alrededor de cada núcleo pero en direcciones opuestas. Un embobinado secundario envuelve ambos núcleos y el embobinado primario. La corriente primaria (corriente de excitación) produce un campo magnético en cada núcleo. Estos campos son de igual intensidad, pero con orientaciones opuestas, y por lo tanto se cancelan uno al otro, de manera que no se induce voltaje alguno sobre el embobinado secundario. Cuando el magnetómetro se coloca en un campo magnético externo alineado con el eje del magnetómetro (eje de los núcleos), ocurre un desbalance en la saturación de los núcleos y se produce un voltaje directamente proporcional al campo externo en el embobinado secundario.

La medida del voltaje inducido por el campo externo dará una determinación precisa de la dirección y la magnitud del campo magnético local con respecto a la orientación del magnetómetro en el pozo.

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

Ejercicios Conceptos de Registros Direccionales 1.

2.

3.

4.

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Paralelos de latitud: a.

Son líneas que conectan los polos

b.

Distorsionan el tamaño de un área a otra

c.

Se forman proyectando el globo sobre un cilindro

d.

Son líneas que corren paralelas al ecuador

Para ser útil, los datos del fondo del pozo deben estar: a.

En forma cónica

b.

En proyección mercator

c.

Relacionados a una posición de superficie o elevación

d.

En formato azimuth

Longitud: a.

Debe pasar a través de Greenwich, Inglaterra

b.

Se llama meridiano

c.

Está dividida en 180 grados en el Hemisferio Occidental y 180 grados en el Hemisferio Oriental

d.

Las líneas de longitud están separadas entre sí exactamente 70 millas

Líneas de latitud: a.

Se pueden llamar meridianos

b.

Se miden de 0° a 90°, con 90° en el polo Norte o Sur

c.

Se miden en 180° desde Greenwich, Inglaterra hasta la línea internacional de fecha Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

d.

5.

6.

7.

Conceptos y Términos en Registros

Están separadas entre sí exactamente 70 millas

El ángulo entre el Norte Cuadrícula o Norte de Mapa y el norte verdadero se llama: a.

Declinación

b.

Convergencia

c.

Un grado de latitud

d.

Azimuth

Un ejemplo de coordenada polar es: a.

20 pies @ N 45° E

b.

p(56,35)

c.

N5, E7

d.

2 x 35

Un ejemplo de coordenada rectangular es: a.

20 pies @ N 45° E

b.

N5, E7

c.

2 x 35

d.

N25E

8.

Con la excepción de los sistemas inerciales, todos los sistemas de registro direccional miden _________________ y _________________ en ciertas profundidades medidas

9.

La profundidad medida siempre se mide de alguna manera, mientras que la profundidad ________________ es, en general, un valor calculado

10. RKB es: a.

Una medida de la TVD

b.

Una referencia de profundidad

c.

Se localiza normalmente en el fondo del pozo

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Registros Direccionales

d.

Conceptos y Términos en Registros

Se puede obtener de las tablas de mareas

11. Si un pozo tiene una inclinación de 25°, hay un ángulo de 25° entre la tangente al eje del pozo y ____________________ 12. Los tres sistemas de referencia Norte más usados en registros direccionales son Norte __________, Norte ____________ y Norte _____________ 13. La declinación es una corrección: a.

Desde el Norte Magnético al Norte Cuadrícula o al Norte Verdadero

b.

A la latitud

c.

Desde el Norte Magnético al Norte Verdadero

d.

Desde el Norte Cuadrícula o Norte de Mapa al Norte Magnético

14. Si un lugar en un pozo tiene un Azimuth magnético de 123°, y la declinación para ese punto es 2 Este, el Azimuth de Norte Verdadero es: a.

121°

b.

123°

c.

125°

d.

100°

15. Un elipsoide de incertidumbre es una forma de definir el volumen de incertidumbre alrededor de cualquier punto en un registro direccional. Esta incertidumbre es causada por errores de ______________ inherentes a los diversos tipos de herramientas de registros direccionales 16. El toolface provee un punto de referencia para el alineamiento en el ensamblaje de fondo del pozo.

Este se usa para cambiar la _____________ y la ______________ del pozo mientras se perfora

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

17. La cantidad de curvatura del pozo entre dos puntos se llama: a.

Desplazamiento

b.

Pata de Perro

c.

Dirección del Objetivo

d.

Severidad

18. El punto “A” en la figura 1 se conoce como el _____________ del pozo: a.

Lado bajo

b.

Inclinación

c.

Pata de Perro

d.

Lado Alto

19. El magnetismo de la sarta de perforación puede causar: a.

Operación inadecuada del motor

b.

Lecturas incorrectas de la brújula

c.

Aumentos en la pata de perro

d.

Profundidades medidas incorrectas

20. La desviación horizontal total del pozo proyectada sobre el plano de propuesta se llama ____________ ________________ 21. _______________ puede ser la distancia recta desde el punto de referencia del taladro hasta el fondo del pozo en una vista de planta Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

2-33

Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

22. Si “B” en la figura 2 representa la profundidad medida de un pozo, “A” representa: a.

RKB

b.

TVD

c.

Inclinación

d.

Azimuth

23. El azimuth de la figura 3 pudiera ser:

2-34

a.

25°

b.

360°

c.

135°

d.

270°

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

24. En la figura 4 el ángulo entre la plomada (representando la vertical) y el eje del pozo se llama ___________

25. En la figura 5 “A” representa el Norte Magnético mientras “B” representa el Norte ____________

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2-35

Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

26. En la figura 6 un registro direccional tomado en el Punto A tendría una declinación Este u Oeste

27. Localizar las siguientes Coordenadas Rectangulares en la figura 7:

2-36

a.

N5, W3

b.

S2, E4

c.

4, -3

d.

-1, -1

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Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

28. Localizar las siguientes Coordenadas Polares en la figura 8: a.

25 pies @ N 30° E

b.

15 pies @ N franco

c.

17 pies @ 285°

d.

27 pies @ 110°

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2-37

Registros Direccionales

Conceptos y Términos en Registros

•Notes•

2-38

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Capítulo

3

Herramientas de Registro Direccional Tipos de Herramientas Magnéticas Versus Giroscópicas Los datos direccionales tales como la posición del pozo y el toolface se pueden obtener durante un registro direccional usando instrumentos magnéticos o giroscópicos. Estos instrumentos magnéticos o giroscópicos se pueden además clasificar en “convencionales” o “de alta tecnología”.

Los instrumentos convencionales usan unidades mecánicas de ángulo combinadas con brújulas magnéticas o giroscopios direccionales y cámaras con película para grabar las lecturas de los instrumentos.

Los instrumentos de alta tecnología utilizan acelerómetros de grado inercial combinados con magnetómetros sensores de tasa de giro de nivel de rotación y memoria electrónica de estado sólido (chips) o comunicación electrónica de superficie y líneas conductoras.

Instrumentos Magnéticos Los instrumentos magnéticos tanto convencionales como de alta tecnología están diseñados para tomar lecturas estacionarias del campo magnético terrestre. Por lo tanto, necesitan estar distanciados de la sarta de perforación y otros aparejos de fondo para minimizar la interferencia con el campo magnético terrestre. Este espaciamiento se logra con corridas de estos instrumentos con partes no magnéticas y alojados en tubería de perforación no magnéticas durante la perforación.

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3-1

Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Los instrumentos magnéticos no están diseñados para ser usados en el revestimiento, o cuando hay presencia de otras fuentes grandes de interferencia. Los pozos con revestimiento afectarán a menudo los instrumentos magnéticos, incluyendo un MWD. En la mayoría de los casos, se necesitan entre 20 y 75 pies de distancia entre pozos para evitar la interferencia magnética.

3-2

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Instrumentos Giroscópicos Los instrumentos giroscópicos convencionales están diseñados para tomar lecturas estacionarias referidas al alineamiento direccional inicial de rotación, la cual se mantiene usando un montaje mecánico (gimbal).

Los instrumentos giroscópicos de nivel de rotación de alta tecnología están diseñados para tomar lecturas estacionarias basadas en la tasa de respuesta del nivel giroscópico, o bien para tomar lecturas de las salidas del sensor cuando la herramienta se mueve a lo largo del pozo.

Estas salidas están referidas al alineamiento inicial del sensor para calcular la posición de la herramienta.

Hay instrumentos giroscópicos especiales de nivel de rotación electrónicos de alta tecnología, pero estos están disponibles en forma limitada y van más allá del alcance de esta sección.

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3-3

Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Herramientas Magnéticas

Single Shot Magnético Los instrumentos magnéticos de registros direccionales utilizan una brújula para medir la dirección del pozo con respecto al norte magnético.

Los instrumentos magnéticos determinan tanto la dirección como la inclinación utilizando una plomada o arco de desviación diseñados para buscar el lado bajo del pozo.

Para medir la inclinación y la dirección, la cámara del instrumento fotografía la posición de la plomada con respecto a un indicador calibrado de ángulos y con respecto a una brújula. Estos parámetros junto a la profundidad medida de la estación de registros direccionales se usan para calcular la posición del pozo.

Las registros direccionales de sigle shot, que fotografía el instrumento en una única posición a menudo se usan para seguir el progreso de la barrena mientras se realiza la perforación.

3-4

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

La brújula de un instrumento de registros direccionales se coloca en un drill collar no magnético (non-magnetic drilling collar, NMDC) para aislarla de la interferencia de la sarta de perforación. La ubicación del instrumento dentro de la NMDC varía con la dirección del pozo, la latitud y la herramienta de fondo.

Las lecturas magnéticas de registros direccionales se deben ajusta por la diferencia entre el Norte magnético local y el Norte Verdadero o el Norte de Mapa. El tamaño de la corrección varía geográficamente y con el tiempo.

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3-5

Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Los Componentes del Instrumento Básico Hay cuatro componentes básicos en un herramienta de single shot magnético: •

Brújula/Unidad angular

•

Cámara fotográfica

•

Medidor de tiempo

•

Baterías

La brújula/unidad angular, es el sensor y da lecturas de inclinación y dirección del pozo y, en algunas circunstancias, toolface.

Baker Hughes INTEQ tiene dos tipos completos de instrumentos de single shot, los tipos E y R. Estos dos tipos de instrumentos se diferencian sólo en el tamaño ya que son muy similares.

Los instrumentos tipo E son más pequeños y caben dentro de un barril de presión de 1-3/8” (1,375”), mientras que los de tipo R (“regulares”) caben dentro de un barril de presión de 1-3/4” (1,75”). El protector contra calor disponible para los instrumentos tipo E tiene un diámetro externo (OD) de 1-3/4”, mientras que para los de tipo R tiene un OD de 2-1/ 8”.

Los componentes de la unidad angular se muestran en la página siguiente. Todas las partes están selladas en una cámara de fluido para dar un efecto amortiguador. El péndulo permanece vertical cuando el instrumento está inclinado. La distancia entre el centro del péndulo y el eje central de la herramienta da una medida de la inclinación.

Un disco de cristal con anillos concéntricos sirve de escala que permite la lectura directa de la inclinación en el disco.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Unidad Angular de 15° - 90°

Unidad Angular de 0° - 10°

La brújula se alinea a sí misma con el Norte Magnético. En latitudes altas, donde el campo magnético terrestre tiene un ángulo de incidencia grande, la carta de la brújula se debe mantener nivelado con un mecanismo compensador.

Cuando el centro del hilo del péndulo se fotografía sobre la carta de la brújula, la dirección del pozo se puede leer proyectando una recta desde el centro de la carta de la brújula a través del centro del péndulo hacia el borde de la carta de la brújula. Dependiendo de la inclinación esperada, hay distintas unidades angulares con escalas de 0° - 10°; 0° - 20° ó 15° - 90°. En la superficie, se saca el disco de película del barril del instrumento, se revela y se lee. Normalmente, se debería usar el menor rango de unidad angular para medir la inclinación máxima del pozo para así maximizar la precisión.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Multitomas Magnéticas (Multishots) Las registros direccionales de multitomas dan una mejor idea de la trayectoria del pozo.

Este tipo de registros direccionales generalmente se corre cuando se saca el aparejo de perforación, o bien por un cambio de broca o por un viaje de limpieza. Como su nombre lo indica, se toma una sucesión de registros direccionales a intervalos regulares de profundidad (típicamente la longitud del aparejo) a través de la sección del pozo abierto. La herramienta se coloca en el pozo dentro de un NMDC junto con la herramienta de fondo el cual sienta sobre un sostenedor tipo totco.

Hay dos tamaños disponibles de instrumentas correspondientes a los dos tamaños de herramienta de fondo. El instrumento estándar multitomas cabe dentro del mismo barril de 1,75” OD que se usa para los de toma única (single shot) tipo R. Este no es el barril que se usa para los de toma única tipo E, ya que el aparato multitomas es considerablemente más largo que los de tipo E de toma única. Sin embargo, las otras partes del aparejo de corrida, i.e., espaciadores, etc., son comunes en ambos sistemas.

Los protectores de calor están disponibles para ambos sistemas, el estándar y el mini magnético.

Ejemplo de película multitomas con una serie de tomas de registros direccionales

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Herramienta de Survey Electrónico Magnético (EMS) El EMS es lo último en tecnología de registros direccionales magnético electrónicos de multitomas para pozos, alcanzando nuevos estándares de precisión en registros direccionales magnético usando acelerómetros y magnetómetros triaxiales para medir una variedad de parámetros dentro del pozo.

Además de la inclinación y la dirección del pozo, calcula el ángulo de inclinación magnética y la fuerza del campo en cada estación de registro direccional. Estos valores se usan para calcular la interferencia magnética en el pozo, validando las medidas de la registros direccionales. Además, el EMS mide la temperatura y está diseñado para un rango entre 0 y 125° C. El EMS se arma en superficie y luego es corrido como un multitomas estándar. La herramienta EMS se puede programar para el modo de toma única, multitomas u orientación de núcleos, con los tiempos de retardo variables y los intervalos de las estaciones calculados en la superficie.

Puede guardar datos hasta para 1.023 puntos de registros direccionales.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

El equipo de superficie incluye un computador portátil resistente, el cual procesa los resultados, y una impresora para el sistema.

Después de tomar los registros direccionales, la herramienta se reconecta al computador del sistema, el cual procesa los datos e imprime un reporte en el lugar del pozo.

Como usa una memoria electrónica para guardar los datos, el sistema elimina muchas de las fuentes de error asociadas con lo sistemas de cámaras, como el error en la introducción de los datos o malas interpretaciones.

Herramienta Dirigible de Cable (Wireline) Una herramienta dirigible wireline es una herramienta de registro direccional que se usa para dar lecturas continuas a la superficie de los datos de registros direccionales mientras se perfora el pozo con un sistema de navegación.

Se corre una sonda electrónica en una línea conductora y va sentado en un sustituto orientador puesto sobre el motor o sobre el MWD. En la sonda están los sensores electrónicos que miden la inclinación, el azimuth y el toolface del pozo.

Los resultados de la registros direccionales son transmitidos desde la sonda vía el conductor hacia la superficie, donde un computador analiza la señal y da una lectura digital de los ángulos medidos.

Este método de registro ofrece varias ventajas sobre los de single shot.

3-10

•

Se ahorra tiempo de taladro al eliminar la gran cantidad de viajes de wireline que se necesitan para tomar registros direccionales y chequear la orientación.

•

El monitoreo continuo reduce el riesgo de que el pozo se desvíe, reduciendo por lo tanto el número de corridas.

•

Debido al mejor control, la trayectoria del pozo debería ser más suave con menos patas de perro.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

La aparición de las herramientas MWD ha significado el uso limitado de este tipo de herramienta, sin embargo algunas aplicaciones especiales como la perforación de Radio Corto y la perforación con Aire utilizan esta tecnología.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Herramientas Giroscópicas

Giroscopio de Toma Unica (single shot) Las herramientas de registros direccionales que utilizan brújulas magnéticas para medir la dirección no se pueden usar en pozos revestidos ya que la presencia del revestimiento de acero originará lecturas erróneas. Esto puede ocurrir también cuando se hacen registros direccionales en un pozo abierto donde hay cerca pozos revestidos. Cuando se comienza a perforar un pozo direccional desde una plataforma con pozos múltiples, una herramienta magnética de toma única puede no ser confiable debido a la proximidad de pozos adyacentes.

Bajo estas circunstancias, se reemplaza la brújula magnética por una brújula giroscópica que no está afectada por la presencia de campos magnéticos. Esta configuración de herramienta se conoce como un giroscopio de toma única.

Giroscopio Multitomas (multishot) Una vez que se corre una sarta de revestimiento, la trayectoria del pozo revestido se puede obtener con un giroscopio multitomas. El giroscopio multitomas se corre con wireline y las registros direccionales se hacen mientras se baja la herramienta en el pozo. Esto se hace para reducir el error causado por la variación de giro del giroscopio, la cual es significativa sobre períodos de tiempo largos. Los cambios de rotación en el giroscopio no aumenta uniformemente con el tiempo. Para corregir los resultados de los registros direccionales por el efecto de cambio de rotación del giroscopio, se hace una serie de chequeos de variación del giroscopio mientras se baja y se saca la herramienta del pozo. El giroscopio se mantiene estacionario por unos minutos, tomando una serie de fotografías del mismo punto. Se puede construir una tabla 3-12

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

de correcciones por variación para ajustar las lecturas iniciales.

Seeker (Buscador) En el seeker, se monta un giroscopio de niveles en un montaje giratorio con un único acelerómetro. El giroscopio mide el nivel de rotación de la tierra en cada estación de registros direccionales y el acelerómetro mide la fuerza de gravedad. Esta información se transmite a la superficie vía wireline donde el computador del sistema determina la dirección del pozo independientemente para cada estación.

El seeker no necesita orientación de superficie, lo cual acelera la toma de registros y elimina una fuente potencial de error en los registros direccionales. Además, el giroscopio de tasa de giro no está sujeto a variaciones del giroscopio convencional, haciendo innecesarios los chequeos y las correcciones de desviación.

Girando el paquete de los sensores en cada estación, la herramienta permite que las mediciones del giroscopio y el acelerometro promedien la señal, aumentando la precisión de la registros direccionales.

El barril estándar de OD de 2” del seeker permite registros direccionales en tubería de perforación, pozos profundos y tubería de producción, convirtiéndolo en una de las herramientas de registro más precisas y versátiles disponibles.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

RIGS El Ring Laser Inertial Guidance Surveyor (RIGSTM) (Localizador Anular con Guía Inercial por Laser) es un sistema de registros direccionales de alta velocidad y alta precisión que obtiene datos continuamente mientras el sensor se mueve en el pozo. El RIGS es un sistema de navegación inercial de tres ejes. Con la ayuda de técnicas avanzadas de medición por wireline, su precisión es de 1 a 2 pies / 1.000 pies de pozo registrado, con un máximo error horizontal de 2,6 pies / 1.000 pies. Los resultados son tres veces más precisos y se completan en la mitad del tiempo de los registros direccionales convencionales con giroscopio de niveles.

El sistema RIGS alcanza su mayor nivel de precisión combinando tecnología de navegación inercial con un sofisticado modelo matemático con técnicas avanzadas de medición por cable fino.

Al comienzo de cada registro direccional, la herramienta de fondo se alinea en el sitio del pozo y el sistema deriva una referencia del Norte verdadero midiendo la rotación de la tierra. Mientras el instrumento baja por la trayectoria del pozo, el sensor RIGS INS mide los cambios en su posición en el espacio en 3 dimensiones, generando coordenadas norte / sur, este / oeste y hacia abajo a lo largo de la trayectoria del pozo.

El método de navegación inercial elimina los errores (comúnmente, 1 pie/1.000 pies) encontrados en los métodos de cálculo de registros direccionales punto a punto que se usan en los giroscopios de tasa de giro y en los sistemas de registros direccionales convencionales.

Para verificar la profundidad del sensor se usan un sistema de precisión de medición de profundidad por wireline y un localizador del revestimiento. Los errores en la medición de la profundidad con wireline son menores de 0,5 pies / 1.000 pies. Unos centralizadores rodantes mantienen la herramienta alineada con el eje del pozo, asegurando 3-14

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

lecturas exactas. También protegen a la herramienta de choques y vibraciones. Las capacidades técnicas del sistema, combinadas con un análisis QC de cada procedimiento de la registros direccionales, arrojan incertidumbres laterales de 1 a 2 pies / 1.000 pies de pozo sondeado.

El RIGS no es sólo extremadamente preciso, sino que también es la manera más rápida de sondear un pozo revestido con revestimiento de 7 pulgadas como mínimo.

Por ejemplo, el tiempo de alineamiento promedio para el sensor del RIGS es de unos 12 minutos. Se hace un chequeo de desviación de 3 minutos para verificar los parámetros iniciales. El aparejo de fondo se corre a 300 pies/minuto, recogiendo datos mientras se mueve desde la superficie a la profundidad total. En el fondo, se hace un chequeo de inclinación inercial con la herramienta en reposo por otros 3 minutos. Se saca , sin parar, el RIGS a 300 pies/minuto, tomando una segunda serie de datos, completamente independiente. Al finalizar se realiza otro chequeo de inclinación de 3 minutos.

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Factores en la Selección de la Herramienta La selección de la herramienta de registros direccionales estará influenciada por una serie de factores, de los cuales la exactitud (accuracy) requerida en el sondeo no será la menos importante. La exactitud, en este sentido, no debe confundirse con la precisión (precision); los instrumentos de precisión en registros direccionales pueden dar resultados que hasta cierto punto son inexactos. Algunas aplicaciones, como la perforación de un pozo de alivio, requieren de mayor exactitud que otros.

Los requerimientos de exactitud estarán también determinados por el tamaño del objetivo, puesto que llegar a un objetivo más pequeño o mejor definido necesita de un mayor grado de exactitud. Además, las profundidades de la registros direccionales, así como la latitud del pozo, afectarán la exactitud de algunos instrumentos magnéticos y giroscópicos.

Factores que influyen la selección de herramientas de registros direccionales:

3-16

•

Tamaño del objetivo: determina, en parte, las necesidades de exactitud

•

Latitud del pozo: afectará los instrumentos magnéticos, así como la exactitud de las herramientas de giroscopios de nivel, disminuyendo su exactitud al aumentar la latitud

•

Dirección del objetivo: las registros direccionales Este / Oeste necesitan de procedimientos especiales para los sensores tanto magnéticos como seekers

•

Tipo de instalación de perforación: la interferencia magnética es inherente a algunas instalaciones tipo multipozos

•

Costos de taladro: afectarán la relación costoefectividad de los instrumentos de registros direccionales de alta tecnología, e.g., el medir Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

mientras se perfora es más eficiente en cuanto a costos cuando los costos de taladro son altos •

Inclinación máxima planeada: algunas herramientas de registros direccionales tienen límites superiores de inclinación, más allá de los cuales no son exactos o no son operacionales

•

Condiciones de la formación y del pozo: los pozos calientes, abiertos o pequeños limitan el uso de algunas herramientas

•

Presupuesto del pozo: como los costos de taladro, este factor determina la relación costo-efectividad de algunas herramientas de registros direccionales

•

Profundidades de registros direccionales: la exactitud del sondeo está afectada por la profundidad a las cuales se toman los registros direccionales

•

Temperatura del pozo: todas las herramientas tienen límites operacionales

•

Pozo abierto o revestido: afecta el uso de instrumentos magnéticos

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3-17

Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

Ejercicios Herramientas 1.

3-18

INTEQ define las herramientas convencionales de registros direccionales como las que tienen (entre otras) a.

Sensores giroscópicos

b.

Sensores magnéticos mecánicos para el extremo bajo y sensores giroscópicos para el extremo alto

c.

Unidades mecánicas angulares y cámaras con película fotográfica

d.

Acelerómetros de grado inercial

2.

Los instrumentos magnéticos necesitan espaciarse de la sarta de perforación y el BHA para minimizar la interferencia con el ____________ _______________

3.

Se necesita separación entre __________ y __________ pies de espacio para evitar interferencias magnéticas cuando se usan instrumentos de registros direccionales magnéticos alrededor de revestimientos existentes

4.

Una desventaja del giroscopio convencional es que debe tener un ___________ ________________________, el cual se mantiene por medio de un gimbal mecánico. Un giroscopio de tasa de giro, por otra parte, toma lecturas basadas en la ___________________ _________ _________________de la tierra

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Registros Direccionales

5.

6.

Herramientas de Registro Direccional

Los registros direccionales magnéticos de toma única (single shot) fotografían el instrumento en una posición única y se pueden usar para: a.

Perforar el revestimiento

b.

Seguir el progreso de la broca mientras se perfora el pozo

c.

Registros direccionales dentro el revestimiento

d.

Eliminar la necesidad de una camisa no magnética

Los componentes básicos de un instrumento convencional de toma única son: a. b. c. d.

7.

8.

Los magnetómetros se usan para el mismo propósito que un ____________________ en un instrumento de registros direccionales convencional: a.

Péndulo y anillo de vidrio con escala

b.

Carta de brújula

c.

Medidor de tiempo

d.

Baterías

Los acelerómetros se usan para el mismo propósito que un ____________________ en un instrumento de registro convencional: a.

Péndulo y anillo de vidrio con escala

b.

Carátula de brújula

c.

Medidor de tiempo

d.

Baterías

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3-19

Registros Direccionales

9.

Herramientas de Registro Direccional

Un registro direccional multitomas: a.

Consiste en varias tomas únicas

b.

Es una sucesión de registros direccionales tomados a intervalos regulares de profundidad

c.

Sólo puede hacerse en un barril de presión de 1,75” de OD

d.

Debe ser corrido usando una cámara con película fotográfica

10. Una herramienta de registros direccionales que se usa para obtener lecturas continuas en la superficie de los registros direccionales mientras se perfora es un: a.

Giroscopio multitomas

b.

EMS

c.

Herramienta dirigible wireline

d.

Seeker

11. Además de la inclinación y la dirección, el EMS calcula ____________________ y ______________ en cada estación de registros direccionales 12. Las herramientas giroscópicas se usan en lugar de las magnéticas cuando:

3-20

a.

Hay necesidad de mayor exactitud

b.

El ángulo de caída magnética es demasiado bajo

c.

Se ha corrido revestimiento y hay interferencia magnética

d.

Cuando la rotación de la tierra es de este a oeste

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Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

13. Normalmente, un registro direccional con giroscopio de tasa de giro es más exacto que uno con giroscopio convencional porque: a.

No necesita orientación en superficie

b.

No necesita correcciones por variaciones de rotación (drift)

c.

No está sujeta a las tendencias del sensor y a la desalineamiento que se encuentran algunas veces en los sistemas de giroscopio convencional

d.

Todas las anteriores

14. Un Seeker se debe correr en lugar de un RIGS cuando: a.

No es posible una alineación de superficie

b.

La exactitud es de mayor importancia

c.

No hay restricciones de tiempo

d.

El revestimiento es menor de 7 pulgadas

15. El Localizador Anular con Guía Inercial por Laser (RIGS): a.

Es el más exacto de los sistemas de registros direccionales descritos

b.

Se corre a 300 pies/minuto

c.

Deriva una referencia de Norte Verdadero midiendo la rotación de la tierra

d.

Todas las anteriores

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3-21

Registros Direccionales

Herramientas de Registro Direccional

16. Algunos de los factores que influyen en la selecci贸n de la herramienta de registros direccionales son:

3-22

a.

______________________

b.

______________________

c.

______________________

d.

_______________________

e.

______________________

f.

______________________

g.

_______________________

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Capítulo

4

Cálculos en Registros Direccionales Métodos de Cálculo Introducción Los resultados del sondeo direccional se dan en términos de azimuth e inclinación de un pozo a cierta profundidad.

Se debe analizar esta información para calcular la posición actual del pozo en dicha estación de registro en relación a su ubicación respecto a la superficie. Para hacer esto se deben calcular las distancias progresivas entre las estaciones de registros direccionales. Sabiendo las coordenadas de la estación superior, mediante una suma se pueden saber las coordenadas de la estación inferior. Las coordenadas horizontales de un punto se conocen como el “Norte” (o latitud) y el “Este” (o separación).

La inclinación y el azimuth en cada estación de registro definen dos vectores tangenciales a la trayectoria del pozo.

El vector inclinación está en el plano vertical, mientras que el vector azimuth está en el horizontal. La única otra información disponible es la longitud entre dos estaciones (diferencia de profundidades entre estaciones de registros direccionales). Por lo tanto, es necesario asumir alguna clase de trayectoria idealizada entre las estaciones superiores e inferiores. Se pueden utilizar diferentes tipos de modelos geométricos; cada modelo genera un cierto número de ecuaciones matemáticas. La trayectoria asumida puede ser simplemente una línea recta que una las dos estaciones o alguna clase de curva definida por los dos puntos extremos.

La exactitud de las coordenadas finales dependerá naturalmente en cuán bien aproxime la trayectoria asumida a la trayectoria real del pozo. La posición del pozo debe Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-1

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

conocerse con precisión en las etapas críticas durante la perforación (e.g., cuando se comienza un pozo cerca de otros existentes). Usualmente, una compañía operadora adoptará un método para calcular la posición del pozo y aplicará este modelo a todos los registros direccionales a través de la longitud del pozo. Por consistencia, es necesario aplicar el mismo modelo a todos los otros pozos perforados desde esa plataforma.

La instrumentación existente no puede definir precisamente la trayectoria entre dos estaciones. Hay un innumerable conjunto de modelos diferentes con sus fórmulas relacionadas. Por lo tanto, es importante notar que no hay una única respuesta correcta.

Los tres modelos más comunes se describen a continuación:

Método del Angulo Promedio: Asume que el pozo es paralelo al promedio simple de los ángulos de inclinación y dirección y realiza el cálculo entre dos estaciones localizadoras. Este método es bastante preciso y los cálculos son lo suficientemente simples como para ser hechos en campo con una calculadora científica no programable; pero la justificación teórica del método, conocido también como “método del promedio angular”, es bastante difícil.

Método del Radio de Curvatura: Es uno de los más aceptados. Usa los ángulos medidos en los extremos de las secciones a lo largo de la longitud sondeada. El método del radio de curvatura genera una curva en el espacio que representa la trayectoria del pozo.

Para cada intervalo de registros direccionales, el método asume que las proyecciones vertical y horizontal de la curva tienen radio de curvatura constante. Estos cálculos suelen hacerse en una calculadora programable o en una computadora.

4-2

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Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

Método de Curvatura Mínima: También conocido como el método del arco de circunferencia, asume que el pozo es un arco de circunferencia con mínima curvatura (máximo radio de curvatura) entre dos estaciones de registros direccionales.

Este método es el más preciso para la mayoría de las trayectorias de pozos y tiene una mejor justificación teórica que todos los otros métodos. Sin embargo, el método conlleva cálculos complejos que usualmente se hacen en una calculadora programable o en una computadora.

El método estándar de Baker Hughes INTEQ es el de curvatura mínima; sin embargo, nuestras computadoras puede usar cualquier método si el cliente lo requiere.

Para demostrarle al lector la aplicación final de todos las medidas tomadas en una estación de registros direccionales, se muestra el siguiente ejemplo sencillo.

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-3

4-4

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD Dogleg °

∆ MD = 97

∆ MD = 3,522 – 3,425

∆ MD = MD2 – MD1

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida.

RF

∆ Norte

Cambio en profundidad medida ∆ Este

∆ Vert

3,402.00

Prof TTL TVD

6.25

TTL Norte

– 12.58

TTL Este

Sect.

Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg ° RF

∆ Norte

∆ Este

∆ Vert

6.25

TTL Norte

– 12.58

TTL Este

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

D.L. = 2.792

D.L. = cos–1 [0.99881281]

D.L. = cos–1 [0.02592355 + 0.97288926]

D.L. = cos–1 [sen8.0 × sin10.75 × cos(– 3) + cos8.0 × cos10.75]

D.L. = cos–1 [sen8.0 × sin10.75 × cos(282.00 – 285.00) + cos8.0 × cos10.75]

3,402.00

Prof. TTL TVD

D.L. = cos–1 [senI1 × sinI2 × cos(A2 – A1) + cosI1 × cosI2]

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida.

Dogleg Sec. Vert.

Severid Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

4-5

4-6

Note:

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

∆ Norte

∆ Este

∆ Vert

3,402.00

Prof TTL TVD

6.25

TTL Norte

– 12.58

TTL Este

Sec. Vert.

Severid Dogleg

R.F. = 1.0002

R.F. = 024371 × 41.040440

R.F. = tan ( 1.396081 ) × 41.040440

2.792162 180 2 R.F. = tan  ---------------------- × --------- × ---------------------  2 2.792162 π

D.L. 180 2 R.F. = tan  ----------- × --------- × ---------- 2  D.L. π

R.F.es simple un factor de uniformidad usado en los siguientes cálculos. No tiene otro significado.

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

Ratio Factor

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

3.63

∆ Norte

∆ Este

∆ Vert

3,402.00

Prof. TTL TVD

6.25

TTL Norte

– 12.58

TTL Este

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

∆Norte = 3.63

∆Norte = [0.0748] [48.5097]

∆Norte = [0.03602 + 0.03878] [48.5097]

∆Norte = [(sen8.0 × cos285.0) + (sen10.75 × cos282.0)] [1.0002 × (97 ÷ 2)]

∆Norte = [(senI1 × cosA1) + (senI2 × cosA2)] [R.F. × (∆MD ÷ 2)]

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

Cambio en Coordenadas Norte/Sur Sec. Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

4-7

4-8

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

3.63

∆ Norte

–15.37

∆ Este

∆ Vert

3,402.00

Prof. TTL TVD

6.25

TTL Norte

∆Este = – 15.37

∆Este = [– 0.31688] [48.5097]

∆Este = [– 0.13443 – 0.18245] [48.5097]

TTL Este

– 12.58

∆Este = [(sen8.0 × sen285.0) + (sen10.75 × sen282.0)] [1.0002 × (97 ÷ 2)]

∆Este = [(senI1 × senA1) + (senI2 × senA2)] [R.F. × (∆MD ÷ 2)]

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

Cambio en Coordenadas Este/Oeste Sec. Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

3.63

∆ Norte

– 15.37

∆ Este

∆Vert = 95.70

∆Vert = [1.97272] [48.5097]

∆Vert = [cos8.0 + cos10.75 ] [1.0002 × (97 ÷ 2)]

∆Vert = [cosI1 + cosI2)] [R.F. × (∆MD ÷ 2)]

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

Cambio en Profundidad Vertical TVD

95.70

∆ Vert

3,402.00

Prof. TTL TVD

6.25

TTL Norte

– 12.58

TTL Este

Sec. Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-9

4-10

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

TTL TVD2 = 3,497.70

TTL TVD2 = 3,402.00 + 95.70

TTL TVD2 = TTL TVD1 + ∆Vert2

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

TVD Total

3.63

∆ Norte

– 15.37

∆ Este

95.70

∆ Vert

3,497.70

3,402.00

Prof. TTL TVD

6.25

TTL Norte

– 12.58

TTL Este

Sec. Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

TTL Norte2 = 9.88

TTL Norte2 = 6.25 + 3.63

TTL Norte2 = TTL Norte1 + ∆Norte2

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Msrd Depth

Coordenadas Totales Norte/Sur

3.63

∆ North

– 15.37

∆ East

95.70

∆ Vert

3,497.70

3,402.00

TTL TVD Depth

9.88

6.25

TTL North

– 12.58

TTL East

Vert Sect

Dogleg Sevrty

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-11

4-12

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

1.0002

RF

TTL Este2 = – 27.95

TTL Este2 = – 12.58 – 15.37

TTL Este2 = TTL Este1 + ∆Este2

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

3.63

∆ Norte

Coordenadas Totales Este/Oeste

– 15.37

∆ Este

95.70

∆ Vert

3,497.70

3,402.00

Prof. TTL TVD

9.88

6.25

TTL Norte

– 27.95

– 12.58

TTL Este

Sec. Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

Closure Closure es la distancia y dirección en linea recta trazado desde el taladro punto de referencia a una coordenada rectangular en un plano horizontal La coordenanada rectangular es usualmente las coordenadas Norte/Sur y Este/Oeste calculadas en un punto de survey como N9.88', W27.95'.

Closure es típicamente reportado sólo una vez, para la locación del fondo del pozo. Sin embargo, closure debe ser calculado en cada estación de survey debido a que ambos la distancia y la dirección son usados para calcu;lar la sección vertical.

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-13

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

Cálculo de la distancia y la dirección del closure

Distancia del Closure

C.D. =

( N/S )

2

2

total

C.D. =

( 9.88 )

C.D. =

878.8169

total

+ ( E/W )

2

total

+ ( – 27.95 )

2

total

C.D. = 29.6448

4-14

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

Closure Angle C.A. = tan

–1

C.A. = tan

( East/West ) total -------------------------------------------( North/South )total

–1

– 27.95--------------9.88

C.A. = – 70.53 C.A. = 70.53 CLOSURE: 29.64 ft. @ N70.53°W (cuadrante) o 29.64 ft @ 289.47° (azimuth)

Definición de Sección Vertical Sección Vertical es la desviación horizontal del pozo proyectado sobre el plano de propuesta de un pozo. En un plano de propuesta, el perfil vertical usualmente corresponde a un plan en un plano definido por la dirección desde la boca del pozo hasta el objetivo. Esta dirección a menudo es referido como: •

azimuth de la sección vertical,

•

locación propuesta del fondo del pozo (PBHL),

•

plano de la propuesta, o

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-15

Registros Direccionales

•

Cálculos en Registros Direccionales

target direction.

Diferencia de Dirección (DD) La Diferencia de Dirección (DD) representa el ángulo entre el closure y la dirección del target (plano propuesto).

Usando DD, distancia del closure y una función trigonométrica simple, la Sección Vertical puede ser calculado.

Para calcular DD, ambos, la dirección del target y del closure deben ser expresados en azimuth..

CLOSURE: 29.64 ft. @ N70.53°W (quadrature) or 29.64 ft @ 289.47° (azimuth)

4-16

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

N orth

S u rv ey S tation C losure D istan ce

Targ et N 74 W (28 6 azim uth )

Ta rge t D ire ction

DD A n g le

C losure An gle

Vertical S ection

R ig

W est

E as t S ou th

DD = Direccióntarget – C.A. DD = Direccióntarget – C.A.

(or)

DD = 74° – 70.53°

DD = 286° – 289.47°

DD = 3.47°

DD = – 3.47°

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-17

4-18

10.75 282.00

3,522

97

∆ MD

2.79

Dogleg °

V.S. = 29.59

V.S. = 29.6448 × 0.9982

V.S. = 29.6448 × cos(– 3.47)

V.S. = C.D. cos(DD)

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

Sección Vertical

1.0002

RF

3.63

∆ Norte

– 15.37

∆ Este

95.70

∆ Vert

3,497.70

3,402.00

Prof. TTL TVD

9.88

6.25

TTL Norte

– 27.95

– 12.58

TTL Este

29.59

Sec. Vert.

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

10.75 282.00

3,522

285.00

8.00

3,425

Azm °

Incl °

Prof.

Medida

1.0002

RF

3.63

∆ Norte

– 15.37

∆ Este

95.70

∆ Vert

D.L. × 100 D.L.S. = -------------------------------------------Longitud de Curso

2.79

Dogleg °

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

D.L.S. = 2.88

× 100 D.L.S. = 2.792 ---------------------------97

97

∆ MD

Severidad de Dogleg

3,497.70

3,402.00

Prof. TTL TVD

9.88

6.25

TTL Norte

– 27.95

– 12.58

TTL Este

29.59

Sec. Vert.

2.88

Severid.

Dogleg

Registros Direccionales Cálculos en Registros Direccionales

4-19

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

Ejercicios Métodos de Cálculo Haga corresponder la mejor respuesta de la columna de la derecha con cada afirmación de la columna izquierda 1.

Asume que las proyecciones vertical y horizontal de la curva tienen curvatura constante a.

2.

Método de cálculo estándar de BHI b.

3.

Angulo Promedio

Asume que la trayectoria del pozo es un arco de circunferencia con curvatura mínima entre estaciones de desviación d.

5.

Curvatura Mínima

Cálculos complejos, necesita de una calculadora programable o un computador c.

4.

Radio de Curvatura

Angulo Promedio

Es bastante exacto y lo suficientemente simple como para usar en el campo con una calculadora no programable

1. _____ 2. _____ 3. _____ 4. _____ 5. _____

4-20

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

•Notes•

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

4-21

Registros Direccionales

Cálculos en Registros Direccionales

•Notes•

4-22

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Apéndice

A

Cálculos del Angulo Promedio En este método, cada trozo de la trayectoria se asume como recta. La dirección del pozo se toma como la del promedio de las direcciones en las estaciones localizadoras al comienzo y al final de cada sección. Similarmente, el ángulo de desviación (inclinación del pozo a partir de la vertical) es el promedio de los valores al comienzo y al final de la sección de trayectoria. Claramente, el método da resultados cada vez menos precisos a medida que se aplica a secciones de trayectoria más largos. Considérese el siguiente ejemplo:

Los promedio de “estaciones” sucesivas son:

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

A-1

S1 S2

MD 7.564 7.658

INC 15,0째 17,0째

DIR S 42째 O S 44째 O

TVD TOTAL 7.534,76 ----

N/S TOTAL -66,22 ---

E/O TOTAL -63,56 ---

Registros Direccionales

A-2

Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Baker Hughes INTEQ

Registros Direccionales

Sobre los 94’ pies de longitud del trozo entre estaciones de registros direccionales, la inclinación se toma como 16,0° y la dirección del pozo como de S 43° O, i.e., los valores promedio. Considérese ahora el plano vertical:

La inclinación promedio es 16°. Usando trigonometría elemental tenemos: Profundidad Vertical cos 16° = ------------------------------------ ; profundidad vertical = 94’ cos 16° = 90,36’ Longitud de la Sección (CL) Desviación de la Sección sen 16° = ------------------------------------ ; desviación del trozo = 94’ sen 16° = 25,91’ Longitud de la Sección (CL) Por supuesto, son sólamente los incrementos en la desviación y la profundidad vertical sobre los 94’ de trayectoria considerados. Por lo tanto, para obtener la TVD en la estación S2, debemos agregarle el aumento en profundidad vertical de 90,36’ a la TVD de la estación S1.

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

A-3

Registros Direccionales

Habiendo encontrado la desviación de la sección (desviación horizontal), podemos encontrar los incrementos en las coordenadas sur y este. Considérese la planta horizontal siguiente:

Para esta figura se puede ver claramente que: Incremento en la Coordenada Sur = Desviación del Pozo x cos 43° = 18,95’ Incremento en la Coordenada Oeste = Desviación del Pozo x sen 43° = 17,67’ Estos incrementos se le deben sumar a las coordenadas sur y este en la estación de registros direccionales S2.

A-4

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

S1 S2

MD 7.564 7.658

INC 15,0° 17,0°

DIR S 42° O S 44° O

TVD TOTAL 7.534,76 7.625,12

N/S TOTAL -66,22 -85,17

E/O TOTAL -63,56 -81,23

Registros Direccionales

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

A-5

Registros Direccionales

La aplicación de estos cálculos a sucesivas estaciones y la suma continua de los aumentos producirán eventualmente una serie de coordenadas que pueden graficarse sobre el plano del pozo y dar una representación gráfica de la trayectoria del pozo.

Se realizan cálculos adicionales importantes para obtener: •

Sección vertical

•

Cierre (closure)

•

Dog Leg

•

Severidad de Dog Leg

pero estos cálculos van más allá del alcance de este texto.

Se encuentra información adicional sobre ellos en el manual sobre Registros Direccionales Magnéticos y Giroscópicos

A-6

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

185° F sin prot.calor600° 250° estándar300° - 8 hrs alta temp.

12.000 PSI s/ prot.calo15.000 PSI c/ prot.calo

Límites Temperatura

Presión

Guía De Entrenamiento

750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

Comentarios Generales

Limitaciones

Aspectos Especiales

Sin capacidad de orientación & uso limitado

CCLTécnica especial para registros direccionales sobre 70°

Velocidad de 2-300’ / minuto10" Corrida estación15’ alineación

2,6" sin prot.calor3,0" con prot.calor

OD

Corre con herramientas de registro

CCLBrazo aseguradopara alineaciónCorre con herram. registro

20.000 PSI

Buscador de Norte

Seeker

Larga iniciación antes del modo continuoMenor precisión que las de generaciones posteriores

Modo dirigible

Alineación de pasarela 250’/min6075"estación hasta 15° Inc. Alta veloc. iniciación por +/- 15 min, luego continuo

16.000 PSI

70° Inclin. Max.

Alineación de pasarela 250’/ min60-75"estación

2" - 16.000 PSI3" 26.000 PSI

210° F s/ prot.calorVarios prot. calor disponibles

FINDS

7.000 PSI

167° F

"

Multishots

Inercial

12 min alineación, 3 30min min chequeo QC alineación250’/ 300’ 7 in continuo min 1 min corrida 1 min parada

15.000 PSI

Generalmente velocidad diminuye limitaciones temp.

Multishots

Inercial

RIGS

BAKER BAKER HUGHES HUGHES INTEQ INTEQ

Orientación / Orientación / Multishots / Dirigible Multishots

200° F s/ 210° F s/ prot.calor500° - 10 prot.calorVarios hrs prot.de calor disponibles

Orientación / Multishots

250’ / minuto

Sin capacidad de orientaciónLargo tiempo alineación & operadores no saben de registros direccionales

Finder

BAKER HUGHES INTEQ

Buscador de Norte Posición continua

Gyrodata

SCIENTIFIC DRILLING CONTROLS

250’ / minutoalineación continua 45’-1 hr

20.000 PSI

3 5/8

Multishots

Multishots

GCT

Posición continua

Aplicación

G-2

Buscador de Norte

Herramient a

GYRODATA

Tipo

SCHLUMBERGER

SPERRY SUN

Herramientas de Registros direccionales Giroscópicas de Alta Tecnología

Apéndice

B

Datos Comparativos sobre Herramientas y Competencia

B-1

Registros Direccionales

Matriz de Competidores SPERRY SUN

SCHLUMBERGER

Buen rango de Registros servicios de direccionales registros limitados a GCT y algunos convencionales (Anadrill) Reconocida Monopolio en como Altas Latitudes compañía de registros Limitada Objetivo en mercados experiencia en geográficos registros específicos Fabricación Registros interna direccionales en paquetes Capaz de Mercadear Soluciones Integrales

B-2

GYRODATA

SCIENTIFIC DRILLING CONTROLS

Giroscópicas de alta tecnología y EMS únicamente

Rango casi completo de productos de registros direccionales

Registros direccionales es única línea de productos Ventas agresivas

Enfocados a registros direccionales Poder de ventas dedicada

Falta capital de Falta capital de desarrollo desarrollo Pueden penetrar mercados a relativo bajo costo

Pueden penetrar mercados a relativo bajo costo

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

Hoja de Campo de Multishots MagnĂŠtico

GuĂ­a De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

B-3

Registros Direccionales

Hoja de Campo para Cรกlculos

B-4

Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

Respuestas Introducción 1. a.

Cumplir con los requisitos legales

c.

Asistir en la evaluación de las características del reservorio

f.

Ayudar en las operaciones de sidetracking

g.

Verificar que el programa de perforación direccional esté produciendo el perfil de pozo deseado

h.

Obtener posiciones precisas del pozo

i.

Determinar la orientación de la herramienta

a.

Llegar al objetivo de las áreas geológicas

b.

Evitar colisionar con otros pozos, especialmente durante la perforación desde plataformas

c.

Definir el objetivo de un pozo de alivio en caso de un reventón

d.

Dar una mejor definición de los datos geológicos y de reservorio para permitir la optimización de la producción

e.

Cumplir con los requisitos de la legislación local

b.

El ángulo del eje del pozo con referencia a la vertical y la dirección horizontal con referencia al Norte

2.

3.

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

B-5

Registros Direccionales

4. c.

La selección de los instrumentos de registro apropiados para localizar las líneas de préstamo

Conceptos de Registros direccionales 1. d.

Son líneas que corren paralelas al ecuador

c.

En relación a la posición en superficie o elevación

c.

Están divididos en 180 líneas en el Hemisferio Oriental y 180 líneas en el Hemisferio Occidental

b.

Están medidos de 0° a 90°, con el polo Norte o Sur en 90°

b.

Convergencia

a.

20 pies @ N 45° E

7.

b.

N5, E7

8.

Inclinación, Azimuth

9.

Vertical Verdadera

2.

3.

4.

5.

6.

10. b.

Una profundidad de referencia

11. Vertical 12. Magnético, Verdadero y Cuadrícula

B-6

13. c.

Desde el Norte Magnético al Norte Verdadero

14. c.

125° Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

15. Sistemático 16. Inclinación, Azimuth 17. b.

Pata de perro

18. d.

Lado alto

19. b.

lectura de brújula incorrecta

20. Sección vertical 21. Desplazamiento 22. b.

TVD

23. c.

135

24. Inclinación 25. Verdadero 26. Este 27.

28.

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

B-7

Registros Direccionales

Herramientas 1.

Unidades mecánicas de ángulos y cámaras fotográficas

2.

Campo Magnético Terrestre

3.

20, 75

4.

Alineación Direccional Inicial de Giroscopio; Nivel de Rotación

5.

b Seguir el progreso de la broca al tiempo que se perfora el pozo

6.

a.

Brújula y unidad de ángulos

b.

Cámara

c.

Medidor de tiempo

d.

Batería

7.

b.

Carta de brújula

8.

a.

Péndulo y anillo de vidrio graduado

9.

b. Es una serie de registros direccionales tomados a intervalos regulares de profundidad

10. c.

Herramienta dirigible wireline

11. d.

Buzamiento Magnético e intensidad del campo

12. c. Se ha corrido revestimiento o hay interferencia magnética

B-8

13. d.

Todas las anteriores

14. d.

El OD del revestimiento es menor de 7"

15. d.

Todas las anteriores

16. a.

Tamaño del objetivo

b.

Latitud del pozo

c.

Dirección del objetivo

d.

Tipo de instalación de perforación Baker Hughes INTEQ Confidencial 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998

Registros Direccionales

e.

Costos de taladro

f.

Máxima inclinación planificada

g.

Condiciones de la formación y del pozo

Métodos de Cálculo 1.

a.

Radio de Curvatura

2.

b.

Mínima Curvatura

3.

a.

Radio de Curvatura ;b. Mínima Curvatura

4.

b.

Mínima Curvatura

5.

c.

Angulo Promedio

Guía De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

B-9

Registros Direccionales

Notas

B-10

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Registros Direccionales

Preguntas

GuĂ­a De Entrenamiento 750-500-096S Rev. A / Agosto 1998Confidencial

B-11

Registros Direccionales

Referencias Mapas Geol贸gicos: A Practical Guide to the Interpretation and Preparation of Geologic Maps, (1993). Edgar W. Spencer Applied Drilling Engineering, (1986). Bourgoyne, Millheim, Chenevert, Young Jnr. Directional Drilling, (1987). T.A. Inglis Deviated Drilling, (1986). P.G. Mills

B-12

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