Universidad Tecnológica Equinoccial: Facultad de Ciencias de La Ingeniería Carrera de Ingeniería de Petróleos
August 20, 2022 | Author: Anonymous | Category: N/A
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA CARRERA DE INGENIERÍA DE PETRÓLEOS
“OPTIMIZACIÓN “OPTIMIZAC IÓN DE LA PERFORACIÓN DE POZOS DIRECCIONALES DIRECCIONALE S EN EL ORIENTE ECUATORIANO ECUATORIANO MEDIANTE LA UTILIZACIÓN DEL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING EN LA SECCIÓN MAGNÉTICAMENTE INTERFERIDA.” INTERFERIDA.”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE INGENIERO DE PETRÓLEOS
CARLOS ISRAEL CARRILLO NARANJO ING. FAUSTO RAMOS AGUIRRE M.Sc.
Quito, Febrero 2014
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012 Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN Yo CARLOS ISRAEL CARRILLO NARANJO, declaro que el trabajo aquí descrito es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional vigente.
________________________ ___________ ________________ ___
Carlos Israel Carrillo Naranjo C.I. 1804218194
CERTIFICACIÓN Certifico que el presente trabajo que lleva por título “OPTIMIZACIÓN DE LA
PERFORACIÓN
DE
POZOS
DIRECCIONALES
EN
EL
ORIENTE
ECUATORIANO MEDIANTE LA UTILIZACIÓN DEL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING EN LA SECCIÓN MAGNÉTICAMENTE INTERFERIDA” INTERFERIDA”,, que, para aspirar al título de Ingeniero de Petróleos fue desarrollado por Carlos Israel Carrillo Naranjo, bajo mi dirección y supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos 18 y 25.
___________________________ ___________ __________________ __ Ing. Fausto Ramos Aguirre M.Sc.
DIRECTOR DEL TRABAJO C.I. 1705134102
CARTA DE LA INSTITUCIÓN
DEDICATORIA
A mi hermano y amigo Pablito Andrés… Andrés… ¡¡Lo Logramos!!
Carlos C.
AGRADECIMIENTO
A Dios autor de todo lo que existe, por haber sido mi fortaleza en esta etapa muy importante de mi vida. A mis padres y familiares que siempre confiaron en mí. A la Escuela de Petróleos de la Universidad Tecnológica Equinoccial, Equinoccial, autoridades y docentes que con profesionalismo supieron impartirm impartirmee los conocimientoss necesarios para defenderme een conocimiento n la industria. A todos los amigos, compañeros y gente g ente que compartió momentos agradables a lo largo de mi vida universitaria. A Gyrodata, empresa que me dio la apertura de realizar mi proyecto de titulación. Carlos C.
ÍNDICE DE CONTENIDOS PÁGINA DECLARACIÓN ................................................................................................ III CERTIFICACIÓN .............................................................................................. IV CARTA DE LA INSTITUCIÓN ........................................................................... V DEDICATORIA ................................................................................................. VI AGRADECIMIENTO ........................................................................................ VII RESUMEN ..................................................................................................... XIV ABSTRACT ..................................................................................................... XV CAPÍTULO I ....................................................................................................... 1 1. INTRODUCCIÓN. .......................................................................................... 1 1.1. OBJETIVO GENERAL ................................................................................ 2 1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................... 3 CAPÍTULO II ...................................................................................................... 4 2. MARCO TEÓRICO ........................................................................................ 4 2.1. INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............ ......................... ................. 4 2.1.1. APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............ ......... ... 4 2.1.2. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES .......................................... 6 2.1.3.
SECCIONES
EN
LA
TRAYECTORIA
DE
UN
POZO
DIRECCIONAL ........................................................................................ 7 2.1.4. TÉCNICAS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL ............. .......................... ............. 9 2.1.5. EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS DE DESVIACIÓN EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL ........................................................... 10 2.1.5.1. Perforacion Direccional Convencional............ .......................... .................. 11 2.1.5.2. Sistema Direccional de Perforación con Motor de Desplazamiento Positivo ............................................................. 11 2.1.5.3. Perforación Rotativa Direccional (Rotary Steerable System, RSS) .............................................................................. 13
2.2. INTRODUCCIÓN A LOS REGISTROS DIRECCIONALES ............ ....................... ........... 14 2.2.1. POSICIONAMIENTO SOBRE EL GLOBO .................................. 14 I
2.2.2. SISTEMAS DE PROYECCIÓN ......................... ............ ........................... ........................... ............. 16 2.2.3. COORDENADAS UTM ................................................................ 18 2.2.4. REFERENCIAS DE AZIMUTH..................................................... 19 2.2.5. CORRECCIÓN DE GRILLA ............. .......................... .......................... .......................... .................. ..... 20 2.2.5.1. Relación entre el Norte Verdadero y el Norte de Grilla Gr illa .. 20 2.2.5.2. Convergencia ................................................................. 21 2.2.5.3. Corrección de Grilla ........................................................ 22 2.2.5.4. Aplicación de la Corrección de Grilla y la Convergencia 22 2.2.6. CORRECCION MAGNÉTICA ...................................................... 25 2.2.6.1. Campo Magnético de la Tierra ............ .......................... .......................... .............. 25 2.2.6.2. Declinación Magnética ................................................... 27 2.2.6.3. Aplicación de la Corrección de Declinación Magnética .. 28 2.2.6.4. Angulo de Inclinación Magnética (Magnetic Dip Angle) . 32 2.2.7.
TÉRMINOS
Y
DEFINICIONES
EN
REGISTROS
DIRECCIONALES ................................................................................. 33 2.2.8. TOOLFACE DIRECCIONAL ........................................................ 41 2.2.8.1. Lado Alto (High Side) ..................................................... 41 2.2.8.2. High Side Toolface o Toolface Gravitatorio (Gravity Toolface) ..................................................................................... 42 2.2.8.3. Magnetic Toolface y Gyro Toolface ............ ......................... .................... ....... 43 2.2.8.4. Zona No-No para herramientas Magnéticas de Registro Direccional .................................................................................. 44 2.2.8.5. Zona No-Go para herramientas Giroscópicas de Registro Direccional .................................................................................. 44 2.2.9. CÁLCULOS DE SURVEYS DIRECCIONALES ........................... .................... ....... 45 2.2.9.1. Método de Curvatura Mínima ......................................... 45
CAPÍTULO III ................................................................................................... 47 3. METODOLOGÍA .......................................................................................... 47 3.1. HERRAMIENTAS DE REGISTRO DIRECCIONAL .......................... ............. ...................... ......... 47 3.2. MEASUREMENT WHILE DRILLING (MWD) ............................................ 48 3.2.1. COMPONENTES DEL SISTEMA MEASUREMENT WHILE DRILLING (MWD) .................................................................................. 49 3.2.1.1. Sistema de Poder ........................................................... 50 II
3.2.1.2. Sistema de Telemetría o Transmisión de datos ............. 50 3.2.1.3. Sensores Direccionales MWD ........................... ............. .......................... .............. 55 3.2.1.4. Sistema de Superficie .................................................... 58 3.2.2. INTERFERENCIA MAGNÉTICA EN EL SISTEMA MWD ............ 59 3.2.2.1. Interferencia Magnética causada por la Sarta de Perforación .................................................................................. 59 3.2.2.2. Interferencia Magnética causada causada por Fuentes Fuentes Externas 61
3.3. GIRÓSCOPO DE TASA DE CAMBIO “WELLBORE SURVEYOR” DE GYRODATA (R.G.S) –– SISTEMA CONVENCIONAL............ .......................... .......................... .............. 61 3.3.1. FUNCIONAMIENTO DEL GIROSCOPIO DEL GYRO ................. ............ ..... 65 3.3.2. MECANISMO DE INDEXADO DEL GYRO ............ ......................... ...................... ......... 66 3.3.3. RUNNING GEAR CON GYRO Y ELECTRÓNICA DE FONDO ... 66 3.3.4. MODALIDADES DE CORRIDA DE LA HERRAMIENTA ............. ............ . 70 3.3.5. COMPONENTES DEL GIROSCOPIO ............ ......................... .......................... ................ ... 72
3.4. DESARROLLOS TECNOLÓGICOS EN LAS HERRAMIENTAS DE GYRODATA ..................................................................................................... 74 3.5. SERVICIOS DEL GYRO DE TASA DE CAMBIO “WELLBORE SURVEYOR” SURVEY OR” (R.G.S) ...................................................................................... 75 3.5.1. RGS-WB®: GYRO DE TASA DE CAMBIO ESTÁNDAR “WELLBORE SURVEYOR” SURVEYOR” ................................................................... 77 3.5.2. RGS-BT®: GYRO DE TASA DE CAMBIO MODO BATERÍA ....... 78 3.5.3. RGS-DP®: GYRO DE TASA DE CAMBIO SISTEMA DE CAÍDA LIBRE (DROP GYRO) ........................................................................... 80 ®
3.5.4. RGS-CT ®: GYRO DE TASA DE CAMBIO SISTEMA CONTINUO82 3.5.5. RGS-OR : GYRO DE TASA DE CAMBIO – CAMBIO – ORIENTACIÓN ...... 83 3.5.6. RGS-ST®: GYRO DE TASA DE CAMBIO – CAMBIO – STEERING STEERING ............. ............ . 85 3.5.7. GEO-GUIDE ALCTM: GYRO DE TASA DE CAMBIO – CAMBIO – ADVANCED ADVANCED LOGGING COMBINATION .................................................................... 86 3.5.8. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS DIFERENTES SERVICIOS DE CORRIDA DEL GYRO R.G.S .............. ........................... ........................ ........... 87
3.6. MODELOS DE ERROR PARA LAS HERRAMIENTAS DE REGISTRO DIRECCIONAL. ............................................................................................... 88 3.6.1. CLASIFICACIÓN DE LOS ERRORES............ ......................... .......................... ................ ... 88 3.6.1.1. Errores Aleatorios............. .......................... .......................... .......................... .................... ....... 88 III
3.6.1.2. Errores Sistemáticos ...................................................... 89 3.6.1.3. Errores Gruesos ............................................................. 89 3.6.2. MODELO DE ERROR ISCWSA .................................................. 90 3.6.2.1. Modelo de Error ISCWSA para MWD ............................ 92 3.6.2.2. Modelo de Error ISCWSA para Gyro ............ ......................... .................. ..... 96 GYRO ........................... 3.7. PRECISIÓN DE LOS SISTEMAS MWD Y .............. ........................ ........... 97 3.8. ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE POSICIONAL EN POZOS
DIRECCIONALES
DEL
ORIENTE
ECUATORIANO
MEDIANTE
LA
UTILIZACIÓN DE SURVEYS TOMADOS CON SISTEMA MWD Y Y GYRO ...... 97 3.8.1. GEOLOGÍA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTE ......... 98 3.8.2. ESTRATIGRAFÍA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTE 99 3.8.3. CASO DE ESTUDIO: CONTROL POSICIONAL DEL POZO PAYAMINO 1D .................................................................................... 102 3.8.3.1. Comparación entre MWD Survey y Gyro Survey ......... 102
CAPITULO IV ................................................................................................. 114 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................... 114 4.1. GYRO GUIDE, GYRO WHILE DRILLING (GWDTM) ................................ 114 4.1.1. EVOLUCIÓN DEL SISTEMA GWDTM ........................... ............ .......................... ............... 114 4.1.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA GWDTM ........................... 115 4.1.3. APLICACIONES DEL SISTEMA GWDTM ........................... ............ ...................... ......... 116 4.1.4. BENEFICIOS DEL SISTEMA GWDTM ....................................... 116 4.1.5. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SISTEMA GWD TM ....... 117
4.2. CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA GWD, GYRO PULSE DE SCHLUMBERGER ......................................................................................... 117 4.3. PROCEDIMIENTO OPERATIVO DEL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING (GWDTM) ......................................................................................................... 125 4.3.1. PRUEBAS DE LA HERRAMIENTA EN BASE (BASE TEST) Y PARA SALIR DE LA BASE (OUTGOING SYSTEM TEST, OST) ........ 125 4.3.2. PRUEBA EN EL COLLAR (IN-COLLAR TEST) Y PRUEBA DEL SISTEMA (SYSTEMS TEST) EN LA BASE DE LA COMPAÑIA DIRECCIONAL .................................................................................... 130 4.3.3. PROCEDIMIENTO DE CORRIDA DEL GWD™ GYROPULSE EN LA ETAPA DE PERFORACIÓN .......................................................... 134 IV
4.4. DIRECTIONAL SURVEYING CON EL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING GWDTM EN LA PERFORACION DE POZOS DIRECCIONALES EN EL ORIENTE ECUATORIANO ............................................................................ 139 4.4.1. GYRO WHILE DRILLING GWD™ EN SECCIÓN DE 16”, POZO TUCAN A-93H ..................................................................................... 140 4.4.2. GYRO WHILE DRILLING GWD™ EN SECCIÓN DE 16”, POZO TUCAN B-72 ........................................................................................ 152
4.5. COMPARACION TÉCNICO - ECONÓMICA ENTRE EL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING GWDTM Y EL SISTEMA GYRO CONVECIONAL DENTRO DE LA ZONA MAGNÉTICAMENTE INTERFERIDA ...................................... 164 4.5.1. ANALISIS OPERACIONAL ENTRE EL SISTEMA GWDTM Y GYRO CONVENCIONAL ................................................................................ 164 4.5.1.1. Profundidad en la toma de Surveys, Pozo TUCAN A-93H y TUCAN B-72........................................................................... 164 4.5.1.2. Tiempo Operacional, Gyro Convencional y GWD ........ 171 4.5.1.3. Seguridad Industrial al trabajar con el Sistema GWD .. 176 4.5.2. ANALISIS ECONÓMICO ENTRE EL SISTEMA GWDTM Y GYRO CONVENCIONAL RGS-OR® ............................................................... 176 4.5.2.1. Lista de Precios de los Sistemas RGS-OR® y Gyro While Drilling GWDTM .......................................................................... 176 4.5.2.2. Costo Operacional de los Equipos Gyro While Drilling GWDTM y Gyro RGS-OR® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 ........................................................................................... 177 4.5.2.3. Costo por tiempo de trabajo del Taladro de Perforación TM con los Sistemas Gyro While Drilling GWD y Gyro RGS-OR® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 ......................... ............ ...................... ......... 178 4.5.2.4. Costo por Píldoras bombeadas en el tiempo adicional de circulación al trabajar con Gyro RGS-OR® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 ............ ......................... .......................... ........................... ......................... ........... 179 4.5.2.5. Balance Económico de la utilización del Sistema GWD en relación al Sistema Convencional Gyro RGS-OR® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 .................................................. 181
CAPITULO V .................................................................................................. 182 V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............ ......................... .......................... .................... ....... 182 5.1. CONCLUSIONES .................................................................................... 182 5.2. RECOMENDACIONES ........................................................................... 183 BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 185 ANEXOS ........................................................................................................ 189
VI
ÍNDICE DE TABLAS PÁGINA Tabla 1. Especificaciones Técnicas - Gyro R.G.S ............. .......................... .......................... .................. ..... 87 Tabla 2. Precisión de los sensores MWD y Gyro ......................... ............ .......................... .................... ....... 97 Tabla 3. Especificaciones Técnicas – Técnicas – GWD GWDTM ............................................... 117 Tabla 4. Surveys GWD Pozo TUCAN A-93H ............. ........................... ........................... ...................... ......... 151 Tabla 5. Surveys GWD Pozo TUCAN B-72 B -72 ......................... ............ .......................... ........................... .............. 163 Tabla 6. Profundidad para GWD GW D y Gyro Convencional, TUCAN A-93H A -93H......... 167 Tabla 7. Profundidad para GWD GW D y Gyro Convencional, TUCAN B-72 ........... 170 Tabla 8. Tiempo Promedio, Gyro Convencional ............ ......................... .......................... .................... ....... 171 Tabla 9. Tiempo Promedio, Toma de surveys GW GWD D con Schlumberger ........ 172 Tabla 10. Tiempo Promedio, Toma de surveys GWD con Halliburton ........... 173 Tabla 11. Tiempos operacionales en la Toma de surveys con GWD y Gyro Convencional (RGS WB) en el POZO TUCAN A-93H ................................... 174 Tabla 12. Tiempos operacionales en la Toma de surveys con GWD y Gyro Convencional (RGS WB) en el POZO TUCAN B-72 ............. ........................... ......................... ........... 175 Tabla 13. Costo del Servicio de Orientación con RGS-OR® ............................ ............ .............. 176 Tabla 14. Costo del Servicio GWDTM ............................................................. 177 Tabla 15. Costo Operacional de los Equipos (GWD (GW D y Gyro Convencional), POZO TUCAN A-93H ..................................................................................... 177 Tabla 16. Costo Operacional de los Equipos (GWD (GW D y Gyro Convencional), POZO TUCAN B-72 ....................................................................................... 178 Tabla 17. Costo por el Taladro de Perforación (GWD y Gyro Convencional), Pozo TUCAN A-93H ....................................................................................... 179 Tabla 18. Costo por el Taladro de Perforación (GWD y Gyro Convencional), Pozo TUCAN B-72 ......................................................................................... 179 Tabla 19. Costo por Píldoras Viscosas con Gyro convencional, TUCAN A-93H ....................................................................................................................... 180 Tabla 20. Costo por Píldoras Viscosas con Gyro convencional, TUCAN B-72 ....................................................................................................................... 181 Tabla 21. Costos Totales T otales GWD y Gyro convencional, Pozo TUCAN A-93H .. 181 Tabla 22. Costos Totales GWD y Gyro convencional, Pozo TUCAN B-72 .... 181
VII
ÍNDICE DE FIGURAS PÁGINA Figura 1. Aplicaciones de la Perforación Direccional ......................................... 5 Figura 2. Tipos de Pozos Direccionales ............................................................. 7 Figura 3. Secciones en la Trayectoria de un Pozo Direccional ............. .......................... ............. 8 Figura 4. Perforación Direccional Convencional............................................... Convencional............................................... 11 Figura 5. Sistema Direccional de Perforación con Motor de Fondo ................. ............ ..... 12 Figura 6. Sistema Well-Guide RSSTM ............................................................... 14 Figura 7. Globo Terrestre ................................................................................. 15 Figura 8. Métodos Comunes de Proyección .................................................... 16 Figura 9. Sistema Universal Transversa de Mercator (UTM) ........................... ......................... .. 17 Figura 10. Zona Cuadriculada UTM ................................................................. 18 Figura 11. Características de la Zona UTM ............ ......................... .......................... ........................... .................. 19 Figura 12. Norte Verdadero y Norte de Grilla ........................... ............. ........................... ........................ ........... 21 Figura 13. Corrección de Azimuth Verdadero al de Grilla (Corrección al Este) 23 Figura 14. Corrección de Azimuth Verdadero al de Grilla (Corrección al Oeste) ......................................................................................................................... 23 Figura 15. Corrección de Azimuth de Grilla al Verdadero (Corrección al Este) 24 Figura 16. Corrección de Azimuth de Grilla Gr illa al Verdadero (Corrección al Oeste) ......................................................................................................................... 25 Figura 17. Movimiento del Polo Norte Magnético ............ ......................... .......................... .................... ....... 26 Figura 18. Campo Magnético de la Tierra ........................................................ 27 Figura 19. Corrección de Azimuth Magnético a Verdadero (Declinación (Declinación Este) 28 Figura 20. Corrección de Azimuth Magnético a Verdadero (Declinación Oeste) ......................................................................................................................... 29 Figura 21. Corrección de Azimuth Verdadero a Magnético (Declinación (Declinación Este) 30 Figura 22. Corrección de Azimuth Verdadero a Magnético (Declinación ( Declinación Oeste) ......................................................................................................................... 30 Figura 23. Corrección de Azimuth Magnético al de Grilla (Declinación Este y Convergencia Oeste) ....................................................................................... 31 Figura 24. Corrección de Azimuth Magnético al de Grilla (Declinación Este y Convergencia Este) .......................................................................................... 32 Figura 25. Angulo de Inclinación Magnética ........................... ............. ........................... .......................... ............. 33 VIII
Figura 26. Representación de las estaciones de Survey Survey ........................ ........... ...................... ......... 34 Figura 27. Inclinación ....................................................................................... 35 Figura 28. Azimuth ........................................................................................... 35 Figura 29. Desplazamiento Horizontal ............................................................. 36 Figura 30. Sección Vertical............................................................................... 38 Figura 31. Terminología Directional Surveying, Parte A .......................... ............. ...................... ......... 38 Figura 32. Terminología Directional Surveying, Parte B .......................... ............. ...................... ......... 39 Figura 33. Proyección Vertical............ .......................... ........................... .......................... ......................... ...................... .......... 40 Figura 34. Proyeccion Horizontal ..................................................................... 40 Figura 35. Orientación Toolface y High Side ......................... ............ ........................... ........................... ............. 41 Figura 36. Toolface Gravitacional......................... ............ .......................... .......................... .......................... .................. ..... 43 Figura 37. Toolface Magnético ......................................................................... 44 Figura 38. Método de Mínima Curvatura ............ ......................... .......................... .......................... .................... ....... 46 Figura 39. Herramientas de Registro Direccional ......................... ............ .......................... .................... ....... 48 Figura 40. Sistema Measurement While Drilling (MWD) .................................. ....................... ........... 49 Figura 41. Sistema de Telemetría por Pulsos de Presión Positivos en el Lodo 52 Figura 42. Sistema de Telemetría por Pulsos de Presión Negativos en el Lodo ......................................................................................................................... 53 Figura 43. Sistema de Telemetría por Onda Continua de Presión en el Lodo . 55 Figura 44. Acelerómetro Forced-Balanced .......................... ............. .......................... ........................... .................. 57 Figura 45. Acelerómetro Quartz-Hinged .......................... ............. .......................... .......................... .................... ....... 57 Figura 46. Magnetómetro ................................................................................. 58 Figura 47. Magnetización de la Sarta de Perforacion............ .......................... .......................... .............. 60 Figura 48. Collares de Perforacion No Magnéticos ............. .......................... .......................... ................ ... 60 Figura 49. Ejes X, Y y Z de la herramienta o pozo ............ ......................... .......................... .................. ..... 61 Figura 50. Componente Horizontal del vector rotacional de la Tierra ............. ................. 62 Figura 51. Medición del Azimuth ...................................................................... 63 Figura 52. Gyro de 2” con Acelerómetro Tipo Original ..................................... Original ..................................... 64 Figura 53. Single Chassis Tool (SCT) .............................................................. 67 Figura 54. Herramienta con Electrónica de fondo y sección del Gyro ............. ............... 68 Figura 55. Top bull plug .................................................................................... 68 Figura 56. Interconnect bull plug ...................................................................... 69 Figura 57. Power Section y Data Section ............. .......................... .......................... .......................... .................. ..... 69 Figura 58. Power Supply, Interface y Computadora de Campo ............ ....................... ........... 69 IX
Figura 59. Gyro con giroscopio y dos acelerómetros (con y sin sombrero protector del giroscopio) ................................................................................... 70 Figura 60. Gyro con un giroscopio y dos acelerómetros (con y sin sombrero protector del giroscopio) Giroscopio de Gyrodata .......................... ............. .......................... .................. ..... 72 Figura 61. Torquer coils del giroscopio ............................................................ 73 Figura 62. Exciter/Pick-off coil .......................................................................... 73 Figura 63. Hookes joint .................................................................................... 74 Figura 64. Servicios del Gyro Wellbore W ellbore Surveyor de Gyrodata ........................ ............. ........... 76 Figura 65. Gyro RGS-WB® Modo Estándar ......................... ............ .......................... ........................... .................. 77 Figura 66. Rig-up para correr la Herramienta ........................... ............. ........................... ........................ ........... 78 Figura 67. Gyro RGS-BT® Modo Batería .......................................................... 79 Figura 68. Gyro RGS-DP® Sistema de Caída Libre .......................... ............. .......................... ................ ... 81 Figura 69. Orientación de Motor con Pata de Mula ............. .......................... .......................... ................ ... 84 Figura 70. Gyro RGS-OR® Orientación ............................................................ 85 Figura 71. Esquema de Trabajo del Modelo de Error ISCWSA........................ ISCWSA............. ........... 91 Figura 72. Localización Geográfica de la Cuenca Oriente Ecuatoriana ........... 98 Figura 73. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente Ecuatoriana ........... 101 Figura 74. T-Plot, Azimuth e Inclinación vs Profundidad Medida Medida – – POZO POZO PAYAMINO 1D ............................................................................................... 104 Figura 75. Azimuth vs Profundidad Medida, (ZONA A) Intervalo 3000 a 4000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 105 Figura 76. Inclinación vs Profundidad Medida, (ZONA A) Intervalo 3000 a 4000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 106 Figura 77. Azimuth vs Profundidad Medida, (ZONA B) Intervalo 5000 a 6000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 106 Figura 78. Inclinación vs Profundidad Medida, (ZONA B) Intervalo 5000 a 6000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 107 Figura 79. Azimuth vs Profundidad Medida, (ZONA C) Intervalo 8000 a 9000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 107 Figura 80. Inclinación vs Profundidad Medida, (ZONA C) Intervalo 8000 a 9000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 108 Figura 81. Azimuth e Inclinación I nclinación vs Profundidad Medida, Intervalo 7720 a 7820 pies – POZO pies – POZO PAYAMINO 1D ......................................................................... 109 Figura 82. TVD vs Sección Vertical - POZO PAYAMINO 1D .............. ......................... ........... 110 X
Figura 83. TVD vs Sección Vertical - POZO PAYAMINO 1D, Ampliación en TD ....................................................................................................................... 111 Figura 84. Northing vs Easting - POZO PAYAMINO 1D ................................ 112 Figura 85. Northing vs Easting - POZO PAYAMINO 1D, Ampliación en TD .. 113 Figura 86. Evolución del Sistema GWD de Gyrodata............ .......................... ......................... ........... 115 Figura 87. Bellville Stack (Bellville & Bellville X-Over) ........................... .............. ...................... ......... 118 Figura 88. Batería de Litio .............................................................................. 118 Figura 89. Battery Bull plug Multi Conducting................................................. 119 Figura 90. Modem Section ............................................................................. 119 Figura 91. Power Section ............................................................................... 120 Figura 92. Data Section .................................................................................. 121 Figura 93. Gyro Section ................................................................................. 122 Figura 94. Orienting Sub ................................................................................ 122 Figura 95. Collar GyroPulse ........................................................................... 123 Figura 96. Flask .............................................................................................. 123 Figura 97. 9 ½” O.D. Schlumberger Drill Collar con 1 ⅞” GWD™ GWD™ ................... ............ ..... 124 Figura 98. Marca Exterior e Interior en el Barril del Gyro ........................ ............................... ....... 126 Figura 99. Roll Test para GWD en la Base .................................................... 127 Figura 100. Soporte VST ................................................................................ 128 Figura 101. Ajustes Pre-job de la Herramienta GWD ............ .......................... ......................... ........... 129 Figura 102. Rotary Shutdown Test ................................................................. 130 Figura 103. In-Collar test en la Base de Schlumberger ......................... ............ ...................... ......... 131 Figura 104. Pantalla de Demodulación MWD de Schlumberger .................... ........... ......... 132 Figura 105. Control de Parámetros en el System Test ............. .......................... ...................... ......... 133 Figura 106. Scribe Mark (Marca en el Collar) ........................... ............. ........................... ...................... ......... 133 Figura 107. Collar de Schlumberger para GWD GW D en la Locación ............ ..................... ......... 135 Figura 108. StatWords para la aceptación del Survey GWD ............ .......................... .............. 136 Figura 109. Ingreso Manual de los StatWords StatW ords en el Software Multi Vendor .. 136 Figura 110. Ciclo para la toma del Survey del GWD ........................... ............. ......................... ........... 137 Figura 111. Plano Vertical y Horizontal del POZO TUCAN A-93H ................. ............ ..... 141 Figura 112. Locación TUCAN A PAD ............ .......................... ........................... .......................... ...................... ......... 144 Figura 113. Aplicación del Offset a la herramienta GWD ............. .......................... .................. ..... 145 Figura 114. BHA#2 Direccional Pozo TUCAN A-93H ............ .......................... ......................... ........... 146 Figura 115. BHA#3 Direccional Pozo TUCAN A-93H ............ .......................... ......................... ........... 147 XI
Figura 116. Medida del Offset con respecto al High side del Motor ............ ............... ... 148 Figura 117. Offsets GWD y MWD .................................................................. 149 Figura 118. Control Shallow Hole Test (SHT) ................................................ 150 Figura 119. Plano Vertical y Horizontal del POZO TUCAN B-72............. .................... ....... 153 Figura 120. Locación TUCAN B PAD ............ .......................... ........................... .......................... ...................... ......... 156 Figura 121. BHA#3 Direccional Pozo TUCAN B-72 ......................... ............ .......................... ............... 157 Figura 122. BHA#4 Direccional Pozo TUCAN B-72 ......................... ............ .......................... ............... 158 Figura 123. BHA#5 Direccional Pozo TUCAN B-72 ......................... ............ .......................... ............... 159 Figura 124. Cálculo del Total Gyro Offset para la corrida del BHA#5 ............ ........... . 160 Figura 125. Offsets aplicados a la corrida con el BHA#5 ............................... ........................ ....... 161 Figura 126. Control Shallow Hole Test (SHT) para la corrida del BHA#5 ...... 162 Figura 127. BHA Direccional sin Collar GWD Pozo TUCAN A-93H ............... ............ ... 165 Figura 128. BHA Direccional sin Collar GWD GW D Pozo TUCAN B B-72 -72............. .................. ..... 168
XII
ÍNDICE DE ANEXOS PÁGINA Anexo I. Método de Mínima Curvatura Curvatura .......................... ............. .......................... .......................... .................... ....... 189 Anexo II. Sistemas de Calidad SQ3 ................................................................ 191 Anexo III. MSDS para Celdas y Baterías Baterías de Cloruro de Tionilo de Litio ......... 199 Anexo IV. Survey con Gyro Convencional, POZO TUCAN TUCAN A-93H ................. ............ ..... 203 Anexo V. Survey con Gyro Gyro Convencional, POZO TUCAN B-72..................... 205
XIII
RESUMEN Actualmente en nuestro país con la perforación de varios pozos direccionales en una misma locación, uno de los retos más importantes es el posicionamiento exitoso del pozo al momento de orientar el motor de fondo en la sección superficial para sobre guardar la integridad de este. El revestimiento ferromagnético de los pozos adyacentes junto con otras fuentes de magnetismo causarán lecturas interferidas en la herramienta magnética MWD y no confiables, por tal motivo se ha hecho indispensable el empleo de herramientas giroscópicas en la sección magnéticamente interferida. En locaciones con intervalos que sobrepasan los 2500 pies de interferencia magnética y se tenga pozos muy cercanos, el sistema de Gyro convencional con unidad wireline requerirá de varias corridas para cruzar este tramo, resultando en el consumo de varias horas de taladro de perforación y otras consideraciones operacionales hasta permitir que la herramienta MWD no se encuentre interferida. El sistema Gyro While Drilling (GWDTM) es el último desarrollo tecnológico de Gyrodata para la posicionalidad de pozos direccionales y que en este momento está siendo utilizado en el país. El presente trabajo de investigación seleccionó dos casos de estudio y después de estudiar las características más importantes del sistema, se evaluó técnica y económicamente su aplicación frente al sistema de Gyro Convencional. Al finalizar la investigación se determinó que el Sistema GWD proporcionó un ahorro promedio de 10 horas de taladro y junto a otros beneficios operacionales resultó en un ahorro económico promedio de $19.288 dólares, haciendo del sistema una aplicación fiable y beneficiosa en la perforación de pozos direccionales para el desarrollo de proyectos actuales y proyectos futuros de recuperación mejorada en nuestro país.
XIV
ABSTRACT Nowadays in our country, with the drilling of multiple directional wells in the same location, one of the most important challenges is the successful positioning of the well when orienting the downhole motor in the surface section. The ferromagnetic coating of adjacent wells with other sources of magnetism cause interfered readings at magnetic MWD tool. For that reason it has been essential employing gyroscopic tools in the areas of magnetic interference. In locations with ranges in excess of 2500 feet of magnetic interference with very neighboring wells, the conventional Gyro system with wireline unit will require several runs to cross this section , resulting in the consumption of several hours of drilling equipment and other operational conditions until allow the MWD tool not interfered. The Gyro While Drilling (GWDTM) system is the latest development of Gyrodata Company to position directional wells and is currently being used in the country. This research selected two case studies, and after studying the most important features of the system, its technical and economic system against Gyro Conventional application was evaluated. After the investigation it was determined that the GWD system provided an average saving of 10 hours of drill and with other operational benefits resulted in an economical average saving of $19.288, hence this system is reliable and beneficial to drill directional wells, since it will help a lot to develop current and future
enhanced
recovery
projects
in
our
country.
XV
CAPÍTULO I 1. INTRODUCCIÓN. La perforación direccional ha permitido el desarrollo productivo de los campos petroleros de una forma más eficaz y amigable con el medio ambiente, permitiendo alcanzar objetivos geológicos que antes hubiesen sido inalcanzables con la perforación vertical. La perforación de pozos es una fase crucial en la inversión de las compañías operadoras, ya que representa un alto costo en muy corto tiempo. Por tal motivo, es trascendental que esta actividad se desarrolle en un marco donde los errores y riesgos sean reducidos al mínimo posible, por lo cual, es necesario utilizar herramientas optimas y con el personal capacitado. En la actualidad, la reglamentación ambiental prácticamente ha exigido a las compañías petroleras la perforación de varios pozos en una misma locación o pad. Las Trayectorias complejas de los nuevos pozos a perforar, demandan un control posicional preciso en cortos intervalos de profundidad, particularmente en la sección superficial. El acero del casing superficial de los pozos adyacentes junto con otras fuentes externas de magnetismo ocasionaran lecturas interferidas del sistema MWD.
Una mala posicionalidad en la orientación del motor de fondo, podría ocasionar que no se llegue al objetivo planteado o aun peor causar la colisión de pozos. El desarrollo de herramientas giroscópicas ha permitido solventar la precisa posicionalidad que se requiere dentro de la zona magnéticamente Interferida, debido a que sus lecturas utilizan el movimiento rotacional del planeta, el norte de referencia es inalterable. Con varios pozos en una misma locación los intervalos de interferencia se han incrementado haciendo que el sistema de gyro convencional con unidad wireline necesite demasiado tiempo de taladro de perforación y el bombeo de píldoras viscosas para cada corrida. El excesivo número de corridas ha obligado buscar nuevas alternativas de posicionamiento. 1
En base a investigación, desarrollo e innovación Gyrodata ha introducido en el mercado nacional el sistema Gyro While Drilling (GWDTM). El desarrollo de este proyecto de investigación esta principalmente pr incipalmente encaminado a estudiar las características, funcionamiento, procedimientos de operación del sistema GWD y a la vez realizar una comparación técnica y económica con el servicio de gyro convencional. Para tal fin el proyecto de investigación se ha dividido en 5 capítulos. Omitiendo el capítulo I referente a la introducción, el capítulo II contiene una breve introducción de lo que es la perforación direccional y trata también lo referente a los registros direccionales con el propósito de establecer las bases para entender el posicionamiento de pozos petroleros.
Obtenidas estas bases, en el capítulo III se procede a describir las herramientas utilizadas para la toma de surveys MWD y Gyro, sus modelos de error, la precisión que ofrece cada una y un análisis de incertidumbre posicional entre los dos sistemas. El capítulo IV como se mencionó anteriormente detalla lo más relevante y necesario del Sistema GWD para elaborar un análisis comparativo frente el Sistema de Gyro convencional y desarrolla un análisis económico para probar la rentabilidad económica del uso de este innovador sistema lo que finalmente permite establecer conclusiones y recomendaciones de la investigación en el capítulo V.
1.1. OBJETIVO GENERAL Evaluar técnica y económicamente la utilización del sistema Gyro While Drilling; en la perforación de pozos direccionales en campos del oriente ecuatoriano en la sección magnéticamente interferida.
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1.2. OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Comparar los registros direccionales magnético (MWD) y giroscópico
(Gyro) realizados en pozos direccionales. Tomando en cuenta la precisión de las herramientas.
Analizar operacionalmente los Sistema Gyro While Drilling (GWD) y Gyro
Convencional para la toma de surveys y orientación de motor de fondo en la perforación de pozos direccionales.
Evaluar económicamente la aplicación del GWD para la perforación de
pozos direccionales en la zona magnéticamente interferida, mediante un análisis de costo-beneficio.
Determinar la factibilidad de aprovechar la tecnología del Sistema Gyro While Drilling en proyectos futuros de explotación petrolera en el país.
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CAPÍTULO II 2. MARCO TEÓRICO 2.1. INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL La perforación direccional es el arte de dirigir un pozo en base a una trayectoria planificada hacia un objetivo geológico predeterminado, ubicado a cierta profundidad, cuya posición posee dirección y un desplazamiento con respecto al eje vertical del pozo.
2.1.1. APLICACIONES DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL Entre las más importantes están:
Localizaciones Inaccesibles.- Son aquellas áreas a perforar donde se
encuentra algún tipo de instalación o edificación (parque, edificio), o donde el terreno por condiciones naturales (lagunas, ríos, montañas) hace difícil su acceso. Estas condiciones hacen necesario localizar el taladro a cierta distancia del objetivo predeterminado.
Pozos Múltiples.- La perforación de pozos múltiples desde una misma
locación constituye una aplicación común especialmente en la perforación offshore. Permite ejecutar un proceso de perforación óptimo de diversos pozos desde una sola plataforma, lo que reduce costos de construcción, instalación de facilidades de superficie, así como la disminución del impacto ambiental.
Domos de sal.- Cuando el yacimiento se encuentra bajo domos salinos
llevar a cabo un proceso de perforación puede ocasionar serios problemas, la desviación de la trayectoria del pozo evitara inconvenientes como la perdida de circulación, corrosión, etc.
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Control de fallas.- El perforar un pozo vertical a través de un plano de
falla es difícil por lo que el perforar direccionalmente nos permite atravesar la falla de forma perpendicular o paralela con el propósito de llegar al reservorio.
Sidetrack.- Esta técnica de perforación de pozos direccionales es
utilizada con el objetivo de continuar la construcción de un pozo iniciando una nueva trayectoria a cierta profundidad por diferentes razones como pesca sin éxito, abandono, etc.
Pozos de Alivio.- La perforación direccional permite que un pozo de
alivio sea perforado lo más cerca posible al reservorio de un pozo fuera de control. De esta manera un fluido f luido de mayor densidad es bombeado a través del pozo de control con la finalidad de superar problemas de presión y retomar el control del pozo. La Figura 1, ilustra cada una de las aplicaciones de perforación direccional descritas anteriormente.
Perforación Direccional Figura 1. Aplicaciones de la Perforación Fuente. Sperry Drilling, 2008 5
2.1.2. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES Hay cuatro perfiles básicos considerados en la planificación de un pozo direccional. Los pozos direccionales pueden clasificarse de acuerdo a la forma que toma el ángulo de inclinación.
Pozo tipo tipo “J”.“J”.- Éste perfil incluye una sección de construcción de
ángulo terminal y una sección que mantiene dicha inclinación para atravesar los objetivos. La inclinación normalmente es 15º o más.
Pozo tipo “S”.“S”.- En este tipo de pozo la trayectoria está configurada por
una zona de incremento de ángulo, otra tangencial y después se tiene una sección de declive en la que el ángulo de declinación se reduce o regresa a la vertical con el fin de alcanzar el target.
Profundo KOP y Construcción.- El punto de desvió (KOP) se
encuentra ubicado tan profundo como sea posible, esta se encuentra más abajo del revestimiento superficial. Tiene una sola sección curva y un desplazamiento mínimo en la horizontal.
Pozo Horizontal.- Este perfil de pozo se compone de una sección
vertical, una sección de construcción del ángulo (KOP), una sección tangencial o de ángulo constante, a menudo otra sección de construcción de ángulo y finalmente la sección horizontal dentro del reservorio, y tienen un ángulo de inclinación no menor de 86º respecto a la vertical. Los pozos horizontales tienen mayor área de drenaje. La longitud de la sección horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el mismo. Adicionalmente, se requiere un ensamblaje especial de la sarta de perforación para poder obtener los grados de inclinación máximo hasta el objetivo.
La Figura 2, ilustra los tipos de pozos direccionales descritos anteriormente. 6
Figura 2. Tipos de Pozos Direccionales Fuente. Drilling and Completions of Wells 2.1.3. SECCIONES EN LA TRAYECTORIA DE UN POZO DIRECCIONAL Son cuatro las que se utilizan con frecuencia en los programas de perforación direccional.
Punto de Inicio del Desvío (Kick Off Point).- En este punto el pozo se
aparta de la vertical hacia un nuevo rumbo. La selección de los puntos de inicio de la curva depende de muchos factores: columna estratigráfica, trayectoria del pozo, programa del lodo de perforación, el desplazamiento requerido y la severidad e inclinación máxima aceptable. El KOP se selecciona cuidadosamente para que el ángulo máximo de inclinación del pozo se encuentre dentro de los límites de perforación. Menos problemas se enfrentan cuando el ángulo del hoyo está entre 30 y 55º. Mientras más profundo sea el KOP, será mayor la inclinación necesaria para alcanzar el objetivo o hacer severidades más agresivas. El KOP debe estar a una profundidad promedio dónde el ángulo máximo para construir sería 40º y el mínimo preferido sería de 15º.
Sección de Construcción (Build Up Section).- Es la parte en la
trayectoria de un pozo direccional donde se va a incrementar el ángulo de 7
inclinación, dependiendo de las formaciones y las herramientas de perforación utilizadas. Durante la construcción se debe verificar constantemente la inclinación del ángulo y el rumbo para evitar cambios severos de ángulo y la creación de patas de perro.
Sección Tangente (Slant Hole Section).- Es la sección del pozo donde el ángulo de desvío y la dirección se mantienen constantes para alcanzar el
target. En esta sección se emplea ensamblajes rígidos para perforar siguiendo la misma trayectoria, encerrando el curso y consiguiendo la rata de penetración óptima.
Sección de Tumbado (Drop Of Section).- En esta parte de la
perforación se planifica regresar hacia la vertical o disminuir el ángulo de declinación a partir de una alta desviación; esto es posible cuando el pozo se está dirigiendo por arriba del objetivo establecido. La Figura 3, muestra gráficamente cada una de las secciones presentes en la trayectoria de un pozo direccional.
D ireccional Figura 3. Secciones en la Trayectoria de un Pozo Direccional
Fuente. Baker Hughes, 1995 8
2.1.4. TÉCNICAS DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL Para llegar al objetivo planeado se emplea una combinación de técnicas que son puestas en práctica apropiadamente para cada sección del pozo, dependiendo de la estratigrafía a atravesar y las operaciones direccionales, ciertos intervalos se perforaran en el modo de deslizamiento y otros en el modo rotacional con el fin de asegurar una perforación exitosa.
Modalidad de Rotación (Rotary Mode).- En el modo rotacional actua
una doble rotación, la del motor de fondo y otra correspondiente al top drive. Esta modalidad se emplea para mantener el ángulo de inclinación en el pozo. La existencia de dos canales de transmisión de energía en fondo, la energía mecánica del motor al girar toda la sarta y la energía hidráulica que permite el funcionamiento del motor, transfieren a la broca una energía mecánica relativamente grande, incrementando la rata óptima de perforación (ROP), y disminuyendo así el peligro de pega de tubería. Usualmente, el motor se configura para que perfore recto en el modo rotatorio, aunque se puede configurar para construir o disminuir el ángulo mientras se rota. La rotación continua de la sarta de perforación transfiere mejor el peso sobre la broca.
La rotación mejora la limpieza del hoyo debido a que el fluido de perforación levanta los ripios de perforación a superficie evitando así que se acumulen en el fondo del pozo.
Modalidad de Deslizamiento (Sliding Mode).- Al deslizar, el motor de
fondo es accionado por el lodo de perforación, que permite girar a la broca sin que opere la rotación de la sarta. El (bottom hole assembly) BHA direccional debe llevar un acoplamiento acodado (bent sub) o una cubierta acodada (bent housing) para construir o tumbar el ángulo de inclinación del pozo. El motor se orienta rotando la sarta 9
muy despacio y utilizando las señales del (Measurement While Drilling) MWD cuando no existe interferencia magnética, caso contrario, se demandara correr gyro en servicio de orientación para determinar la posición de la cara de la herramienta deflectora (toolface) en alta (high toolface) o en baja (low toolface). Una vez orientado el motor se avanza deslizando sin rotar la sarta. Durante el deslizamiento la falta de rotación de la tubería disminuye la capacidad de levantar los ripios de perforación, de manera que se puede ocasionar un aprisionamiento mecánico en la broca. Así mismo la tasa de penetración (ROP) óptima disminuye en comparación con el método de rotación por lo que existe un mayor riesgo de pega de tubería y se debe repasar varias veces el hoyo para lograr el ángulo deseado.
2.1.5. EVOLUCIÓN DE LOS SISTEMAS DE DESVIACIÓN EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL La transición de la perforación vertical a la horizontal se ha visto incentivada por la evolución tecnológica que independizó a la industria del uso de cuñas desviadoras y conjuntos de fondo de pozo convencionales y la llevó hacia los motores de lodo y los sistemas rotativos direccionales. La distancia más corta entre dos puntos es una línea recta. Sin embargo, puede no ser la más rápida ni la más económica cuando se compara con la perforación direccional. Las empresas de exploración y producción optan con más frecuencia por trayectorias de pozo complejas para alcanzar objetivos distantes, cruzar fracturas, penetrar bloques con múltiples fallas o llegar a mayor profundidad en un yacimiento. Aunque más difíciles de perforar que otros perfiles, perfi les, estas trayectorias de pozo mejoran con frecuencia la eficiencia de drenaje al incrementar la exposición del pozo perforado a la zona productiva. Las trayectorias horizontales complejas y de largo alcance son solo la culminación actual en la evolución de la perforación direccional. 10
2.1.5.1. Perforacion Direccional Convencional Convencional Los motores de fondo están diseñados para trabajar cuando la sarta de perforación está deslizando. La desviación se consigue mediante el uso de un codo desviador (bent sub) por encima de un motor recto, o mediante el uso de una cubierta acodada (bent housing) integral fija o ajustable. Este tipo de sistema no posee estabilizadores ni en el motor ni en la sarta de perforación como se observa en la Figura 4 pero se ubica un protector en el extremo inferior del motor puesto que éstos están roscados externamente para acomodarse a las configuraciones en el sitio de la torre.
Figura 4. Perforación Direccional Convencional Fuente. Sperry Drilling
2.1.5.2. Sistema Direccional de Perforación con Motor de Desplazamiento Positivo Este sistema puede perforar deslizando o rotando, evitando así realizar viajes para cambiar o ajustar el (Bottom hole assembly) BHA direccional, es decir, el mismo BHA se puede utilizar para secciones donde se requiere mantener el ángulo o en otras donde se quiera cambiar la trayectoria. La Figura 5 es un motor de fondo configurado con bent housing fijo o ajustable, y un estabilizador ubicado en la carcasa de la sección de rodamientos del motor. Además se aprecia el principio de funcionamiento de la Power Section. 11
Figura 5. Sistema Direccional de Perforación con Motor de Fondo Fuente. New Frontiers in Directional Drilling, SLB Paper Para mejorar el deslizamiento del motor, los estabilizadores tienen hojas anchas, rectas y afiladas en ambos extremos cuyo diámetro está fuera de calibre (undergauge) en relación con el diámetro del pozo. Dependiendo de la aplicación, se puede acoplar estabilizadores espirales arriba del motor. El uso de este sistema direccional ofrece muchas ventajas (lo que resulta en menores costos en la perforación), en comparación con la perforación direccional convencional:
Una rata de cconstrucción onstrucción promedi promedio o se obtien obtiene e combinando deslizamiento deslizamiento y rotación.
Después de ccompletar ompletar la secció sección n de construcción, construcción, el ensamble puede rota rotarr para mantener el ángulo con correcciones mínimas de inclinación y azimuth.
Se pueden perforar pozos de alcance extendido a través de diferente diferentess formaciones sin hacer viajes para cambios en el BHA.
Al tener la capacida capacidad d de corregir el curso del pozo en cualquier momento, se minimiza la tortuosidad reduciendo así el torque, arrastre y problemas con la corrida del casing. 12
La tasa de penetración se max maximiza imiza con la eficiente entrega de torque y potencia a la broca.
2.1.5.3. Perforación Rotativa Direccional (Rotary Steerable System, RSS)
Este sistema es lo último en tecnología de perforación direccional ya que tiene la capacidad de construir o tumbar ángulo con la rotación de toda la sarta sin la necesidad de deslizar, logrando perforar más rápido y con un verdadero control sobre la broca, lo que disminuye hasta en un 20% los tiempos no productivos (NPT o Non-productive times). El RSS proporciona direccionamiento continuo de la broca que integrada con sistemas (Logging While Drilling) LWD proporcionan un paquete completo de perforación y evaluación de la formación. El sistema RSS tiene significativos beneficios en comparación al Sistema Convencional y al Sistema Direccional con Motor de Fondo:
Perforación de poz pozos os de largo alcance, alcance, que no podí podían an ser alcanzad alcanzados os con otro sistema de perforación direccional.
Software tridimensional que permite a la herramienta RSS mantener automáticamente la trayectoria deseada y corregir cualquier tendencia de giro.
Medición de lecturas que predice predicen n situaciones de riesgo y con conducen ducen a la toma de decisiones oportunas, esto debido a la adquisición de registros durante la perforación.
Reducción del número de viajes para cambio de BHA.
Aplicación del máximo peso sobre la broca, para mantener las vvelocidades elocidades de penetración lo más elevadas posibles y reducir el tiempo requerido en la perforación de un pozo.
Excelente control e en n la dirección y en la tasa de construcc construcción ión para generar curvas constantes y suaves.
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Reduce el tiempo de ex exposición posición de la formación con el fluido de perforación, disminuyendo el riesgo de inestabilidad del hoyo e incremento la tasa de penetración.
Mejor limpieza del hoyo.
Well-Guide RSSTM diseñado por Gyrodata (Ver Figura 6) consta de 3 partes importantes, un Arreglo Direccional que orienta continuamente el eje inclinado de la broca para controlar la trayectoria de la perforación y la severidad de pata de perro del agujero, un Sistema de Control provisto de dispositivos electrónicos y sensores que controlan el arreglo direccional y un Módulo de Generación que suministra la potencia necesaria para el direccionamiento y el control.
Figura 6. Sistema Well-Guide RSS TM Fuente. Gyrodata, Data Sheet
2.2. INTRODUCCIÓN A LOS REGISTROS DIRECCIONALES DIRECCIONALES 2.2.1. POSICIONAMIENTO SOBRE EL GLOBO Una posición sobre el globo se puede describir fácilmente en términos de latitud y longitud. Donde la Latitud es una posición norte o sur desde el Ecuador (0º N / S) y la longitud una posición este u oeste desde el meridiano de Greenwich (0º o E / W) como muestra la Figura 7. En la actualidad, con sistemas de posicionamiento global (GPS) se ha hecho fácil obtener y describir una posición en el mundo.
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Figura 7. Globo Terrestre Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 Los datos de latitud y longitud se podrán citar en grados, minutos y segundos, o como un dato en grados decimales. Si hay que convertir grados, minutos y segundos a un formato decimal, el cálculo es muy simple como se muestra a continuación: 58°03‟31.593” N = 58.0588° 58.0588° N
58+(3/60)+(31.593/3600)
1°04‟51.658” E = 1.0810° E
1+(4/60)+(51.658/3600) 1+(4/60)+(51.658/3600)
La disposición es: Valores Positivos para el Norte y el Este Valores Negativos para el Sur y el Oeste Por ejemplo: 58°03‟31.593” S = -58.0588° N 1°04‟51.658” 1°0 4‟51.658” O =
-1.0810° E
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2.2.2. SISTEMAS DE PROYECCIÓN La Tierra no es una esfera perfecta, de hecho, es un esferoide achatado (El radio de la Tierra es unos 13 kilómetros más corto en el Polo Norte que el radio en el ecuador), siendo imposible trabajar directamente a partir de un modelo 3D, por tal motivo se traslada a una proyección 2D. Es improbable convertir una esfera 3D a un mapa 2D sin introducir errores, los mapas que se construyen son lo más precisos posible con respecto a cualquier escala, forma u orientación, pero no a todos. En Directional Surveying se requiere este sistema de grilla o mapa que tiene relación directa con nuestros cálculos y además permite trazar los resultados del survey. El mapa del planeta más comúnmente observado es construido por la proyección Mercator, pero el sistema de proyección con el que más se trabaja en la industria petrolera es el sistema Universal Transversa de Mercator (UTM) esta puede utilizar diferentes modelos esferoidales dependiendo de la ubicación. Un sistema de grilla se obtiene proyectando el esferoide de la tierra sobre una superficie en particular, diversas mediciones han producido varios modelos esferoidales. La Figura 8 ilustra los métodos más comunes de proyección.
Figura 8. Métodos Comunes de Proyección Fuente. Introduction to Wellbore Positioning, 2012 16
La proyección UTM se produce mediante la colocación de un cilindro horizontal sobre la tierra donde el punto de contacto está a lo largo de un Meridiano seleccionado. El sistema de proyección resultante proporciona 60 zonas longitudinales de 6º de amplitud que se extienden desde el ecuador hasta el Norte 84º y hasta el Sur 80º como muestra la Figura 9.
Figura 9. Sistema Universal Transversa de Mercator (UTM) Fuente. Peter H. Dana, 1994 Todas las zonas UTM pueden ser representadas por un diagrama como el de la Figura 10. La línea central se llama meridiano central (CM) y siempre será un número impar múltiplo de tres. (Por ejemplo, para la zona 31 el CM es 3°, la zona 45 es de 87°, es decir, Los CM de las zonas UTM son 3, 9, 15, etc. a 345, 351, 357 o -3, -9, etc., para ubicaciones hacia el oeste. En el meridiano central el Norte Verdadero y el Norte de grilla coinciden así que no hay corrección de grilla, y sobre el ecuador la corrección de grilla es cero.
17
Figura 10. Zona Cuadriculada UTM Fuente. Computalog Drilling Services 2.2.3. COORDENADAS UTM Otro método de citar una posición sobre la superficie de la Tierra son las coordenadas UTM, este es un sistema de coordenadas X y Y donde el valor de X es la posición este/oeste y el valor de Y es la posición norte/sur. La Figura 11 muestra las características de una zona UTM, el origen de una zona UTM es el punto donde se cruzan el meridiano central de la zona con el ecuador. A este origen se le define:
Con un valor de 500 km ESTE, y 0 km norte cuando consideramos e ell hemisferio norte.
Con un valor de 500 km ESTE y 10.000 km norte ccuando uando consideramos e ell hemisferio sur.
Una zona UTM tiene 6° de longitud (amplitud) que equivalen a una distancia aproximada de 668 km en el ecuador, y se hace menor conforme aumenta la latitud hacia ambos polos, porque la Tierra es casi una esfera. 18
Al dar al origen (puntos medios de la zona) un valor de 500 km, decimos que estamos dando un falso origen, un falso easting y un falso northing. Se pretende de esta forma que nunca se usen valores negativos.
Figura 11. Características de la Zona UTM Fuente. Franco, A. 2000 Este sistema de coordenadas UTM también puede ser utilizado para la representación de surveys. Sin embargo, este tiende a dar lugar a un gran número de dígitos y en la mayoría de los casos se prefiere un sistema local de coordenadas horizontales. Así que se debe tener mucho cuidado en presentar la data con los puntos de referencia adecuados.
2.2.4. REFERENCIAS DE AZIMUTH Cuando se lleva a cabo un survey la dirección del pozo se expresa normalmente como un azimuth. El azimuth se da como una cifra de 0 a 360º decimales desde la referencia del Norte requerido. La referencia del Norte depende del cliente. En registros direccionales hay tres sistemas de referencias de azimuth: 19
Norte Magnético
Norte Verdadero
Norte de Grilla o Norte Norte de Ma Mapa pa
Todas las herramientas magnéticas 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 de Grilla para obtener una referencia estable. Las herramientas giroscópicas hacen referencia sus lecturas de azimuth al Norte Verdadero, el cual cae en el eje de rotación de la Tierra. La dirección se muestra en los mapas por los meridianos de longitud. Durante las operaciones de perforación, se trabaja sobre una superficie curva, 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. Para esto se utiliza el sistema de proyección más adecuado.
2.2.5. CORRECCIÓN DE GRILLA Procedimientos de Corrección entre el Norte Verdadero y el Norte de Grilla.
2.2.5.1. Relación entre el Norte Verdadero y el Norte de Grilla En la Figura 12. El norte verdadero puede ser representado como un punto en la parte superior del Meridiano Central, CM (siendo el Norte Verdadero un solo punto). La proyección 2D introduce otra referencia de Norte, el norte de grilla. Se puede observar que sobre el CM y sobre el ecuador, el Norte Verdadero y el Norte de Grilla coinciden. En todos los demás puntos de la grilla, hay una diferencia, que es llamada convergencia (ángulo entre el Norte de Grilla y el Norte verdadero). Se puede observar que la convergencia variará con la distancia desde el CM y el ecuador. 20
Figura 12. Norte Verdadero y Norte de Grilla Fuente. Gyrodata Training Manual, 2013
2.2.5.2. Convergencia El valor de convergencia se puede calcular para cualquier posición en cualquier zona UTM, teniendo en cuenta la longitud y latitud geográficas y seleccionando el Meridiano Central adecuado, como se muestra en la ecuación 2.1. ( ) )
[2.1]
La convergencia se aplica para convertir el Azimuth de Grilla a un Azimuth Verdadero. Por convenio:
La converg convergencia encia al este es po positiva sitiva si el Norte de Grilla está a la derecha del Norte Verdadero
La converg convergencia encia al oes oeste te es negativa si si el Norte de Grilla está a la izquierda del Norte Verdadero
Entonces para convertir un Azimuth de Grilla a un Azimuth Verdadero se obtiene la ecuación 2.2: 21
[2.2]
2.2.5.3. Corrección de Grilla Para convertir un Azimuth Verdadero leído a un Azimuth de grilla queriendo hacer lo contrario a la convergencia esto toma el nombre de Corrección de Grilla, (ecuación 2.3). ()
[2.3]
Por convenio:
La corrección d de e Grilla será Positiva o al Este cuando es necesario añadir la corrección de grilla. En este caso el Norte de Grilla está a la izquierda del
Norte Verdadero. La corrección d de e Grilla será Negativ Negativa a o al Oeste cuan cuando do es necesario necesario restar la corrección de grilla. En este caso el Norte de Grilla está a la derecha del Norte Verdadero.
Entonces para convertir un Azimuth Verdadero a un Azimuth de Grilla se obtiene la ecuación 2.4:
[2.4]
2.2.5.4. Aplicación de la Corrección de Grilla y la Convergencia 2.2.5.4.1. Corrección de Azimuth Verdadero a Azimuth de Grilla Para corregir el azimuth verdadero a un azimuth de grilla utilizamos, (ecuación 2.4). Si la corrección de grilla es 3° este (Norte de Grilla izquierda del Norte Verdadero) y el azimuth verdadero es de 120° (Ver Figura 13), el azimuth de grilla se calcula como:
22
Figura 13. Corrección de Azimuth Verdadero al de Grilla (Corrección al Este) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001
La corrección de grilla es de -3° al oeste (Norte de Grilla derecha del Norte Verdadero) y el azimuth verdadero es de 70° (Ver Figura 14). El azimuth de grilla se calcula como:
Figura 14. Corrección de Azimuth Verdadero al de Grilla (Corrección al Oeste) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 23
()
2.2.5.4.2. Corrección de Azimuth de Grilla a Azimuth Verdadero Para corregir el azimuth de grilla a un azimuth verdadero utilizamos, (ecuación 2.2). Si el azimuth de grilla es de 150° y la convergencia es -3° oeste (Norte de Grilla izquierda del Norte Verdadero) (Ver Figura 15), el azimuth verdadero se calcula como:
Figura 15. Corrección de Azimuth de Grilla al Verdadero (Corrección al Este) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 ()
El azimuth de grilla es de 50° y la convergencia es 3° al este (Norte de Grilla derecha del Norte Verdadero) (Ver Figura 16). El azimuth verdadero se calcula como:
24
Figura 16. Corrección de Azimuth de Grilla al Verdadero (Corrección al Oeste) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 ()
2.2.6. CORRECCION MAGNÉTICA Procedimientos de Corrección entre el Norte Verdadero y el Norte Magnético.
2.2.6.1. Campo Magnético de la Tierra Con el propósito de comprender el campo magnético de la Tierra, se puede imaginar una gran barra magnética corriendo a través de su centro. El Eje de este imán no corresponde con el eje de rotación de la Tierra y la diferencia entre el norte magnético y el norte verdadero se define como declinación magnética. El campo magnético de la Tierra varía con la ubicación y el tiempo. El polo norte magnético está en constante movimiento muy lentamente como muestra la Figura 17. Debido a esto, un survey con referencia al norte magnético m agnético de hoy no será el mismo en el futuro. Sin embargo, se puede corregir esta variable 25
mediante la aplicación de una corrección a un punto de referencia estable como el norte verdadero o el norte de grilla. El verdadero polo norte no se mueve. Un survey tomado al norte verdadero será válido hoy y en el futuro.
Figura 17. Movimiento del Polo Norte Magnético Fuente. Introduction to Wellbore Positioning, 2012 En surveys magnéticos la dirección (azimuth) del pozo se determina a partir del campo magnético de la Tierra. La aguja de una brújula hará referencia al norte magnético suponiendo que no haya interferencia magnética. Las herramientas de surveys magnéticas utilizan este principio siempre y cuando se encuentren estables y alineadas con el campo magnético local. En cualquier punto de la Tierra un campo magnético puede ser observado, el campo medido será un vector que tiene magnitud y dirección. Volviendo a nuestra imaginaria barra magnética que corre corre a través del centro de la Tierra, el imán emanaría las líneas de fuerza de campo magnético desde el polo positivo al polo negativo. Esto le da a nuestro Polo Norte magnético (polo negativo) vectores de campo apuntando hacia la Tierra cerca de la vertical y el 26
Polo Sur Magnético (polo positivo) con vectores de campo señalando a la Tierra cerca de la vertical. Cerca del ecuador las líneas de fuerza son paralelas a la superficie de la Tierra. La dirección es siempre al norte magnético. (Ver Figura 18).
Figura 18. Campo Magnético de la Tierra Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 2.2.6.2. Declinación Magnética El ajuste para corregir el cambio de norte magnético a norte verdadero se llama declinación magnética. Debido a que el norte magnético varía con el tiempo y la región, la declinación es una variable dependiente del tiempo y el espacio. Se podría decir que la declinación es la diferencia angular entre el norte verdadero y la componente horizontal del campo magnético de la Tierra (norte magnético). Por convenio:
La declinación magnética será positiva o al E Este ste cuando el Norte Magnético se encuentre a la derecha del Norte Verdadero. 27
La declinación magnética será negativa o al Oeste cuando el Norte Magnético se encuentre a la izquierda del Norte Verdadero.
Entonces para convertir un Azimuth Magnético a un Azimuth Verdadero se obtiene la ecuación 2.5:
[2.5]
2.2.6.3. Aplicación de la Corrección de Declinación Magnética 2.2.6.3.1. Corrección de Azimuth Magnético a Azimuth Verdadero El azimuth magnético es de 75° y la declinación es 5° este (Norte Magnético derecha del Norte Verdadero) (Ver Figura 19). El azimuth verdadero se calcula como:
Figura 19. Corrección de Azimuth Magnético a Verdadero (Declinación Este) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 ()
28
Si el azimuth magnético es de 120° y la declinación es de -5° oeste (Norte Magnético izquierda del Norte Verdadero) (Ver Figura 20), el azimuth verdadero se calcula como:
Figura 20. Corrección de Azimuth Magnético a Verdadero (Declinación Oeste) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001
( ))
2.2.6.3.2. Corrección de Azimuth Verdadero a Azimuth Magnético La Declinación puede ser quitada de un azimuth verdadero para obtener un azimuth magnético. Esto es útil cuando se utiliza una tabla de selección de drill collars no magnéticos y ya presentan azimuths corregidos. Por ejemplo, si el azimuth verdadero es 60° y la declinación es 5° este (Norte Magnético derecha del Norte Verdadero) (Ver Figura 21), el azimuth magnético se calcula como:
29
Figura 21. Corrección de Azimuth Verdadero a Magnético (Declinación Este) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 De la (ecuación 2.5) se obtiene: ()
Si el azimuth verdadero es 210° y la declinación es -5° oeste (Norte Magnético izquierda del Norte Verdadero (Ver Figura 22), el azimuth magnético se calcula como:
Figura 22. Corrección de Azimuth Verdadero a Magnético (Declinación Oeste) Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 30
( ))
2.2.6.3.3. Corrección de Azimuth Magnético a Azimuth de Grilla En muchas ocasiones es necesario aplicar la declinación magnética y la convergencia para corregir el Azimuth magnético al Azimuth de Grilla. Se puede derivar una ecuación partiendo de las (ecuaciones 2.3, 2.4 y 2.5). Reemplazando la (ecuación 2.3) en la (ecuación 2.4) y después la (ecuación 2.5) para un azimuth verdadero en la (ecuación 2.4) de un azimuth de grilla nos queda, (ecuación 2.6).
( ) ) [2.6]
Por ejemplo, la declinación magnética es de 5° este, la convergencia es de -3° oeste, y el azimuth magnético es 130° (Ver Figura 23). El azimuth de grilla se calcula como:
Figura 23. Corrección de Azimuth Magnético al de Grilla (Declinación Este y Convergencia Oeste)
Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 31
( ) ) ( ) ( ))
Si la declinación magnética es 8° este, la convergencia es de 3° al este, y el azimuth magnético de 320° (Ver Figura 24). El azimuth de grilla se calcula como:
Figura 24. Corrección de Azimuth Magnético al de Grilla (Declinación Este y Convergencia Este)
Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 ( ) ( ) ()
2.2.6.4. Angulo de Inclinación Magnética (Magnetic Dip Angle) La dirección del vector del campo magnético es el norte magnético. Sin embargo, el ángulo que el vector del campo magnético hace con una tangente a la superficie de la Tierra se llama ángulo de inclinación magnética como 32
muestra la Figura 25. El ángulo de inclinación se expresa en grados y teóricamente varía de 0º en el ecuador hasta 90º positivos en el Polo Norte y 90º negativos en el Polo Sur.
Figura 25. Angulo de Inclinación Magnética Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 2.2.7. TÉRMINOS Y DEFINICIONES EN REGISTROS DIRECCIONA DIRECCIONALES LES Directional surveying ha evolucionado y cambiado su terminología con el tiempo. Los siguientes son los términos que se utilizan comúnmente en la industria y los que servirán de guía en este estudio con el fin de mantener la coherencia y evitar la confusión. Estación (Survey Station).- Son todos los puntos a lo largo de la trayectoria del pozo como se observa en la Figura 26. En los cuales se toma un
registro o survey direccional, que no es más que un registro conformado por una toma de MD, inclinación, azimuth del pozo y toda otra medición que se considere necesaria. Todas las estaciones de surveys son utilizadas para realizar los cálculos de las coordenadas 3D y 2D. Las estaciones de Survey son muy importantes desde muchos puntos de vista. Por ejemplo, las mediciones de profundidad MD permiten determinar la TVD del pozo lo que es necesario para la litología de la zona, estructuras y potenciales zonas de interés entre muchas otras cosas. También con el conocimiento de la ubicación del pozo es posible determinar si este es capaz de drenar el yacimiento 33
eficientemente o si en cambio serán necesario otros pozos y donde deberán estar ubicados. Pero donde juegan un papel realmente crucial las estaciones de survey es en el proceso de perforación del pozo, puesto que le permite al perforador direccional determinar si la trayectoria que se está siguiendo va acorde con el plan de perforación direccional, y en caso de no ser así aplicar las correcciones que sean necesarias.
Figura 26. Representación de las estaciones de Survey Fuente. Barreto, V. Diseño de la arquitectura de pozos para Macollas del área de Petroindependencia División Carabobo, faja petrolífera del Orinoco, 2012
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 (Inclination, I).- Es el ángulo (en grados) entre la vertical
local (el vector local de gravedad como lo indica una plomada) y la tangente al eje del pozo en un punto determinado. Por convención, en la industria petrolera 0° es vertical y 90° horizontal. (Ver Figura 27). 34
Figura 27. Inclinación Fuente. Baker Hughes INTEQ, Registros Direccionales, 1998
Azimuth (Az).- El azimuth es la dirección del pozo sobre el plano
horizontal, medido como un ángulo en sentido de las agujas del reloj de 0 a 360º a partir del Norte de referencia. Esta referencia puede ser el Norte Verdadero, Magnético o de Grilla. 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 Grilla. (Ver Figura 28).
Figura 28. Azimuth Fuente. Baker Hughes INTEQ, Registros Direccionales, 1998
Latitud – – Norte/Sur (Northing, Lat).- Es la distancia horizontal que el
pozo se mueve desde el origen en dirección norte o sur. Un valor positivo indica un desplazamiento hacia el norte, mientras que un valor negativo indica 35
un desplazamiento hacia el sur. Se usa para graficar la trayectoria del pozo en la proyección horizontal.
Desplazamiento Este/Oeste (Easting, Departure, Dep).- Es la
distancia horizontal que el pozo se mueve desde el origen en dirección este u oeste. Un valor positivo indica un desplazamiento hacia el este, mientras que un valor negativo indica un desplazamiento hacia el oeste. Se usa para graficar la trayectoria del pozo en la proyección horizontal.
Desplazamiento Horizontal, Cierre (Closure, HDisp).- El Cierre es la
distancia horizontal desde el origen hasta el último punto o estación de survey en cuestión; Además, es un término frecuentemente utilizado para presentar la distancia y el azimuth de la ubicación del pozo. Por ejemplo, si la posición localizada es 200 pies S, 300 pies E, el cierre puede ser calculado usando el Teorema de Pitágoras y la trigonometría; de manera que el cierre será 360.56 pies y un azimuth de 123.69º, como muestra la Figura 29.
Figura 29. Desplazamiento Horizontal Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003
Variación del Desplazamiento Horizontal (Course Desviation,
ΔHDisp).ΔHDisp) .- Es la longitud de la línea que conecta dos puntos proyectados sobre el plano horizontal y depende de la inclinación y variación de la Profundidad Medida. 36
Dirección del Desplazamiento Horizontal (Closure Direction
Horizontal, HDDir).- Es la dirección en el plano horizontal, desde la medida inicial al punto de medida en cuestión.
Pata de Perro (Dogleg, DL).- En un survey direccional la última
columna corresponde a la severidad de pata de perro que es el cambio angular tridimensional total usando la inclinación y el azimuth entre dos puntos dados en el pozo.
Severidad de la Pata de Perro (Dogleg Severity, DLS).- La severidad
de la pata de perro 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 ojos de llave (key seats), tubería trabada o desgaste de la tubería de perforación o del revestimiento.
Sección Vertical (Vertical Section, VSDir).- Sobre un plano horizontal
como se observa en la Figura 30, se muestra una línea desde la boca del pozo hasta la ubicación del fondo del pozo propuesto. El azimuth de esta línea se conoce como azimuth de la sección vertical, ubicación propuesta del fondo del pozo o dirección del objetivo. La sección vertical es la distancia recorrida por el pozo perforado (proyectada) a lo largo de la dirección propuesta hacia el objetivo. Para determinar la sección vertical se deben conocer de antemano el desplazamiento horizontal (closure), la dirección del cierre (closure direction), y la dirección del objetivo (target direction).
37
Figura 30. Sección Vertical Fuente. Gyrodata Training Manual, 2013 Las Figuras 31 y 32, conciernen la terminología revisada.
Figura 31. Terminología Directional Surveying, Parte A Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 38
Figura 32. Terminología Directional Surveying, Parte B Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001
Proyección Vertical.- La proyección vertical grafica TVD vs Sección
Vertical como se observa en la Figura 33, la trayectoria del pozo debe pasar a través del espesor o cilindro del objetivo a lo largo de la dirección de la sección vertical de manera de que pueda alcanzar el objetivo en el plano. 39
Figura 33. Proyección Vertical Fuente. Patrocinio, R. Interferecia Interf erecia Magnetica em Equipamentos de Registro Direcional, 2009
Proyección Horizontal.- La proyección horizontal grafica Northing vs
Easting que es lo mismo Latitud Lati tud vs Departure como se observa en la Figura 34, la trayectoria del pozo debe pasar a través del radio del objetivo horizontal a lo largo de la dirección del objetivo propuesto de manera que alcance el mismo en el plano horizontal.
Figura 34. Proyeccion Horizontal Fuente. Weatherford, Directional Drilling I 40
2.2.8. TOOLFACE DIRECCIONAL Dependiendo del sistema con el que se esté trabajando en la toma de surveys hay dos tipos de toolface, el toolface gravimétrico o highside toolface obtenido de los acelerómetros y el Magnetic toolface proveniente de los magnetómetros del sistema MWD o cualquier otra herramienta magnética y en caso de estar utilizando herramientas giroscópicas el Gyro toolface del giroscopio. La Figura 35 muestra básicamente como trabaja el toolface de la herramienta deflectora con respecto a la dirección del pozo, en caso de un motor de fondo sería el bent sub.
Figura 35. Orientación Toolface y High Side Fuente. Patrocinio, R. Interferecia Interf erecia Magnetica em Equipamentos de Registro Direcional, 2009
2.2.8.1. Lado Alto (High Side) Es el lado de la herramienta deflectora directamente opuesto a la fuerza de la gravedad, esta referencia se utiliza para orientar las herramientas de perforación direccional, como motores, jetting assemblies o whip stocks. También puede utilizarse para orientar estructuras submarinas, pakers de fondo y cores. 41
Una guía de orientación, t slot o ranura adjunta al instrumento de medición se utiliza para controlar 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. Es así, que a una inclinación de 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 high side; sin high side, no hay dirección.
2.2.8.2. High Side Toolface o Toolface Gravitatorio (Gravity Toolface) El high side toolface conocido también como toolface de gravedad es la distancia angular que el scribe line o guía de la herramienta de deflexión se movió sobre el eje de la herramienta, sin importar la dirección del pozo en el momento de tomar la medición; También indica si el toolface de la herramienta 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°). El gravity toolface se reporta y utiliza cuando el pozo tiene una inclinación mayor a 3°. La Figura 36 ilustra el high side toolface. Un toolface que apunta al high side de la herramienta tendría un toolface de 0º. Un toolface que apunta a la posición baja presentará un toolface de 180º. Si la sonda en posición alta se rota a la derecha 70º, el toolface gravitacional presentara 70º a la derecha.
42
Figura 36. Toolface Gravitacional Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 2.2.8.3. Magnetic Toolface y Gyro Toolface Es una medida angular del high side de la herramienta de deflexión con respecto al Norte de referencia, se reporta este tipo de toolface cuando el pozo tiene una inclinación menor a 3°. Cuando la inclinación es inferior a esta cantidad la herramienta utilizada para tomar los surveys no podrá determinar con precisión el high side de la herramienta deflectora impidiendo la orientación. El gyro toolface o Magnetic toolface proporcionarán la orientación de un punto con respecto al Norte Magnético o Verdadero dependiendo de la herramienta que se esté utilizando. Si hay interferencia magnética no se podrá trabajar con una herramienta magnética ya que la lectura del Magnetic Toolface estará interferida y no será confiable, para estos casos se bajará una herramienta giroscópica. La Figura 37 muestra cómo, si la sonda de orientación del instrumento está apuntando hacia el este, el toolface magnético seria 90º. Si la sonda de orientación en el instrumento apunta hacia S 20 E, entonces el toolface magnético seria 160º. 43
Figura 37. Toolface Magnético Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 2.2.8.4. Zona No-No para herramientas Magnéticas de Registro Direccional Una condición específica donde los valores de azimuth y Magnetic toolface no se puede utilizar con precisión se conoce como zona “No-No". “No -No". Esta zona existe cuando el agujero de inclinación + área dip angle están entre 85° y 90°, y la dirección del agujero es de entre N 10º E y N 10º W. Cuando la herramienta se encuentra en esta posición, las líneas de magnetismo son paralelas a las lecturas del survey; por lo tanto, se debe utilizar el gravity toolface. Esta afección normalmente se limita a las secciones norteñas extremas de la superficie de la Tierra, donde el dip angle suele ser alto.
2.2.8.5. Zona No-Go para herramientas Giroscópicas de Registro Direccional La máxima latitud de operación es aproximadamente 80º N/S debido a la reducción de la componente horizontal del vector rotacional de la tierra, reduciendo la capacidad de la búsqueda del Norte Verdadero, lo que se reflejará en los valores de azimuth y gyro toolface.
44
2.2.9. CÁLCULOS DE SURVEYS DIRECCIONALES DIRECCIONALES Una herramienta de evaluación direccional mide inclinación y azimuth en un número de estaciones de registro a profundidades especificadas. Estos valores son usados para calcular a una profundidad dada coordenadas Norte/Este, coordenadas Norte/Sur, TVD según el sistema de referencia especificado, severidad pata de perro y sección vertical. Hay muchos métodos para calcular la localización tridimensional de una estación de evaluación. Estos métodos se listan a continuación por orden de precisión:
Método Tangencial
Método del Angulo Promedio
Método del Radio de Curvatura Método de la Curvatura Mínima El método más utilizado y que se acepta como estándar es el de curvatura mínima, el mismo tiene la mejor justificación teórica y adapta efectivamente un arco esférico entre las dos estaciones de survey superior e inferior.
2.2.9.1. Método de Curvatura Mínima El método de mínima curvatura es el más aceptado en la industria para el cálculo de datos direccionales en 3D, ya que utiliza las medidas de inclinación y azimuth de los puntos superiores e inferiores de la longitud del pozo generando una serie de arcos y líneas rectas que representan la trayectoria del mismo. Los diferentes puntos, líneas y planos obtenidos se utilizan para representar facciones como pozos adyacentes, fallas y objetivos geológicos los cuales permiten hacer una interpretación geométrica simple. Mediante la aproximación de la trayectoria del pozo con dos líneas rectas, la curvatura mínima reemplaza estas líneas con un arco circular, el cual es 45
calculado usando un factor de cambio angular (dogleg) basado en la cantidad de cambios angulares sobre el curso longitudinal. El plano del arco está en un ángulo oblicuo como muestra la Figura 38.
Figura 38. Método de Mínima Curvatura Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 Este método asume que la trayectoria del pozo se encuentra en una esfera, mientras que la variación TVD será una función de los valores de inclinación y azimuth escogidos. El método de mínima curvatura utiliza los cambios de medida angular total (dogleg) para calcular los desplazamientos en los planos vertical y horizontal. El Anexo I exhibe las l as ecuaciones que utiliza este método con un ejemplo.
46
CAPÍTULO III 3. METODOLOGÍA 3.1. HERRAMIENTAS DE REGISTRO DIRECCIONAL En perforación direccional los valores de azimuth e inclinación de un pozo se determinan mediante el uso de herramientas de registro direccional y se pueden dividir en dos tipos: magnéticas y giroscópicas. Las herramientas magnéticas están diseñadas para tomar lecturas estacionarias del campo magnético terrestre. Por lo tanto, necesitan estar distanciadas de la sarta de perforación y otros aparejos de fondo. Para minimizar la interferencia con el campo magnético terrestre se acoplan collares no magnéticos en la tubería de perforación. Las herramientas magnéticas no se pueden correr en la perforación de pozos multilaterales, pozos revestidos y en pozos abiertos con presencia de pozos revestidos a su alrededor debido a que la presencia del revestimiento de acero originara lecturas interferidas. Bajo estas circunstancias, se reemplaza la herramienta magnética por una herramienta giroscópica la cual no estará afectada por la presencia de campos magnéticos. En la mayoría de los casos, se necesitan entre 20 y 75 pies de distancia entre pozos para evitar la interferencia magnética. Un giroscopio se compone de una rueda giratoria (rotor) montada sobre un eje la cual es impulsada por un motor eléctrico y es capaz de alcanzar velocidades de más de 40000 revoluciones por minuto (rpm). El rotor puede ser orientado en una dirección conocida. La dirección en la que el giróscopo esté girando es mantenida por su propia inercia. Por lo tanto, se puede utilizar como una referencia para la medición del azimuth. Un arreglo de gimbal exterior e interior permite que el giroscopio mantenga una dirección predeterminada, independientemente de cómo el instrumento se coloque en el pozo. 47
Las herramientas magnéticas y giroscópicas se pueden dividir en subcategorías. La Figura 39 muestra las diferentes herramientas utilizadas en la industria para tomar registros direccionales.
Figura 39. Herramientas de Registro Direccional Fuente. Carrillo, C. 2013 A continuación se analizan más a fondo los sistemas Measurement While Drilling (MWD) y North Seeking Gyro que son de interés para esta investigación y además son los más utilizados en nuestro país para el posicionamiento de pozos.
3.2. MEASUREMENT WHILE DRILLING (MWD) La medición durante la perforación del sistema (MWD) es la adquisición de información de fondo de pozo durante las operaciones de perforación la cual puede ser utilizada para tomar decisiones oportunas sobre el proceso de perforación. El survey magnético proporcionado por esta herramienta se lo obtiene con una brújula electrónica. El MWD codifica la información del survey en pulsos de lodo que son enviados a la sarta de perforación y después son decodificados en superficie. De esta manera, la información del survey se puede recibir en tiempo real. La Figura 40 muestra el esquema de funcionamiento del Sistema MWD. 48
Figura 40. Sistema Measurement While Drilling (MWD) 1997 Fuente. Baker Hughes INTEQ‟s Guide To Measurement While Drilling, 1997 Todos los sistemas MWD están compuestos por:
Sistema de fond fondo o de pozo que consiste en una fuente de poder, se sensores, nsores, y sistema de transmisión control.
Sistema de telemetría.
Sistema de supe superficie rficie que detecta impuls impulsos, os, decodifica la se señal ñal y presenta resultados.
3.2.1. COMPONENTES DEL SISTEMA MEASUREMENT WHILE DRILLING (MWD) Son cuatro los principales, Sistema de Poder, Sistema de Telemetría, Sensores Direccionales MWD y Sistema de Superficie. 49
3.2.1.1. Sistema de Poder Con el objetivo de hacer menos dependiente el MWD de la circulación de lodo o en condiciones intermitentes de flujo en el hoyo, el sistema de poder es dividido en dos tipos: batería y turbina. Las baterías proveen de energía al MWD mientras la circulación está detenida. Estás son útiles cuando la toma de registros se la realiza al sacar la tubería fuera del hoyo. La segunda fuente de poder del MWD es la turbina, la cual usa la fuerza del fluido de perforación que circula a través de las aspas de un rotor el cual está conectado a un alternador. La generación de energía por el alternador es inmediatamente usada por el MWD. MW D.
3.2.1.2. Sistema de Telemetría o Transmisión de datos La telemetría constituye un sistema de medición, transmisión y recepción de información a distancia. Se la realiza a través de sensores o transductores que se codifican para transmitir a la estación receptora. Entre las variables que se pueden obtener por medio de este sistema están velocidad, presión, temperatura, intensidad de flujo, etc. Los receptores de un sistema de telemetría pueden ser estaciones fijas o movibles que incluyen receptores, grabadores y equipo adecuado para el análisis y despliegue de datos. Los datos obtenidos pueden transmitirse en formato análogo o digital. El sistema de telemetría consta de sensor de medición, codificador que permite llevar las lecturas del sensor a impulsos eléctricos y un radiotransmisor modulado con una antena. Hay varios sistemas de telemetría:
Telemetría Eléctrica Telemetría con fibra óptica 50
Telemetría Acústica
Telemetría mediante Pulsos de Lodo
Telemetría Electromagnética
3.2.1.2.1. Telemetría por Pulsos de Lodo El sistema de telemetría por Pulsos de Lodo es el más utilizado actualmente ya que la configuración de la herramienta es básicamente un collar no magnético en cuyo interior está situada una sonda electrónica equipada con sensores que miden los diferentes parámetros que son enviados a superficie a través de la columna de lodo mediante una onda continua de pulsos de presión, estos son detectados por los transductores de presión y finalmente decodificados en sistema binario. El sistema de telemetría por pulsos de presión en el lodo se clasifica en tres:
Pulso p positivo ositivo de presión en el lodo.
Pulso n negativo egativo de presión presión en el lodo.
Onda continúa de presión en lodo.
Pulso Positivo de presión en el lodo. - En este sistema una válvula
tipo tapón obstruye momentáneamente el flujo de lodo produciendo un incremento intermitente de presión en la tubería. El proceso de generación de pulsos positivos de presión en el lodo durante el proceso de telemetría se describe de la siguiente forma: (a) La válvula se encuentra en su punto descendente mínimo, lo que representa en el diagrama presión - tiempo un valor de presión constante. (b) Empieza a moverse ascendentemente y tiende a obstruir el flujo de lodo manifestando un incremento en la presión. (c) Alcanza su punto más alto y obstruye totalmente el flujo de lodo llegando al punto máximo de presión. (d) Después empieza a descender y se observa un descenso en la presión. (e) Regresa a la posición (a) y a la presión de flujo inicial. (f) El proceso continúa, 51
repitiendo los pasos de (a) hasta (e) durante los procesos de transmisión por telemetría por pulsos positivos de presión en el lodo. (Ver Figura 41).
Figura 41. Sistema de Telemetría por Pulsos de Presión Positivos en el Lodo Fuente. Geney, G. 2000
Pulso Negativo de presión en el lodo.- La perforación con una broca
de boquillas y un motor en fondo de pozo introduce diferenciales de presión entre las partes interna y externa de los collares de perforación. Este diferencial de presión se cambia abriendo una válvula y creando una comunicación entre la parte interna de la sarta de perforación, corriente de lodo y el espacio anular al nivel de los collares de perforación. De este modo los pulsos negativos de presión se generan y se utilizan para transmitir datos digitales del mismo modo que los pulsos positivos. En este sistema una válvula ventea momentáneamente una porción del flujo de lodo al anular del pozo, generando una disminución intermitente de presión en la tubería. 52
El proceso de generación de pulsos negativos de presión en el lodo durante el proceso de telemetría se describe de la siguiente forma: (a) La válvula se encuentra en su punto ascendente máximo, lo que representa en el diagrama presión - tiempo un valor de presión constante. (b) Empieza a moverse descendentemente y tiende a obstruir el flujo de lodo manifestando una diminución en la presión. (c) Alcanza su punto ascendente mínimo y obstruye totalmente el flujo de lodo llegando al punto mínimo de presión. (d) Después empieza a ascender y se observa un aumento en la presión. (e) Regresa a la posición (a) y a la presión de flujo inicial. (f) El proceso continúa repitiendo los pasos de (a) hasta (e) durante los procesos de transmisión por telemetría por pulsos negativos de presión en el lodo. (Ver Figura 42).
Figura 42. Sistema de Telemetría por Pulsos de Presión Negativos en el Lodo Fuente. Geney, G. 2000
Onda Continua de Presión en el lodo. - Llamado también sistema
sirena de transmisión. La herramienta produce una onda sinusoidal de 12 Hz en fondo de pozo. Palabras de 10 bits representan datos los cuales se transmiten por mantenimiento o cambio de la fase de la onda a intervalos 53
regulares. Un Cambio de fase de 180º representa un 1 y un mantenimiento de fase representa un 0. En este sistema rotor, estator y una hélice obstruyen repetidamente el flujo de lodo tal como una válvula rotatoria o una sirena. Esto genera una fluctuación continua de baja frecuencia en la presión de la tubería rotatoria en la región de 30 psi. La onda transmisora se modula tal como una transmisión de radio por frecuencia modulada para llevar la información a superficie. El proceso de generación de pulsos de presión en el lodo por onda continua durante el proceso de telemetría se describe de la siguiente forma: (a) El rotor y la hélice se encuentran en fase, uno sobre del otro, por lo que el flujo de lodo no presenta ningún tipo de restricción lo que representa en el diagrama presión - tiempo un valor de presión constante. (b) El rotor y la hélice se encuentran en desfase uno de otro, la hélice empieza a moverse obstruyendo momentáneamente el flujo incrementando también la presión. c) La hélice obstruye gran parte del flujo de lodo por lo que la presión sigue aumentando y está próxima a alcanzar su valor máximo. (d) Después obstruye totalmente el flujo de lodo llegando al punto máximo de presión. (e) La hélice continúa moviéndose, reanudando así el flujo de lodo y por tanto se dé una disminución de la presión, esta presión seguirá disminuyendo acercándose a la presión del punto (a). (f) La hélice está de nuevo sobre el rotor y se tiene en este punto flujo máximo de lodo, la presión iguala la del punto (a). El proceso continúa repitiendo los pasos de (a) hasta (e) mientras se estén transmitiendo datos con este sistema. (Ver Figura 43). El desarrollo del sistema de telemetría de lodo por onda continua es importante debido a que permite más sensores en el fondo del pozo, con más medidas transmitidas por unidad de tiempo o por pie de perforación lleva a un monitoreo más refinado de las operaciones de perforación. Los sistemas actuales de telemetría de este tipo pueden transmitir datos a 0.75, 1, 3, 10 y 12 bits/segundo. 54
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Figura 43. Sistema de Telemetría por Onda Continua de Presión en el Lodo Fuente. Geney, G. 2000 3.2.1.3. Sensores Direccionales MWD Los sensores del MWD proporcionan los surveys que brindan una óptima perforación y posición del pozo dentro del objetivo establecido. Los sensores direccionales que generalmente se utilizan y presentan similares aspectos físicos y funcionales son:
DM (Directional Module).- Soport Soporta a altas temperaturas y se lo utiliza con el sistema de telemetría de pulso positivo.
PCD (Pressure Case Directional).- U Utiliza tiliza el sistema de telemetría de pulso positivo y electromagnético (EMT), trabaja a temperatura estándar.
PM (Position Monitor).- Utiliza el sistema de telemetría de pulso negativo negativo y trabaja a una temperatura estándar.
Los sensores PCD y DM pueden ser corridos 15 pies por encima del motor, mientras que el sensor PM se encuentra localizado en un collar no-magnético especial y necesita que se realice un método de corrección, además este último muestra una flexibilidad en el posicionamiento sobre el motor.
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Cada uno de los sensores tiene tres acelerómetros y tres magnetómetros que determinan la orientación de la tubería de perforación con respecto a los campos magnéticos y gravitatorios de la Tierra. Estos sensores pueden usarse con los sistemas de telemetría de pulso de lodo o electromagnético y proporcionan datos importantes como:
Inclinación del pozo
Azimuth
Orientación toolface magnético y gravitatorio
3.2.1.3.1. Acelerómetros Acelerómetros Los acelerómetros son dispositivos que se utilizan para medir la inclinación del campo gravitacional terrestre local en los planos X, Y y Z; donde el plano Z está a lo largo del eje de la herramienta, X es perpendicular a Z y el plano Y es perpendicular a los dos anteriores, además cada acelerómetro consiste de una masa magnética suspendida en un campo electromagnético. La gravedad desvía la masa de su posición de equilibrio, se aplica al sensor una cantidad de corriente suficiente para que regrese la masa a su posición de equilibrio, esta corriente es directamente proporcional la fuerza gravitacional que actúa sobre el cuerpo. Existen dos tipos de acelerómetros comúnmente utilizados, Forced - Balanced y Quartz - Hinged.
Acelerómetros de Forced-Balanced.- Los acelerómetros de balance
de fuerza contienen un pequeño imán suspendido en un fluido con partículas de hierro que provocan que este flote dentro de las líneas de campo magnético y a la vez amortigüen su movimiento (Ver Figura 44).
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Figura 44. Acelerómetro Forced-Balanced Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001
Acelerómetros de Quartz-Hinged.- El acelerómetro de cuarzo contiene
un imán que no está suspendido pero esta adherido al acelerómetro. Corriente alterna (AC) es utilizada para retener al imán en posición central mientras que el acelerómetro está inclinado horizontalmente. Este acelerómetro es más sensible que el acelerómetro de balance de fuerza. (Ver ( Ver Figura 45).
Figura 45. Acelerómetro Quartz-Hinged Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 3.2.1.3.2. Magnetómetros Los magnetómetros son dispositivos que cuantifican la dirección o intensidad de la señal magnética de una muestra, es decir miden el campo magnético total que es distinto para cada punto geográfico, esta variación puede ser causada por las diferentes naturalezas de las rocas y la interacción entre las partículas
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cargadas del sol y la magnetosfera de un planeta. El campo magnético total en cualquier punto de la superficie de la Tierra es la suma de las variaciones locales (características geológicas y arqueológicas), sumadas a las variaciones en la intensidad del campo magnético terrestre. Los magnetómetros contienen dos bobinas opuestas que se encuentran alrededor de dos varillas metálicas (Mu-metal rods) (Ver Figura 46). Se aplica corriente alterna (AC) a las bobinas alterando el campo magnético que magnetiza las varillas metálicas. Cualquier campo magnético externo paralelo con la bobina causa que una de estas se sature más rápido que la otra y la diferencia en el tiempo de saturación representa la fuerza del campo externo. Todos los sistemas MWD tienen un transductor de presión conectado al standpipe manifold. Este transductor debe ser lo suficientemente sensible como para detectar pequeños cambios de presión (50 - 100 psi) que se producen por solo ± / ≤ ≤ 1 seg. La serie de impulsos debe entonces ser decodificada y se procesa para dar la información requerida.
Figura 46. Magnetómetro Fuente. Sperry-Sun Training Department, 2001 3.2.1.4. Sistema de Superficie El sistema más simple es el pulso positivo. Este tiene un microprocesador incluido en la herramienta de fondo de pozo de modo que sólo los valores numéricos de inclinación, azimuth y toolface necesitan ser transmitidos a la superficie. Se utiliza código binario, pulso detectado dentro de un cierto período
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de tiempo = 1, no hay pulso detectado = 0. El número binario es convertido entonces en un número decimal para el resultado final. El equipo para hacer esto puede ser fácilmente instalado en la dog house del perforador. En otros sistemas sólo se envía datos sin procesar a superficie, en cuyo caso se necesita un equipo más sofisticado (filtros electrónicos, ordenadores, etc.) Este equipo generalmente se encuentra en una cabina especial o en la unidad de mud logging.
3.2.2. INTERFERENCIA MAGNÉTICA EN EL SISTEMA MWD Hay dos tipos de interferencias magnéticas:
Interferencia mag magnética nética ccausada ausada po porr la Sarta de Perforacion.
Interferencia mag magnética nética ex externa, terna, que puede in incluir cluir la interferencia de: de: -
Pescado en el Hoyo.
-
Casing cercano.
-
Un "hot spot" magnético en el drill collar.
-
La fluctuación en el campo magnético de la Tierra.
-
Ciertas formaciones (pirita de hierro, hematita).
3.2.2.1. Interferencia Magnética causada por la Sarta de Perforación La sarta de perforación puede ser comparada como un imán largo, el cual genera un campo magnético local que afectará al paquete de sensores para la dirección e inclinación (D&I) del MWD, esto ocasionara un error de desfase en el resultado del azimut; dicho error se incrementará con la latitud y la inclinación y es más significativo cuando se perfora de Este a Oeste o a través de la línea del campo magnético de la Tierra. Incluso si la sarta de perforación y el BHA de fondo han sido desmagnetizados después de la inspección, estos podrían volver a magnetizarse por la presencia del campo magnético terrestre (Ver Figura 47). De cualquier manera, un componente de acero magnetizado muy probablemente afectará la lectura de los sensores MWD mediante la distorsión de campo magnético terrestre.
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Figura 47. Magnetización de la Sarta de Perforacion Fuente. Schlumberger, MWD Directional Survey Training Manual, 1993 Una forma de minimizar el error causado por la sarta de perforación es eliminar la mayor cantidad de magnetismo como sea posible; para esto se ha hecho necesario colocar collares no magnéticos (NMDC) arriba y abajo del MWD. La longitud de los NMDC implica un entorno no magnético uniforme y no interrumpido. La presencia de un estabilizador o componente de acero entre dos NMDC resultará en un roce con el campo magnético (Ver Figura 48). Esto es perjudicial para la exactitud del survey. Un estabilizador de acero puede ser satisfactorio en el Ecuador pero no en lugares como el Mar del Norte.
Figura 48. Collares de Perforacion No Magnéticos Fuente. Schlumberger, MWD Directional Survey Training Manual, 1993
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3.2.2.2. Interferencia Magnética causada por Fuentes Externas Cuando se encuentra interferencia magnética ocasionada por fuentes externas como la presencia de un pescado en el pozo o cercanía con casing, los 3 ejes del paquete D&I estarán afectados. Si se produce un hot spot (punto magnetizado) en un collar no magnético, nuestro valor total de campo magnético va a cambiar con las diferentes configuraciones de toolface.
3.3.
GIRÓSCOPO DE TASA DE CAMBIO “WELLBORE
SURVEYOR”
DE
GYRODATA
(R.G.S) (R.G.S)
– –
SISTEMA
CONVENCIONAL El Gyro o Giróscopo de Gyrodata es North Seeking, doble eje y de Tasa de cambio. Doble eje porque el giroscopio y el paquete de acelerómetros de la herramienta toman valores en los ejes X y Y, Estos dos ejes describen el eje transversal de perforación mientras el tercer eje, el eje z se encuentra siguiendo la trayectoria del pozo. (Ver Figura 49).
Figura 49. Ejes X, Y y Z de la herramienta o pozo Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003
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North Seeking (Buscador del Norte) o Giroscopio de Tasa de Cambio se refiere al método utilizado para determinar la posición de la herramienta y por consiguiente el azimuth del pozo referenciado al Norte Verdadero, el giroscopio encuentra automáticamente su referencia al Norte Verdadero eliminando así un posible error humano como en los Free gyros. La velocidad rotacional de la tierra es 15.04 deg/hr y este valor es constante para cualquier punto sobre la superficie de la Tierra. La velocidad de rotación de la Tierra es un vector resultante de sus componentes horizontal y vertical como muestra la Figura 50.
Figura 50. Componente Horizontal del vector rotacional de la Tierra Fuente. Gyrodata, Registro Direccional de Pozos, 2008 Cuando se proyecta matemáticamente en un plano horizontal se observa que la componente horizontal del vector de velocidad rotacional de la Tierra siempre apunta al norte geográfico siendo una perfecta referencia del Norte Verdadero. La magnitud de la componente (Eh) variará con la latitud latit ud (Eh=15.041xCosLa (Eh=15.041xCosLat) t) y la medición precisa de esta es el fundamento para los North Seeking Gyro.
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Para que un Gyro trabaje en Eh debe estar estacionario, esta modalidad de funcionamiento se conoce como Gyrocompass. Con la herramienta en posición vertical los ejes X y Y del giroscopio están en el plano horizontal y proveen dos componentes del vector horizontal de velocidad rotacional de la tierra Gx y Gy, en posición inclinada las componentes transversales del pozo deben ser matemáticamente proyectadas en el plano horizontal. (Ver Figura 51).
Figura 51. Medición del Azimuth Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 Todas las herramientas utilizadas para la toma de registros direccionales tienen acelerómetros para determinar inclinación y highside toolface. Los datos también están involucrados en el cálculo del azimuth. El Gyro utiliza dos o tres acelerómetro, El acelerómetro mide electrónicamente la fuerza requerida para mantener una flexión de cuarzo muy delgada en una posición de equilibrio o "nula”. "nula”. Si el gyro tiene un tercer acelerómetro para tomar lecturas en el eje Z, este estará montado en la gyro section situada encima del motor de indexado.
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Asimismo, El Gyro CAAT dispone de un segundo giroscopio para tener ccontrol ontrol de medición en el eje Z. La Figura 52 muestra el acelerómetro original de doble eje utilizado en el gyro de 2", algunos componentes internos son similares al giroscopio. Sin embargo, fue reemplazado por un paquete de dos o tres acelerómetros de un solo eje que al trabajar en conjunto tienen control en los tres ejes y fácilmente se puede trabajar en pozos horizontales.
Figura 52. Gyro de 2” con Acelerómetro Tipo Original Original Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 Un acelerómetro de doble eje proporciona inclinaciones de 0° hasta aproximadamente 88/89°, podría mostrar una inclinación de 90º pero es poco probable que la herramienta se encuentre exactamente en esta posición.
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Para tomar surveys a inclinaciones mayores de los 60° se utiliza un paquete de acelerómetros con control sobre los tres ejes, así se tiene la ventaja de proporcionar inclinación de 0° a 180° y G-total check.
3.3.1. FUNCIONAMIENTO DEL GIROSCOPIO DEL GYRO El giroscopio de doble eje teóricamente tiene libertad de movimiento respecto al eje de la herramienta en X y Y. En la práctica se mantiene perpendicular al eje Z por una serie de 4 torquer coils que requieren de cierta corriente para mantener el giroscopio en una posición que le permita medir electrónicamente la salida del giroscopio (GX y GY). Un resumen del proceso se describe a continuación. Un conjunto de 4 exciter coils (bobinas de excitación) crean un campo magnético dentro de la gyro cup que a su vez induce una corriente en las pick off coils (bobinas de detección), tan pronto como alguna precesión se imponga en el giroscopio debido a la rotación de la Tierra provocará un cambio en la corriente inducida a las pick off coils, el feedback loop (circuito de retroalimentación) entrara en funcionamiento haciendo que la corriente extra pueda ser aplicada a las torquer coils para restaurar la gyro cup. La gyro cup contiene un paquete magnético para las torquer coils que dan un eje X y un eje Y de salida, la fuerza de recuperación total (GX + GY) es exactamente igual a la fuerza total que actúa sobre el giroscopio y corresponde a la componente horizontal del vector de velocidad de rotación de la Tierra. Utilizando la latitud, datos del acelerómetro, y calibración de la herramienta se determina qué porcentaje de la componente horizontal de velocidad de la Tierra está detectando el gyro, esto se puede traducir matemáticamente en azimuth. Al este u oeste la herramienta detecta la velocidad máxima de la Tierra 15.041 deg/hora, al norte o sur la velocidad de la Tierra es igual a 0. Vale indicar que la Hookes joint o flexión del giroscopio. Es el punto de giro que proporciona la libertad teórica de movimiento en los ejes X y Y. En un esfuerzo
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para la fabricación de esta, el pivote es cortado a láser a partir de una pieza sólida de acero. Uno de los principales parámetros que determinan la sensibilidad del giroscopio esta función de lo bien que se pueda fabricar esta pieza. La Hookes joint es susceptible de sufrir daños si la herramienta tiene un golpe. Un desarrollo importante y significativo es el Gyro X4 ya que la flexión del giroscopio ha sido desarrollado para ser más robusto pero sin ninguna pérdida de precisión.
3.3.2. MECANISMO DE INDEXADO DEL GYRO La herramienta en el modo de Gyrocompass utiliza un mecanismo de indexado que hace girar el giroscopio y el paquete de acelerómetros 180° a lo largo de su eje Z y regresa, el paquete de sensores está montado en un marco que está conectado al motor de indexado que hace girar la herramienta. Técnicamente el objetivo de tomar datos en las dos posiciones de indexado (nula o cero y uno) es eliminar el accelerometer bias y el gyro Drift (deriva del giroscopio). Por lo tanto, se requiere de dos lecturas estacionarias para que la herramienta tome un survey preciso. El mecanismo de indexado no actúa en modo continuo o steering. Gyrodata dentro de sus manuales de operación guarda procedimientos para controlar el bias y la deriva del giroscopio para todas las modalidades de corrida.
3.3.3. RUNNING GEAR CON GYRO Y ELECTRÓNICA DE FONDO El Running Gear son todas las herramientas (centralizadores, barras de peso, barriles de presión, top y Bottom bull plugs, entre otras) necesarias para armar el string correcto. Dependiendo del tipo de trabajo que se vaya a realizar el running gear tiene varias funciones y varias configuraciones, los principales problemas pueden presentarse si no utilizamos el running gear correcto, de ser
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así incluso no se podría realizar el trabajo. El running gear siempre se chequea como parte de los procedimientos pre job. j ob. El running gear descarta el Gyro y la Electrónica debido a que continuamente están evolucionando en tecnología y diseño, es así que un gyro antiguo utiliza la data section y power section por separado lo que no sucede cuando se utiliza un Gyro CAAT o gyros de la serie D, estos trabajan con la data y power section en un solo conjunto llamado SCT (single chassis tool). (Ver Figura 53).
Figura 53. Single Chassis Tool (SCT) Fuente. Carrillo, C. 2013 Principales funciones del Running Gear:
Proteger la elec electrónica trónica y el gyro del ambiente ambiente de fondo de pozo (alta pres presión ión y temperatura).
Asegurar la alineació alineación n correcta de toda la la herramienta con el eje del pozo, con la utilización de centralizadores.
Dar peso para que la herramienta llegue llegue a la profundidad requerida. requerida.
Garantizar co continuidad ntinuidad eléctrica entre las secciones de la herramienta.
Diversas otras funciones como como:: aterrizaje suave suave de la herramienta para que no sufra daños mecánicos, utilización de crossovers para armar herramientas con roscas diferentes.
La Figura 54 muestra cómo se encuentra armado un running gear básico con la electrónica y gyro section dentro de los barriles de presión.
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Figura 54. Herramienta con Electrónica de fondo y sección del Gyro Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003) El Top bull plug (Ver Figura 55) proporciona la conexión de la cabeza de cable de acero a la herramienta de fondo de pozo. El aislamiento y la continuidad se pueden medir con un medidor de Megger.
Figura 55. Top bull plug Fuente. Carrillo, C. 2013 El Interconnect bull plug (ICBP), (Ver Figura 56), proporciona las conexiones físicas y eléctricas entre los dos barriles de presión y además contiene un sensor para la temperatura del pozo. El ICBP para su uso con la SCT y Dseries gyro tiene tres conectores internos.
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Figura 56. Interconnect bull plug Fuente. Carrillo, C. 2013 La power y data sections (Ver Figura 57), son intercambiables y están contenidas dentro de un barril de presión. Ambas secciones pueden operar a temperaturas de hasta 150°C.
Figura 57. Power Section y Data Section Fuente. Carrillo, C. 2013 La power section toma voltaje de la power supply (Ver Figura 58) de superficie y lo divide en los diferentes voltajes requeridos.
Figura 58. Power Supply, Interface y Computadora de Campo Fuente. Carrillo, C. 2013
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La data section toma los datos analógicos del giroscopio y el acelerómetro, y los digitaliza antes de transmitirlos a superficie. Un filtrado es necesario para eliminar el ruido de alta frecuencia causado por el giro del motor, cojinetes y varios componentes electrónicos. La gyro section contiene el giroscopio, paquete de acelerómetros, heater strip que junto con la electrónica necesaria mantienen el gyro spinning y el acelerómetro y giroscopio nivelados. La Figura 59 muestra un gyro de 1.25” con giroscopio de doble eje (X, Y) y un paquete de dos acelerómetros alineados uno en cada eje.
Figura 59. Gyro con giroscopio y dos acelerómetros (con y sin sombrero protector del giroscopio)
Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003) 3.3.4. MODALIDADES DE CORRIDA DE LA HERRAMIENTA La calibración de la herramienta se utiliza para modelar las lecturas de salida de los sensores y producir los resultados en los ejes X y Y. Antes de operar en campo el paquete de sensores se calibra en un soporte de calibración y se produce un modelo o mapa del comportamiento de la herramienta. Errores debidos a factores como la variación de temperatura, mala alineación del sensor, se pueden cuantificar y tomar las correcciones necesarias.
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Una vez que se ha cargado la calibración adecuada ambos ejes del acelerómetro deben leer 1G cuando se alinean en 1G, los dos ejes del giroscopio deben leer 15.041 grados/hr al alinearse con el eje de velocidad rotacional de la tierra en dirección este/oeste. Por lo tanto, es necesario que el archivo con la calibración correcta de la herramienta sea cargada en el software del computador. Además, hay que verificar una calibración actualizada caso contrario se la puede descargar directamente de la página web de Gyrodata. Cada calibración tiene un identificador único tal como aparece en la columna # Cal del Fld_Apps Software. Actualmente existen tres tipos principales de modalidades para correr la herramienta, y una cuarta modalidad steering, para gyros con el giroscopio trabajando en el eje Z, o sistemas que trabajan con gyro en los 4 ejes (gyro steering, GWD, vertical continuous, CAAT tools). Los tipos de modalidad pueden distinguirse como se muestra a continuación:
Earth Rate, o mod modo o de funcionamiento funcionamiento "normal": mues muestra tra en el (Cal #) 0.00 sufijo, el rango de temperatura de calibración para el gyro de 2" típicamente estará de 50 a 90ºC, el gyro de 1,25" en una temperatura de 50 a 120ºC. Es obligación trabajar con el gyro dentro de su rango de temperatura.
Modificado: reduce la sensibilidad del gyro al mov movimiento imiento y por lo g general eneral se corren para inclinaciones menores a 20º. Se muestra con un Cal # 0.02 sufijo.
Continuo: Cuando se está tomando el survey con la herramienta en movimiento o en pozos horizontales y toma lecturas pie a pie. Esta calibración también es utilizada para gyros de doble eje en el modo steering. Se muestra con el sufijo .01.
Steering: para los sistemas que trabajan con el gy gyro ro en el eje Z (gyro steering y Gyro While Drilling GWD) Se muestra con sufijo .03.
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Si la temperatura esperada del pozo es 85°C se utiliza una calibración de alta temperatura para la herramienta. En la carcasa del giroscopio hay un elemento de calentamiento que es controlado termostáticamente a una temperatura de funcionamiento seleccionado. Dependiendo de las condiciones del pozo y el running gear utilizado puede o no funcionar la herramienta con el calentamiento inicial. Básicamente se quiere operar el giroscopio dentro del rango de temperatura de calibración. Durante el encendido de la herramienta el mecanismo de indexado y el gyro heater (calentador de giroscopio) funcionarán, pero el motor del giroscopio no funcionara hasta que la temperatura giroscopio haya alcanzado 40°C en funcionamiento normal.
3.3.5. COMPONENTES DEL GIROSCOPIO En la Figura 60 se observa un giroscopio con la cubierta exterior retirada donde se distinguen los balance screws (tornillos de equilibrio). Además, el motor y el conjunto de soporte se encuentran en la sección de abajo de la gyro cup, normalmente esta es una unidad sellada que contiene helio a baja presión. Por ultimo también se aprecia los 4 locating screws (tornillos de posicionamiento) sobre la top plate (placa superior) y los Hookes joint.
Figura 60. Gyro con un giroscopio y dos acelerómetros (con y sin sombrero protector del giroscopio) Giroscopio de Gyrodata
Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003
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La Figura 61 identifica las cuatro torquer coils situadas entre la gyro cup y el conjunto de imanes, también el eje de soporte que va roscado a la placa superior.
Figura 61. Torquer coils del giroscopio Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 En la Figura 62 se aprecian las 4 exciter/pick-off coils, situadas en la base de cada torquer coil.
Figura 62. Exciter/Pick-off coil Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 La Figura 63 muestra el Hookes joint, que permite la libertad de movimiento teórica en los ejes X y Y.
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Figura 63. Hookes joint Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 Se observa los cuatro orificios en la parte superior, aquí van roscados los screws seat (tornillos de seguridad) de la top plate, también se aprecia la base roscada y es así como la junta es fijada a la gyro o accelerometer cup. Una cross-hair se puede ver en la Figura 56, ocho de estos son los que conectan la gyro cup al eje de soporte, es la razón por la que el giroscopio debe manejarse con mucho cuidado.
3.4. DESARROLLOS TECNOLÓGICOS EN LAS HERRAMIENTAS HERRAMIENTAS DE GYRODATA Los desarrollos tecnológicos en las herramientas de Gyrodata incluyen: Un sistema de gyro trabajando en 4 ejes, utilizado inicialmente en operaciones de gyro steering y ahora por el sistema Gyro While Drilling, GWD TM. Este sistema incorpora dos giroscopios de 0.75" de doble eje con tres acelerómetros cada uno alineado sobre los ejes X, Y y Z, también permite correr la herramienta y tomar surveys de manera continua desde la vertical, antes se limitaba típicamente a un máximo de inclinación de 20º pero desarrollos más recientes permiten ahora la toma de surveys a inclinaciones de hasta 90º con la incorporación de los sistemas GWD40 TM, GWD70TM y GWD90TM recientemente publicados.
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Cabe resaltar que el GWD90 TM ganó el trofeo World Oil Award que es uno de los premios más prestigiosos en la industria del Petróleo y Gas en la categoría de Mejor Tecnologia de Exploración el 17 de octubre del 2013. La competencia en esta categoría en particular fue intensa, con presentaciones de muchas otras empresas, como Schlumberger, Halliburton y Western Geco. Esta es la segunda nominación de Gyrodata y su primera victoria. El Gyro Surveyor X-4TM de 1.25" incorpora una flexión del giroscopio 'robusta' (Hookes Joint) permitiendo que el giroscopio soporte más golpes y vibraciones, sin perder precisión. Este desarrollo permite una caída libre cuando se corre el servicio Drop Gyro. El Gyro CAATTM es un gyro con control en los tres ejes ya que tiene un giroscopio de doble eje y un giroscópico de alta velocidad para las mediciones del eje z. Este sistema permite que la herramienta tome surveys en modo continuo desde la vertical hasta una posición horizontal.
3.5. SERVICIOS DEL GYRO DE TASA DE CAMBIO “WELLBORE SURVEYOR” (R.G.S) (R.G.S) Gyrodata comenzó operando el registro de giroscopio de alta precisión pr ecisión en 1982 con la introducción del “Wellbore Surveyor” estándar. Este sistema tenía un mínimo OD de 2.5” y una longitud de 18 pies y se corría con un cable mono o multi conductor. Ahora, este sistema básico se ha expandido con siete nuevos servicios de corrida. Los giroscopios están disponibles en tres tamaños, 2", 1.25" y 0.75 "(OD‟s "( OD‟s del Gyro) Por lo tanto, cubre una gama más amplia de condiciones de funcionamiento como: altas temperaturas, restricciones en el diámetro interno de la sarta de perforación, altas presiones de fondo de pozo, etc.
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El Gyro de 2” 2” con tamaño estándar de running gear de 2.5” 2.5” OD para aplicaciones a alta temperaturas ya está siendo obsoleto y tiene la desventaja de que si sufre un daño grave no es reparable. El Gyro de 1.25” desarrollado para agujeros agujeros delgados y altas temperaturas tiene un OD de 1.75” / 1.8” con running gear de 2.06” 2.06” OD en altas temperaturas. El Gyro Surveyor X-4 y el los Gyros CAAT también tiene este diámetro. Por último el Gyro de 0.75” utilizado en Gyro Steering soporta choques y vibraciones comunes en la perforación. Este OD también se utiliza hoy con las herramientas GWD. La Figura 64 es un bosquejo general de los diferentes servicios que tiene actualmente Gyrodata referentes al posicionamiento de pozos con la tecnología Gyro Wellbore Surveyor.
Gyro Single Shots Gyro Single Shots RGS-WL RGS-BT RGS-OR Gyro Multi Shots RGS-WL RGS-DP RGS-CT ALC
- CheckVerticality CheckVerticality - Bat Batch ch Setting - Conductor Nudges Nudges
Surface Surfa ce Hole
Gyro Multi Shots Gyro Steerin Steeringg
Kick-Off Point
- Drilling Assembly Orienta Orientation tion - Casing Casing Exit - Orient Whipstock Packer
GWD Rotary Rota ry Steerable Drilling System
Gyro Single Shots
Rotary Rota ry Steerable Drilling System
Gyro Gy ro Steeri Steering ng
GWD
Gyro Gy ro Steeri Steering ng RGS-ST
Tangent Section
Build Section
- Monitor Directional Perform Performance ance - Reduce Tortuoc Tortuocity ity - Intermediate Surveys to Reduce Unce Uncertainty rtainty
GWD Gyro-Guide
Rotary Steerable Drilling System Well-Guide
Other Services Survey Program Design Survey Management
Gyro Steerin Steeringg Gyro Multi Shots
- Monitor Directional Performance - Reduce Tortuoc Tortuocity ity
Rotary Rota ry Steerable Drilling System Gyro Steerin Steeringg GWD Total Depth
Rotary Rota ry Steerable Drilling System
Definitive Survey
Gyro Multi Shots
Figura 64. Servicios del Gyro Wellbore Surveyor de Gyrodata Fuente. Carrillo, C. 2013
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3.5.1. RGS-WB ® : GYRO DE TASA DE CAMBIO ESTÁNDAR “WELLBORE SURVEYOR” SURVEYOR” Es el servicio básico y el gyro opera con cable mono o multi conductor con lectura en tiempo real en superficie. Los datos direccionales son tomados en puntos determinados del pozo mientras la herramienta se encuentra estacionaria. En la Figura 65 se tiene el string de la herramienta básico para este servicio.
Figura 65. Gyro RGS-WB® Modo Estándar Fuente. Gyrodata Data Sheet La utilización de unidad wireline es necesaria para que proporcione la energía suficiente para que encienda y funcione el gyro. La Figura 66 muestra un diagrama básico del rig-up que se hace para la correr la herramienta dentro del pozo.
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Figura 66. Rig-up para correr la Herramienta Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003 3.5.2. RGS-BT ® : GYRO DE TASA DE CAMBIO MODO BATERÍA El giroscopio de tasa de cambio usado con batería es un gran avance en la toma de registros direccionales ofreciendo ahorros significativos al eliminar el uso de unidad wireline. RGS-BT incorpora un nuevo módulo de alimentación y almacenamiento con un sensor direccional para proporcionar el primer sistema de registro de pozos con batería basado en un moderno sistema de navegación aeroespacial. La Figura 67 muestra el string de la herramienta con la adición de la batería.
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Figura 67. Gyro RGS-BT® Modo Batería Fuente. Gyrodata Data Sheet El sistema de batería es conectado al equipo de superficie para comprobar la funcionalidad. La herramienta luego es armada y corrida dentro del hoyo con slick o braided line. Los datos del registro se recogen en cada punto, cuando la herramienta es detenida en el pozo y el dato de la profundidad es introducida con respecto al tiempo. Al efectuar la recuperación de la herramienta en la superficie, los datos del registro son descargados inmediatamente a una computadora. Aplicaciones del modo batería: batería:
Registro single sshot hot o multi shot shot en tubería de perforación, casing casing,, o pozo abierto.
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Orientación de sarta de perforación, whipstocks, packers, cañones, herramientas de registro electrico.
Operación e en n tándem con otras herramientas de registro.
Ventajas del modo batería:
Ahorro de ccostos ostos consi considerables derables eliminando eliminando la utilización utilización de unidad wireline.
Optimización del tiempo de taladro, ya que la herramienta se corre en el viaje de salida dentro de la tubería de perforación, lo que no se hace en el modo RGS-WB®.
Prácticamente sin límite de pro profundidad fundidad con 16 horas horas de batería y hasta 8190 lecturas para almacenar.
No hay espera e en n la conexión mientras se ssaca aca la tubería para tomar la información del registro.
La sonda también se puede conectar con gua guaya ya eléctrica para dive diversas rsas aplicaciones en la locación.
3.5.3. RGS-DP ® : GYRO DE TASA DE CAMBIO SISTEMA DE CAÍDA LIBRE (DROP GYRO) El gyro de tasa de cambio energizado a batería RGS-DP tiene gran avance en versatilidad operacional y ofrece un ahorro significativo al eliminar el cable eléctrico. Con la introducción del RGS-DP en 1994, se pudo correr un gyro por primera vez dentro de la tubería de perforación en el viaje de salida, igual que una herramienta magnética. Sin embargo, debido a su sensibilidad a impacto, el gyro no podía ser lanzado como una herramienta magnética. Debía ser bajado con cable y soltado. Esto tomaba tiempo extra, la tubería no podía rotar con el cable en el pozo. Ahora, usando una nueva configuración de corrida para controlar la velocidad de descenso y proveer un aterrizaje suave, la caída libre puede ser bombeada
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al fondo de la tubería sin el uso de slick line. La caída libre requiere de fluido en el pozo y no puede ser corrido en el aire. Considerando el costo actual de operaciones, al reducir tiempo de taladro de 5 a 10 horas, eliminar el cable eléctrico y otros costos esto repercutirá en un ahorro significativo. La Figura 68 muestra el string de la herramienta en sistema de caída libre.
Figura 68. Gyro RGS-DP® Sistema de Caída Libre Fuente. Gyrodata Data Sheet El sistema de caída libre se conecta a la computadora para verificar su funcionalidad. Entonces el gyro es lanzado y bombeado en tubería durante la circulación antes del viaje.
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Los datos de registro son obtenidos en cada conexión y la profundidad es agregada versus tiempo cuando se recupera el gyro en superficie, los datos se descargan inmediatamente a la computadora. Ventajas del modo Drop Gyro o Sistema de Caída Libre:
Ahorro de tiemp tiempo o de taladro al registrar en el viaje de salida de la tubería de perforación.
Elimina tiempo de armado, corrida y personal de slick line.
Permite bomb bombear ear y rotar la tubería para prevenir su atascamiento.
No tiene limitaciones de profundidad con 32 horas de energía y almacenamiento para 8190 registros.
No hay espera en conexión durante la sacada de tubería para tomar registro.
3.5.4. RGS-CT ® : GYRO DE TASA DE CAMBIO SISTEMA CONTINUO El sistema de Gyro de Tasa de Cambio Continuo logra un gran avance en registros direccionales de pozos, permitiendo registrar hasta 120º de inclinación con captura de datos cada pie brindando ahorros considerables de tiempo con mejor precisión. El string de la herramienta es igual al servicio básico la diferencia es que se utiliza un gyro CAATTM. El Nuevo Gyro continuo de 4 ejes CAAT TM se inicializa desde a vertical y registra en movimiento en todos los ángulos. Mientras que el sistema de gyro de 2 ejes inicializa a 15º de inclinación. Ambos sistemas emplean la nueva tecnología de registro de Gyrodata, la cual ofrece una nueva electrónica y un software avanzado que provee mayor precisión, velocidad y calidad. Las características de ambos sistemas incluyen:
Registro Continuo ssin in degradació degradación n de la precisión en el sentido Este/Oeste, o a grandes latitudes o inclinaciones.
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Alta densidad d de e datos para una definición mejor de la trayectoria del pozo. pozo. Por ejemplo, un cliente pudiera requerir registros a intervalos de 50 ft y luego decidir tener intervalos más frecuentes en una sección del pozo, para determinar el dogleg y determinar el posicionamiento óptimo de una bomba.
Velocidades de reg registro istro de 300 ft/min.
Monitoreo en tiempo real de la ccalidad. alidad.
Electrónica mejorada para may mayor or precisión y ejec ejecución. ución.
OD de 1.75”, temperatura y presión a 150 ºC / 10K psi. psi.
Capacidad de bombe bombeo o permitiendo registrar hasta 120º de inclinación.
Durante una operació operación n continua, los gyros gyros de tasa de cambio proveen un alto grado de precisión de inclinación mayor a los acelerómetros de MWD.
Se co combina mbina co con n siste sistemas mas CCL, Gamma y otros.
Beneficios y Aplicaciones del Modo Continuo:
Registro a alta velocidad e en n tubería de perforación, casing, casing, tubing y pozo abierto el cual ahorra tiempo.
Una definición de alta precis precisión ión de la tray trayectoria ectoria del poz pozo, o, asegura no tener peligro de colisión en pozos multilaterales y provee un posicionamiento de pozo preciso para optimizar la producción y vida del reservorio.
Los registros de definitivos finitivos del gyro ofrecen el medio más efectivo de auditar otros registros y eliminar errores gruesos.
Capacidad de correr combinados con registros eléctricos, esto ahorra tiempo y costos de cable eléctrico y mejora algunos registros al ofrecer orientación a otros sensores.
Operaciones de Levantamiento Artificial.- los registros continuos que producen perfiles de pozos precisos son esenciales para implementar un óptimo diseño en el posicionamiento de bombas de fondo.
3.5.5. RGS-OR ® : GYRO DE TASA DE CAMBIO – CAMBIO – ORIENTACIÓN ORIENTACIÓN El gyro provee una precisa pr ecisa orientación de motor, whipstocks, packers, cañones, herramientas de registro eléctrico y geófonos.
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Con tecnología free gyro se tienen desfases de hasta 180º al orientar whipstocks y sartas de perforación ya que requieren una orientación física del mismo antes de la corrida, la cual está sujeta a errores humanos que conllevan a grandes errores en el pozo. Los free gyro también derivan de su orientación inicial durante la corrida, obteniendo errores adicionales, los errores también aumentan con la profundidad y el tiempo, debido a que la deriva aumenta, mientras más profunda sea la orientación en operaciones como re-entradas la posibilidad de usar free gyros se ve limitada grandemente. Como resultado de estos errores, muchos pozos han sido perforados en la dirección incorrecta. Si bien el corregir esta situación creada puede ser costoso, también puede ser desastrosa si el error causa colisión con un pozo adyacente. A continuación los principales tipos tipos de orientación:
Orientación de motor de fondo.- Con el gyro de tasa de cambio se
tiene mayor exactitud en la orientación de los conjuntos de perforación direccional. Una pata de mula (mule shoe stinger) es colocada en la parte inferior del string de la herramienta y se asienta en el UBHO (Universal Bottom Hole Orientation) pre ubicado por encima del motor de fondo y el MWD, la guía o chaveta del UBHO se ubica en referencia al bent del motor. (Ver Figura 69).
Figura 69. Orientación de Motor con Pata de Mula Fuente. Gyrodata Training Manual, 2003
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Orientación de Whipstocks.- Con el incremento de la perforación
horizontal y las operaciones de re-entrada, los gyros se usan para orientar Whipstocks o cucharas antes de abrir una ventana en el casing. La Figura 70 muestra el string básico de la herramienta para cualquier servicio de orientación.
Figura 70. Gyro RGS-OR® Orientación Fuente. Gyrodata Data Sheet 3.5.6. RGS-ST ® : GYRO DE TASA DE CAMBIO – CAMBIO – STEERING STEERING El sistema Steering provee datos de orientación en tiempo real en superficie mientras se desliza, ofreciendo ahorro de tiempo considerable y reemplazando a los sistemas magnéticos para cualquier orientación. El string de la herramienta es igual al utilizado en el servicio de orientación. El sistema realiza múltiples funciones f unciones de versatilidad en locación.
El Steering se realiza con la herramienta asentada en el UBHO, proveyendo proveyendo datos en superficie en tiempo real en la consola del perforador.
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Se pueden realizar registros Multi-shot mientras el Gy Gyro ro viaja por la tubería o durante otras operaciones, como orientación de Whipstock.
Ventajas del Modo Steering:
El gyro permanece en el pozo después de cada orientación ahorrando considerable tiempo de taladro.
El Steering provee informac información ión de torque en tiempo real.
La precisió precisión n del gyro aumenta la eficiencia operacional. operacional.
Operación en todo ángulo y dirección.
Resistencia a elevadas temperaturas.
3.5.7. GEO-GUIDE ALCTM: GYRO DE TASA DE CAMBIO – – ADVANCED LOGGING COMBINATION Se ha modificado un barril de registros eléctricos de 3 3/8” OD, para que contenga una herramienta diseñada especialmente para registros de gyro continuo y permita operación de datos simultáneos con todas las herramientas de Logging en hoyo abierto o entubado. La velocidad del registro será dependiente de la herramienta de perfilaje. Ventajas principales de correr gyro en conjunto con registros eléctricos:
Substancial ahorro de tiempo tiempo d de e taladro.
Mejor posicionamiento del reservorio.
Orientación de Imaging Tools.
Eliminación de incertidumbre de profundidad entre registros LWD, LWD, Wireline Logs y Gyro surveys.
Mejor precisión posicional, mejor precisión de profundid profundidad ad medida.
El registro de alta resolución provee un perfilaje del pozo exacto.
Registros altamente prec precisos isos entre profundidad ve vertical rtical verdadera TVD y registro Gamma Ray.
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3.5.8. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE LOS DIFERENTES SERVICIOS DE CORRIDA DEL GYRO R.G.S La Tabla 1 muestra las especificaciones técnicas para cada uno de los servicios en los que puede correrse el Gyro Wellbore Surveyor R.G.S de Gyrodata. Técnicas - Gyro R.G.S Tabla 1. Especificaciones Técnicas RG S - W BS
TIPO DE SERVICIO
RGS-DP RGS-OR
MODALIDAD MODALI DAD D E FUNCIONAMIENTO
GYR O COMPAS S
RG S-CT GEO-GUIDE ALC
CON TI NU O
S T EER I N G
1.75" S MALL D I AMETER
1.75" S MALL D I AMETER
1.75" S MALL D I AMETER
1.80" S MALL D I AMETER
1.80" S MALL D I AMETER
1.80" S MALL D I AMETER
1.875" 1.875" SMALL DIAMETER HIGH P PRESSURE RESSURE
1.875" SMALL DIAMETER HIGH PRESSURE
PRESSURE BARREL O.D. 1.875" 1.875" SM SMALL ALL DIAMETER HIGH P PRESSURE RESSURE
HEAT SHIELD O.D.
INSTRUMENT O.D. RANGO DE INCLINACIÓN PRECISION LIMITE DE T° SIN HEAT SHIELD LIMITE DE T° CON HEAT SHIELD
RANGO DE PRESION SIN HEAT SHIELD RANGO DE PRESION CON HEAT SHIELD LONGUITUD DE LA HERRAMIENTA O STRING MAXIMO TIEMPO TOMA SURVEY EQUIPO DE CORRIDA MAXIMA VELOCIDAD DE CORRIDA MINIMA VELOCIDAD DE CORRIDA TIEMPO DE OPERACIÓN DE LA BATERIA PROGRAMACIÓN DE INICIO INTERVALOS INTERVAL OS DE DISPARO ALMACENAMIENTO DE LA BATERIA PESO DE LA HERRAMIENTA STANDARD OBSERVACIONES
RGS-ST
2.50" S TAN D AR D
2.50" S TAND AR D
2.50" S TAND AR D
2.09 2.09"" S SMA MALL LL DIAM DIAMET ETER ER H E EAT ATS S H IELD IELD
2.09 2.09"" S SMA MALL LL DIAM DIAMET ETER ER H E EAT ATS S H IELD IELD
2. 2.09 09"" S SMA MALL LL DIAMET DIAMETER ER H E EAT ATS S H IELD IELD
3.00" MI N I MU M 3.50" S TAN D AR D
3.00" MI NI MU M 3.50" S TAND AR D
3.00" MI N I MU M 3.50" S TAND AR D
3.60" H I GH PR ES S U R E
3.60" H I GH PR ES S U R E
3.60" H I GH PR ES S U R E
2.00" S TAN D AR D
2.00" S TAND AR D
2.00" S TAND AR D
1.375" S MALL D I AMETER
1.375" S MALL D I AMETER
1.375" S MALL D I AMETER
0 - 70 D EG
0 - 180 D EG
0 - 70 D EG
±0.05° INCLINACION, ±0.1° AZIMUTH, ±0.05° TOOL FACE
±0.05° INCLINACION, ±0.1° AZIMUTH, ±0.05° TOOL FACE
±0.05° INCLINACION, ±0.1° AZIMUTH, ±0.05° TOOL FACE
95°C (203°F )
95°C (203°F )
95°C ( 203°F )
150° 150°C C ((30 302° 2°F) F) SM SMAL ALLL DIAM DIAMET ETER ER GYRO GYRO
150° 150°C C ((30 302° 2°F) F) SM SMAL ALLL DIAMET DIAMETER ER GYRO GYRO
15 150° 0°C C ((30 302° 2°F) F) SMAL SMALLL DIAM DIAMET ETER ER GYRO GYRO
160°C (320°F )
160°C (320°F )
160°C (320°F )
260°C (500°F )
260°C (500°F )
260°C (500°F )
10000 PS I PAR A 1.75" O.D .
10000 PS I PAR A 1.75" O.D .
10000 PS I PAR A 1.75" O.D .
15000 PS I PAR A 1.80" O.D .
15000 PS I PAR A 1.80" O.D .
15000 PS I PAR A 1.80" O.D .
20000 PS I PAR A 2.50" O.D .
20000 PS I PAR A 2.50" O.D .
20000 PS I PAR A 2.50" O.D .
22000 PS I PAR A 1.8750" O.D .
22000 PS I PAR A 1.8750" O.D .
22000 PS I PAR A 1.8750" O.D .
20000 PS I PAR A 3.60" O.D .
20000 PS I PAR A 3.60" O.D .
20000 PS I PAR A 3.60" O.D .
20 ft (6m) PR OMED I O
20 ft (6m) PR OMED I O
20 ft ( 6m) PR OMED I O
24 HRS CON HEAT HEAT SHIELD, SIN LIMITE SIN HEAT SHIELD DROP (CAIDA LIBRE CON BATERIA), SERVICIO DE BATERIA (SLI CK LL LLINE), INE), SERVICO WBS, OR (WIRELINE)
24 HRS CON HEAT HEAT SHIELD, SI N LIMITE SIN HEAT SHIELD
24 HRS CON HEAT HEAT SHIELD, SI N LIMITE SIN HEAT SHIELD
WIRELINE, COMBINACION CON LAS HERRAMIENTAS DE LOGGING
WIRELINE, SERVICIO DE BATERI A (SLICK LLINE)
N/A
300 ft/min, DEPENDIENDO DE LAS CONDICIONES DEL POZO
N/A
NO MI NI MU M
NO MI N I MU M
N O MI NI MU M
8 - 32 H OR AS
N/A
8 - 32 H OR AS
1 - 255 MI N U TOS
N/A
1 - 255 MI NU TOS
15 - 30 S EGU ND OS
N/A
15 - 30 S EG U ND OS
MAS D E 8190 LECTU R AS
N/A
MAS D E 8190 LECTU R AS
165 l b (75 Kg)
165 l b ( 75 Kg)
165 l b (75 Kg)
PUEDE CORRERSE CON GR, CCL Y MAS HERRAMIENTAS DE LOGGING
PUEDE CORRERSE CON GR, CCL Y MAS HERRAMIENTAS DE LOGGING
N/A
87
3.6. MODELOS DE ERROR PARA LAS HERRAMIENTAS DE REGISTRO DIRECCIONAL. DIRECCIONAL. Cuatro modelos de error se han utilizado en la industria, incluyendo un modelo desarrollado por Shell sólo para uso interno. Estos modelos consideran varias fuentes de error incrementando la incertidumbre de posición a lo largo del pozo. La clave de representar con éxito la incertidumbre posicional de un pozo no es por lo general las matemáticas, sino más bien los coeficientes utilizados para definir las precisiones numéricas para las diversas herramientas. Los modelos de Error representativos que maneja la industria son:
Modelo de Cono de Incertidumbre Modelo de Error de Wolff y De Wardt
Modelo de Error SESTEM
Modelo de Error ISCWSA
3.6.1. CLASIFICACIÓN DE LOS ERRORES Los errores encontrados en los surveys direccionales por lo general, se pueden clasificar en tres: errores aleatorios, errores sistemáticos y errores gruesos. Para entender tanto los efectos individuales y combinados de los errores mencionados anteriormente, es muy importante tener un buen conocimiento de la naturaleza y el comportamiento de cada uno de ellos.
3.6.1.1. Errores Aleatorios Los errores aleatorios se definen como los errores que pueden ser promediados a través de un gran número de mediciones repetidas, siempre están presentes en cualquier medición. Los siguientes son ejemplos de errores aleatorios en surveys direccionales:
88
Variaciones ambientales impredecibles.
Redondeo de errores.
Errores de Ortogonalidad ccuando uando los sensores están girando.
3.6.1.2. Errores Sistemáticos Provienen de las limitaciones físicas y humanas de la herramienta. Los errores sistemáticos también pueden ser definidos como todos los errores restantes cuando se eliminan los errores aleatorios y gruesos. Para un número dado de mediciones, un error sistemático tiene el mismo tamaño. Estos son algunos ejemplos de errores sistemáticos en un survey direccional.
Errores de referencia en la utilización utilización de free gyros.
Errores residual residuales es en correcciones de declinac declinación ión magnética. magnética.
Desalineamiento de la herramienta MWD.
3.6.1.3. Errores Gruesos Estos errores son causados generalmente por errores humanos o fallas de los instrumentos que se utilizan. Este tipo de errores son significativos en la industria petrolera. En los surveys direccionales se pueden encontrar los siguientes ejemplos de errores gruesos.
Errores Humanos: -
Ingresos Erróneos: Latitud, Coordenadas de Superficie, Profundidad re cero.
- Correcciones mal aplicadas: Declinación, Corrección de Grilla, Interferencia, tie-on, corrección de SAG.
Errores Instrumentales: -
Uso de calibraciones incorrectas.
-
Sensor defectuoso.
89
-
Instrumento utilizado más allá de las especificaciones operativas.
-
Desalineación de los sensores.
3.6.2. MODELO DE ERROR ISCWSA Un grupo de expertos de la Industria de Posicionamiento de Pozos creó la Industry Steering Committee for Wellbore Survey Accuracy (ISCWSA), esta desarrollo un modelo sofisticado y lo estandarizó en la industria. El trabajo se centró inicialmente en los sistemas MWD que han proporcionado gran parte del total de surveys direccionales en todo el mundo, debido a las similitudes entre proveedores son más susceptibles a la normalización que otros tipos de herramienta de registro direccional. El modelo de error desarrollado para un sistema MWD se presentó en el SPE 56702 'Accuracy Prediction for Directional MWD' by Hugh Williamson, pero una versión actualizada de este documento el SPE 67616 „Accuracy Prediction for Directional Measurement While Drilling‟ fue publicado en la SPE Drilling and Completition en la edición de diciembre del año 2000. Un modelo de Gyro Error fue desarrollado y publicado en el artículo de la SPE 90408 'Prediction of Wellbore Position Accuracy When Surveyed with Gyroscopic Tools' by Torgeir Torkildsen, Stein Havardstein, John Weston y Roger Ekseth. El modelo de error identifica un número de fenómenos físicos que contribuyen a errores en el survey direccional y proporciona un marco matemático para la determinación de la región de incertidumbre por medio de una elipse en 3D. Normalmente, este modelo de error se incluye en el software de perforación direccional, aquí se seleccionará el modelo adecuado para la herramienta que va a tomar los surveys. Los resultados de error se pueden presentar en programas de anticolisión o de tamaño del objetivo. La Figura 71 muestra un esquema de cómo trabaja el modelo de error ISCWSA.
90
Figura 71. Esquema de Trabajo del Modelo de Error ISCWSA Fuente. Introduction to Wellbore Positioning, 2012 En términos simples, el modelo de error empieza con un desajuste en la herramienta y luego evalúa como este error afecta en las lecturas del survey en términos de inclinación y azimuth. El modelo se propaga a todas las estaciones donde se toma el survey y los resultados finales se presentan en una elipse de incertidumbre, en metros o pies, dentro de la cual se espera que se encuentre el pozo actual a un nivel determinado de confianza. El modelo está destinado a ser aplicado para una amplia gama de herramientas de registro direccional e intenta dar buenas incertidumbres sin la necesidad de modelar cada variación de la herramienta o condiciones de funcionamiento. El modelo se aplica a surveys que se tomen bajo parámetros como:
Calibración periódica de la herramienta.
El intervalo en la toma de un surv survey ey con MWD no debe ser más de de 100 pies. Si el intervalo es mayor estrictamente el modelo no es aplicable
Tener en cuenta el ccampo ampo magnético total, gyro gyro Drift (deriva del gyro), campo total de la gravedad y el ángulo de inclinación magnética en cada lectura del survey.
Uso de ccollares ollares no magnéticos para los surveys surveys tomados ccon on MWD.
91
Para MWD, los surveys deben ser tomados en ambientes libres de interferencia magnética, en caso de estar sujetos a esta, el survey tomado no tendrá nada de confiabilidad. El modelo de error no intenta determinar la magnitud del error para cualquier survey tomado en interferencia magnética.
El modelo no cubre todas las variantes en el posicionamiento de pozos como el Gross Errors (Errores Gruesos). El ISCWSA no proporciona modelos de error certificados para herramientas específicas de registro direccional. Los documentos publicados por la ISCWSA sólo definen el proceso y las ecuaciones para trabajar a partir de un conjunto de parámetros del modelo de error para una estimación de incertidumbre de la posición. El modelo identifica una serie de error sources (fuentes de error) que son fenómenos físicos identificables que darán lugar a un error en el survey direccional que afectara la posición final del pozo. Cada fuente de error tiene un error code (código de error) que simplemente es una identificación para el tipo de error. Las fuentes de error también tienen un conjunto de weighting functions (funciones de ponderación) que son las ecuaciones que describen cómo los errores afectaran en las lecturas de profundidad medida, inclinación y azimuth del survey. Cada fuente de error también tendrá un propagation mode (modo de propagación) que define la forma en que se relaciona un survey con otro. Por ultimo para una herramienta de registros direccionales en particular cada fuente de error tiene un error magnitude (magnitud de error). El modelo de error ISCWSA puede ser aplicado para sistemas MWD y Gyros.
3.6.2.1. Modelo de Error ISCWSA para MWD El MWD se comprende de seis sensores, tres magnetómetros para medir el azimuth y tres acelerómetros que miden la inclinación. En busca de la mejor estimación en la incertidumbre posicional de la herramienta
con
respecto
al objetivo
resultaría
tentador diferenciar
minuciosamente entre tipos y modelos de herramientas, servicio de corrida,
92
diseño de BHAs, ubicación geográfica y otras variables; Técnicamente seria justificable pero no sería práctico para el trabajo diario. El tiempo necesario para obtener datos de pozos viejos, pozos planificados simplemente no está disponible. El modelo de error pretende ser representativo en la toma de surveys con un sistema MWD de acuerdo con los procedimientos de calidad estándar. El modelo que se presenta en SPE 67616 se basa en el estado actual de los conocimientos y la experiencia de varios expertos.
3.6.2.1.1. Fuentes de Error para el Modelo “Básico” MWD MWD Las fuentes de error MWD se establecieron inicialmente con referencia al SPE 67616 que identifico 34 fuentes de error físico; con investigaciones posteriores se desarrolló el SPE 95611 que finalmente definió 41 fuentes de error MWD.
Error en los Sensores.- Los Sensores MWD normalmente mostraran
pequeños desfases de rendimiento entre calibraciones. Expertos compararon los resultados de las calibraciones sucesivas de sus herramientas y se notó desfases en el bias, factor de escala, y desalineación para cada sensor.
Interferencia Magnética en el BHA.- La interferencia magnética
causada por el acero presente en el BHA puede estar dividida en forma axial (actúa paralelamente) y cross axial (actua perpendicularmente) al eje del pozo. -
Interferencia Axial.- Este tipo de interferencia está relacionada
con el campo magnético creado por la sarta de perforación que afectará a las lecturas realizadas por los magnetómetro del MWD. Expertos analizaron el valor eficaz (RMS) de interferencia magnética de varios BHAs y sugirieron un valor valor razonable estándar de 400 μWb μWb para cada componente de acero de la sarta de perforación. Este valor es útil para el diseño del BHA, pero no se puede utilizar para calcular la distancia mínima de espaciamiento no magnético en el cual podrían trabajar sin inconveniente los magnetómetros del MWD.
93
-
Interferencia Cross Axial.- Esta es indistinguible del bias del
magnetómetro. Después del análisis de varios surveys se observó que los valores anómalos del mismo se debieron a la presencia de hot spots, después de que fueron eliminadas las influencias de los hot spots se concluyó que este tipo de interferencia no hace un aporte significativo a las lecturas del survey.
Desalineamiento de la Herramienta.- El desalineamiento es un error
que se debe al no haber paralelismo entre el eje de la herramienta para lo toma de surveys y eje del centro del pozo que se está perforando. El error puede ser modelado como una combinación de dos fenómenos independientes el pandeo o hundimiento del BHA y el desalineamiento simétrico radial.
Incertidumbre del Campo Magnético.- Sólo el valor supuesto para la
declinación magnética afecta el azimuth calculado. Sin embargo, las correcciones convencionales para la interferencia axial requieren estimaciones del dip angle (inclinación magnética) y la intensidad de campo magnético, cualquier error en estas estimaciones, se producirá un error en el azimuth calculado. Un estudio realizado por el Servicio Geológico Británico y puesto en marcha por Baker Hughes INTEQ investigó el error probable en el uso de un modelo geomagnético global para estimar el campo magnético producido en el fondo del pozo. El campo geomagnético ha producido una variación en la magnetización de las rocas. Las variaciones son más significativas en áreas de mayor latitud como el Mar del Norte y donde las rocas volcánicas están más cerca de la superficie, en otras áreas donde se encuentran rocas sedimentarias la variación será mucho menor.
Errores de profundidad a lo largo del Pozo.- Los errores aleatorios y
sistemáticos producidos por el estiramiento de la tubería de perforación debido al peso de la BHA afectaran a los valores de profundidad medida.
94
3.6.2.1.2. Errores Omitidos por el Modelo “Básico” MWD MWD Existen algunos errores que afectan los surveys tomados con MWD que no han sido incluidos en el modelo básico de error se citan a continuación.
Electrónica y Resolución de la Herramienta.- El efecto total en
precisión causado por la limitación de la electrónica de la herramienta y la resolución de la herramienta del sistema de telemetría no es considerado significante. Estos errores tenderán a ser más aleatorios en intervalos largos del survey.
Interferencia magnética externa.- Ekseth discutió la influencia del
magnetismo restante en tuberías de revestimiento en surveys magnéticos. Esta fuente de error resulta difícil de cuantificar e incorporar en el software del modelo de error. Es por eso que es preferible manejar estos errores mediante la aplicación de procedimientos de calidad implementados por cada empresa proveedora de MWD para limitar su efecto.
Efecto de los intervalos de toma de Survey y su Método de Cálculo.-
El método que se presenta en este documento se basa en la suposición de que un vector de medida p libre de error llevará a un pozo sin errores a un vector de posición r. Si se utilizan las fórmulas de mínima curvatura para el cálculo de surveys, esta suposición sólo será verdadera cuando el recorrido del pozo entre estaciones sea un arco circular exacto. El error resultante puede ser significativo para una escasa información, pero probablemente puede ser insignificante, siempre que el intervalo de estación no exceda los 100 pies.
Errores Gruesos.- Cualquier intento de analizar exhaustivamente las
fuentes de error MWD debe reconocer la posibilidad de errores gruesos, a veces llamados errores humanos. Estos errores carecen de la predictibilidad y la uniformidad de los términos físicos discutidos anteriormente. Por tanto, están excluidos del modelo de error, con el supuesto de que se gestionen de forma adecuada a través de procesos y procedimientos de calidad.
95
3.6.2.2. Modelo de Error ISCWSA para Gyro El modelo descrito aquí se ha generado en respuesta a la demanda de un modelo único que se adapte a la amplia gama de sistemas giroscópicos y servicios disponibles en la industria petrolera. En los diferentes modos de funcionamiento del gyro estacionario y continuo el proceso por el cual se estima el azimuth es diferente. Para el modo estacionario, un conjunto completo y representativo de las fuentes de error para Gyro está incluido en el modelo actual ISCWSA MWD. Para el modo continuo, se propone un modelo mucho más simplificado que proporciona una representación suficiente de la propagación de errores.
3.6.2.2.1. Fuentes de Error para el Modelo Gyro
Errores en Inclinación.- Las fuentes de error que influyen en las
lecturas del acelerómetro, necesarias de mencionar en este modelo son:
Bias
Error de factor de escala
Falta de alineación del sensor
Además, en Gyros donde se utilicen menos de tres acelerómetros el vector de fuerza de gravedad local podrían ser un factor para inferir errores de inclinación. Este modelo asu asume me que el cálculo de la inclinación es el mismo en el modo estacionario y en el modo continuo.
Errores en Azimuth.- Errores en el giroscópico afectaran las
mediciones de azimuth, hay que tener en cuenta si el giroscopio está funcionando en modo gyrocompass o en modo continuo. Para el modo continuo existen más variables a considerar como el tiempo transcurrido en la corrida (deriva del gyro) o la raíz cuadrada del tiempo transcurrido (errores aleatorios de corrida).
96
Gyrodata ha establecido un Sistema interno de Calidad SQ 3 que consta de tres principios fundamentales, Calidad de los Sistemas, Calidad de los registros y Calidad de los Servicios. Para asegurar un registro direccional certificado y cumpliendo todos los estándares de calidad tenemos varios requisitos a cumplir. Fundamentalmente todos los test y correcciones necesarias y pertinentes a realizarse antes y después de cada trabajo son parte del punto Calidad de los Registros. El Anexo II detalla paso a paso todos los procedimientos internos que hace la empresa con el fin de garantizar un servicio de Calidad.
3.7. PRECISIÓN DE LOS SISTEMAS MWD Y GYRO La Tabla 2 presenta la precisión delos sensores de los dos sistemas. Las empresas MWD citan cifras ligeramente diferentes para la precisión, entre las más importantes están:
Tabla 2. Precisión de los sensores MWD y Gyro MWD MW D
North Seeking Gyro
Weath Weat her erffor ord d Sch Schllumber berge gerr Spe Sperrry Inclinación ± 0,20º ± 0,10º ± 0,20º Azimuth ± 1,00º ± 1,00º ± 1,50º
Tool face
± 2,00º
± 3,00º
± 2,80º
RGS - Gyrodata ± 0,05º ± 0,10º ± 0,05º
3.8. ANÁLISIS DE INCERTIDUMBRE POSICIONAL EN POZOS DIRECCIONALES DEL ORIENTE ECUATORIANO MEDIANTE LA UTILIZACIÓN DE SURVEYS TOMADOS CON SISTEMA MWD Y GYRO A continuación se presentara un análisis de incertidumbre posicional realizado a un pozo direccional ubicado en el Oriente ecuatoriano. Para este fin, se ha visto necesario la utilización de figuras y tablas para facilitar la visualización del
97
análisis. Por tema de confidencialidad con las compañías operadoras el pozo objeto de estudio tendrá el nombre genérico. Payamino 1D.
3.8.1. GEOLOGÍA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTE La Cuenca Oriente está en una posición de ante país, entre los Andes ecuatorianos y el escudo Guayanés, es parte del conjunto de cuencas subandinas de trans arco, el mismo que va desde Venezuela hasta Argentina tiene una extensión de 100000 Km 2. La Cuenca Oriente tiene una extensión de 37000 Km 2, está limitada al norte por el umbral saliente de Vaupes (Colombia), al sur por el arco de Contaya (Perú), al este por el escudo Guayano Brasileño y al oeste Cordillera de los Andes. En Colombia la cuenca toma el nombre de Cuenca de Putumayo, y en Perú como Cuenca de Marañón. (Ver Figura 72).
Figura 72. Localización Geográfica de la Cuenca Oriente Ecuatoriana Arroyo, A Evaluación técnica técnica de las configuraciones del sis sistema tema Fuente. Arroyo, rotatorio dirigible (Geo-PilotTM) de la compañía Halliburton para perforación de pozos horizontales en la Cuenca Oriente Ecuatoriana, 2013
98
La cuenca ha tenido influencia del Borde activo andino, que experimenta la subducción de la placa oceánica de Nazca bajo la placa continental sudamericana, y que ha tenido su incidencia al menos desde el Jurásico. Representa una cuenca asimétrica con un eje aproximado norte-sur y con la presencia de buzamientos marcados en el flanco oeste y suave en el flanco este. Se registran depósitos que van desde el Paleozoico hasta el Cuaternario, la profundidad de la cuenca aumenta estratégicamente de este a oeste y de norte a sur - suroeste. Por medio de esfuerzos transgresivos que están actuando desde el Cretácico y que han provocado la emersión de la Cordillera Real, se ha dado la estructuración de esta cuenca y la formación de ante país.
3.8.2. ESTRATIGRAFÍA GENERALIZADA DE LA CUENCA ORIENTE El basamento de la cuenca está constituido por rocas precámbricas metamórficas sobre las cuales se depositaron sedimentos Paleozoicos y Mesozoico Inferior de la plataforma Epicontinental (Formaciones Pumbuiza, Macuma, Santiago) durante varias transgresiones marinas. Las formaciones continentales del Mesozoico Superior (Formación Chapiza, miembro Misahualli), las cuales fueron sucedidas por una transgresión marina, durante la cual se depositaron sedimentos Cretácicos (Formaciones Hollín, Napo, Tena Inferior). Los sedimentos Cenozoicos (Formaciones Tena Superior, Tiyuyacu, Chalcana, Orteguaza, Arajuno, Chambira, Mesa y Mera) provenían del oeste de la cuenca, llegando a un espesor de 1500 a 2000 metros (Plataforma Tiputini), y de 2500 a 4000 metros en el centro de la cuenca. Es evidente que el periodo más importante de depositación para la generación y acumulación de hidrocarburos en la cuenca fue durante el Cretácico, en la
cual las estructuras predominantes para el entrampamiento de los 99
hidrocarburos constituyen anticlinales, generalmente limitados por fallas, que les dan el carácter de trampas estructurales combinadas. Las zonas de interés netamente económicas en la actualidad están referidas al ciclo deposicional del Cretáceo, debido a que la producción de petróleo se da en las areniscas de las formaciones: Hollín, Napo, y marginalmente de la formación Tena y hay la posibilidad de depósitos de gas en formaciones Pérmico – Carboníferas. – Carboníferas. (Ver Figura 73).
100
Figura 73. Columna Estratigráfica de la Cuenca Oriente Ecuatoriana Fuente. Uquillas, G. Estudio de los problemas operacionales durante la perforación de los pozos horizontales de tres campos del Oriente Ecuatoriano
101
3.8.3. CASO DE ESTUDIO: CONTROL POSICIONAL DEL POZO PAYAMINO 1D Este análisis se fundamenta en la comparación entre surveys tomados con el sistema MWD y el Sistema Gyro. La obtención del Gyro Survey se lo realizó con un gyro de un solo giroscopio de doble eje que tiene la capacidad de funcionar en modalidad Continuo y tomar lecturas pie a pie a partir de una inclinación mayor a 15º, a inclinaciones menores la herramienta trabajara en Gyrocompass y las lecturas registradas serán a intervalos de profundidad requeridos por el cliente, en este caso fue cada 100 pies. Por otra parte, el MWD Survey es registrado después de cada parada de perforación (90 a 100 pies) que es cuando la sarta se encontrara estática o estacionaria.
3.8.3.1. Comparación entre MWD Survey y Gyro Survey La comparación de surveys tomados con diferentes tipos de sistema es la herramienta principal para definir cual ofrece una posicionalidad más precisa y confiable del pozo. Con una confiable posicionalidad se garantizan mejores ubicaciones de los pozos que a futuro van a ser perforados, exactitud en el objetivo geológico planteado esto es importantísimo cuando se tiene pozos horizontales ya que si no se tiene un land point en la zona saturada de hidrocarburo hay gran probabilidad de tener un pozo seco, producción temprana de agua e incluso llegar por debajo del contacto agua-petróleo y dar con el acuífero lo cual económicamente sería catastrófico por la inversión que significa perforar este tipo de pozos. Una confiable posicionalidad correlacionará la data proporcionada por registros
eléctricos y definirá mejor los topes y bases de las formaciones de interés. 102
Para determinar qué sistema presenta una posicionalidad más confiable del pozo PAYAMINO 1D será necesario utilizar el Fld_Apps Software de Gyrodata para graficar los perfiles que sean necesarios. La Figura 74 es un T-plot que grafica azimuth e inclinación vs MD de los dos surveys MWD y Gyro. Para un mejor análisis las datas fueron sobre puestas una con otra.
103
Figura 74. T-Plot, 74. T-Plot, Azimuth e Inclinación vs Profundidad Medida Medida – – POZO POZO PAYAMINO 1D Fuente. Fld_Apps Fuente. Fld_Apps Software, Carrillo, C. 2013 104
De la figura anterior se observa que el Gyro Survey define un mejor perfil a partir de los 15º de inclinación lo que no sucede con el MWD Survey. Hay que tener en cuenta que los dos survey hicieron correcciones al Norte de Grilla aunque en principio el Gyro tomo sus lecturas en referencia al Norte Verdadero y el MWD en referencia al Norte Magnético. En una escala de cada 1000 pies en MD la data del MWD casi se ajusta con la data del Gyro. Esto se distinguirá mejor cuando se seleccionen diferentes tramos o zonas y se las amplié. Las Figuras 75, 76 corresponden a la Zona A en el intervalo de 3000 a 4000 pies, las Figuras 77, 78 a la Zona B en el intervalo de 5000 a 6000 pies y por último las Figuras 79, 80 a la Zona C en el intervalo de 8000 a 9000 pies.
Figura 75. Azimuth vs Profundidad Medida, (ZONA A) Intervalo 3000 a 4000 pies – POZO pies – POZO PAYAMINO 1D Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013
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Figura 76. Inclinación vs Profundidad Medida, (ZONA A) Intervalo 3000 a 4000
pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D
Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013
Figura 77. Azimuth vs Profundidad Medida, (ZONA B) Intervalo 5000 a 6000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D
Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013
106
Figura 78. Inclinación vs Profundidad Medida, (ZONA B) Intervalo 5000 a 6000
pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D
Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013
Figura 79. Azimuth vs Profundidad Medida, (ZONA C) Intervalo 8000 a 9000 pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D
Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013
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Figura 80. Inclinación vs Profundidad Medida, (ZONA C) Intervalo 8000 a 9000
pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D
Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013 Las 6 figuras anteriores tienen una escala de 100 pies en MD en las 3 zonas. En azimuth vs MD las dos datas MWD y Gyro se ajustan bien, sin embargo en inclinación vs MD hay un rango de diferencia de 0,2º. Acentuando en la comparación de las lecturas proporcionadas por las dos herramientas, la Figura 81 toma el intervalo de 7720 a 7820 pies MD.
108
Figura 81. Azimuth e Inclinación vs Profundidad Medida, Intervalo 7720 a 7820
pies – pies – POZO POZO PAYAMINO 1D
Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013 De la figura anterior se observa que el sistema MWD tomó dos lecturas a 7723 pies y en 7818 pies, en este intervalo de 95 pies el sistema no produjo ninguna otra lectura lo que significa que solo podría trazarse una recta como tendencia. Lo contrario a lo que muestra el Gyro que es un perfil pie a pies claramente definido. Las diferencias en las medidas directas de azimuth e inclinación de los dos surveys incidirán en los cálculos TVD, sección vertical, northing, easting, y otras variables. Por eso, lo que sigue es trazar t razar los gráficos más utilizados en un programa de perforación TVD vs Sección Vertical y Northing vs Easting, para determinar las diferencias finales de los dos sistemas. La Figura 82, grafica TVD vs Sección Vertical de las dos datas.
109
Figura 82. TVD vs Sección Vertical - POZO PAYAMINO 1D Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013 En la figura anterior se observa un ajuste casi perfecto entre las dos datas por lo que no se distinguen diferencias en TVD y sección vertical. Por tal circunstancia se ampliara la escala justo en el TD del pozo permitiéndonos identificar mejor alguna diferencia existente. (Ver Figura 83).
110
Figura 83. TVD vs Sección Vertical POZO PAYAMINO 1D, Ampliación en TD Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013 Ahora bien, las dos herramientas registraron una misma profundidad medida MD de 10220 ft. Con la ampliación de la escala en TD se observa que el TVD del gyro está 10 ft abajo del TVD del MWD (Gyro survey= 9523 ft, MWD survey= 9513 ft) y el desplazamiento en la sección vertical tiene una diferencia de 23 ft (Gyro survey= 3376 ft, MWD survey= 3399 ft). Continuando con la comparación de surveys se procede a trazar el gráfico Northing vs Easting del pozo. (Ver Figura 84).
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Figura 84. Northing 84. Northing vs Easting - POZO PAYAMINO 1D 1D Fuente. Carrillo, Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013 112
De la figura anterior se observa que en algunos tramos la diferencia es muy notable entre las dos datas. Ahora se ampliara la escala en el TD del pozo permitiéndonos identificar mejor alguna diferencia existente. (Ver Figura 85).
Figura 85. Northing vs Easting - POZO PAYAMINO 1D, Ampliación en TD Fuente. Carrillo, C. Fld_Apps Software, 2013 A la misma profundidad medida MD de 10220 ft. Con la ampliación de la escala en TD se observa que el Northing del gyro está 25 ft abajo del Northing del MWD (Gyro survey= 3375 ft, MWD survey= 3400 ft) y el easting tiene una diferencia de 5 ft (Gyro survey= 42.5 ft, MWD MW D survey= 47.5 ft).
113
CAPITULO IV 4. ANÁLISIS DE RESULTADOS En este capítulo se revisará teoría exclusiva del Sistema Gyro While Drilling (GWDTM), string, pruebas de funcionamiento de la Herramienta y comparación técnico-económica con el Sistema Convencional en dos casos de Estudio.
4.1. GYRO GUIDE, GYRO WHILE DRILLING (GWDTM) El último desarrollo tecnológico de Gyrodata es incorporar Gyros dentro de la sarta direccional; obteniendo la exactitud del gyro durante la perforación en tiempo real. El Gyro es acoplado al sistema MWD de la compañía direccional y trasmite su información a superficie usando el sistema de transmisión por pulsos, a través del lodo de perforación. Esta tecnología permite ahorros sustanciales a las operadoras, porque no requiere el uso de unidad wireline para la transmisión de la información en tiempo real, que conlleva a tiempo de taladro. Su principal aplicación es en locaciones donde se encuentran varios pozos perforados, pozos de alivio y otros casos de interferencia magnética.
4.1.1. EVOLUCIÓN DEL SISTEMA GWDTM El primer sistema GWD introducido por Gyrodata tuvo la limitante que se podía correr solo hasta 20º de inclinación. A pesar de trabajar con diligencia para mejorar las limitaciones de inclinación, en el año 2010 se introdujo el GWD40 TM a través de sofisticadas técnicas de programación. A principios del año 2011, el nuevo MXY GyroTM se desarrolló internamente para mayor precisión, estabilidad, resistencia a los golpes y la capacidad de trabajar a mayores inclinaciones. Esta fue la tecnología de punta que llevo a la
alta inclinación del GWD. 114
El MXY GyroTM se corrió por primera vez en un sistema GWD prototipo, este proyecto de perforación se llevó a cabo en Canadá logrando un rendimiento fiable a 70º de inclinación. A mediados del 2011, el GWD 70TM era totalmente comercial, aceptado como guía de alta precisión en el posicionamiento de pozos. ElTMperfeccionamiento del sistema culminaron con la introducción del GWD 90 a mediados del año 2013. La Figura 86 es un esquema de la evolución del Sistema GWD.
Figura 86. Evolución del Sistema GWD de Gyrodata Fuente. Sánchez, L. Introducción del Sistema GWDTM 4.1.2. CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA GWDTM
North Se Seeking eking Gy Gyro ro integrado en el BHA Dire Direccional. ccional.
Compatibilidad con el sistema M MWD WD de otras compañías (Schlumberg (Schlumberger, er, Halliburton, Baker Hughes, Weatherford, Gyrodata, Pathfinder, XXT inc) para la transmisión del survey a superficie.
115
Puede trabajar en cconjunto onjunto con sistemas sistemas Logging While Drilling (LWD) y Rotary Steerable.
El Monel o Colla Collarr que lleva dentro el GWD puede puede ser coloc colocado ado en cualq cualquier uier parte del BHA según el requerimiento del cliente, por ejemplo arriba o abajo
del Monel del MWD. Giroscopio y Acelerómetro más robustos para resistir golpes propios de un una a operación de perforación.
4.1.3. APLICACIONES DEL SISTEMA GWDTM
Anti-Colisión.- Orientación continúa en ambientes de
interferencia
magnética, especialmente en locaciones donde se tiene gran número de pozos perforados y se necesita un alto control posicional a intervalos cortos
de profundidad. Whipstock Orientación.- Orientación continúa desde la vertical o en ambiente magnético para re-entradas o Sidetracks.
Intercepción de Poz Pozos.os.- Perforacion de Pozos de aliv alivio. io.
Memory Multish Multishot.ot.- Simula una corrida corrida con el Sistema Drop Gyro RGS-DP® (Sistema de Caída Libre), tomando surveys en cada conexión en el viaje de salida.
4.1.4. BENEFICIOS DEL SISTEMA GWDTM
Detección de Errores Gruesos (Gross Errors) comparando los su surveys rveys del sistema MWD y los surveys del sistema GWD.
Análisis de Incertidumbre posici posicional onal con la comparación de surveys MWD y GWD en tiempo real.
Survey Giros Giroscópico cópico en cada conex conexión, ión, o a la profundidad reque requerida. rida.
Surveys más cerca cerca a la broca.
Gravity Toolface e inclinación continúa para d deslizar. eslizar.
Ahorro de Tiempo de Operación.
Operaciones de Perforacion más Seguras.
116
4.1.5. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DEL SISTEMA GWDTM La Tabla 3 son las l as especificaciones técnicas del GWD en sus variaciones de 40, 70 y 90º de inclinación.
Tabla 3. Especificaciones Técnicas – Técnicas – GWD GWDTM GWD 40TM GWD 40 Sensors
GWD 70 GWD 70TM
GWD 90 GWD 90TM
3 axes rate gyro / 3 axes rate gyro / 3 axes rate gyro / accelerometer sensors accelerometer sensors accelerometer sensors
System Accuracy Azimuth Azimuth Inclination Gravity / High Side Toolface Gyro Toolface
+/- 1º
+ /- 1º
+/- 1º
+/ - 0.1º
+ /- 0.1º
+/- 0.1º
+/ - 0.1º
+ /- 0.1º
+/- 0.1º
+/- 1º
+ /- 1º
40º 2 min
70º 2 m in
+/- 1º No limit
1 7/8 inc hes
1 7/ 8 inc hes
1 7/8 inches
47,625 mm
47,625 mm
47,625 mm
20000 PSI
20000 PSI
20000 PSI
150ºC / 300ºF
150ºC / 300ºF
150ºC / 300ºF
Max. Inclination Pumps off surveying time Probe OD Pressure Rating Temperature Rating* Rating*
2 m in
*Temperature rating has no time constraints
4.2. CONFIGURACIÓN DE LA HERRAMIENTA GWD, GYRO PULSE DE SCHLUMBERGER Configuración de la Sonda GWD empezando desde la parte inferior (fondo de pozo):
Orientation Sub (Motor Assembly) / Feed through orienting sub (Rotary Steerable Assembly) – Assembly) – provisto provisto por Schlumberger.
Barril de la Gyro Section.
Barril de la Data Section.
Barril de la Power Section.
Modem Section Section – – Específico Específico para Schlumberger provisto por Gyrodata.
Multi-pin battery bull plug.
Barril de Ba Batería tería (Batería de Litio)
Bellville X-Over X-Over – – Conectado Conectado al Belleville. Bellville – provisto Bellville – provisto por Schlumberger
117
A continuación se describe describe la función de cada part parte e por separado.
Bellville Stack (Bellville & Bellville X-Over) – – Schlumberger.- El
Bellville de la izquierda (Figura 87) tiene en su parte izquierda una conexión para poder comunicarse con el PowerPulse / Telescope MWD, el lado derecho del Bellville tiene la función hacer compresión con el flask del GyroPulse dentro del monel del GWD. El Bellville X-Over en su derecha tiene un brass pin de 7 mm el cual es conectado directamente con el barril de la batería de litio.
Figura 87. Bellville Stack (Bellville & Bellville X-Over) Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013
Barril de Batería.- El multi-pin battery es específico para Schlumberger,
se utiliza una batería de litio la cual produce un voltaje de salida de 21.6 V que se necesita para la toma del survey, antes de la operación las baterías necesitan ser daspasivadas por un despasivador para eliminar la capa de pasivación que se forma sobre las celdas de litio con el tiempo. (Ver Figura 88).
Figura 88. Batería de Litio 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse Operations Manual, 2013
118
Cumpliendo con los estándares de calidad internos y guardando la integridad física del personal involucrado, El Anexo III presenta el MATERAIL SAFETY DATA SHEET (MSDS) o en español Hoja de datos de seguridad del material. Además. Gyrodata tiene un Plan de Acción con Baterías de Litio donde se tienen los procedimientos a realizarse en caso de cualquier percance en la manipulación de la batería.
Battery Bull plug Multi Conducting.- El multi conducting bull plug debe
ser usado para todos los trabajos, va ubicado entre la modem section y el barril de batería. (Ver Figura 89).
Figura 89. Battery Bull plug Multi Conducting GyroPulse Operations Manual, 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse
Modem Section.- El módem también conocido como LTB (Low Power
Tool Bus), proporciona la interfaz entre la herramienta GWD y MWD. (Ver Figura 90).
Figura 90. Modem Section
Fuente. GWD
GyroPulse Operations Manual, 2013 2013 119
Power Section.- El principal trabajo es el de regular la energía a través
de la herramienta, realiza el procesamiento y mantiene la comunicación en el fondo del pozo. (Ver Figura 91).
Dispone de 4 tarjetas: una tarjeta de 60V que alberga el suministro ininterrumpido de energía que alimenta el tablero de comunicaciones y el módem tan pronto como la batería es conectada, una tarjeta reguladora de 5V y 15V que toma los 60V y los regula para producir +5V, -5V, +15V, -15V, una tarjeta de comunicación que permite comunicarse con los diferentes clientes de MWD y proporciona comunicación entre la tarjeta procesadora y el modem. La tarjeta procesadora tiene una capacidad de memoria de 800 disparos GWD incluyendo un máximo de 17 steering shot por cada survey en Modo Gyrocompass.
Figura 91. Power Section Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013
Data Section.- Dispone de algunas tarjetas como: una tarjeta A/D que
controla los parámetros del Gyro como el spin (giro), incodex y el heater (temperatura) cuando se conecta con el modem wireline, la tarjeta SEIC que contiene el hardware para accionar el motor del spin, incodex, y heater de la herramienta, una tarjeta X/Y que ofrece la electrónica para controlar el Gyro en X/Y, una tarjeta U/V que proporciona la electrónica para controlar el Gyro en U/V siendo U el eje Z. (Ver Figura 92). Los surveys multi shots de salida son guardados en la tarjeta A/D de la data
section, la capacidad de memoria es de 8190 lecturas o disparos. 120
Figura 92. Data Section Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013
Sensor Section o Gyro Section.- La Gyro Section contiene 2
giroscopios de doble eje, un giroscopio X/Y proporciona surveys estacionarios en modo Gyrocompass y un giroscopio U/V proporciona gyro toolface continuo o también conocido como inercial toolface. La Gyro Section también viene incorporada con un paquete de 3 acelerómetros de un solo eje que determinarán inclinación y gravity toolface tanto para lecturas estacionarias y continúas. Sólo los ejes X/Y del paquete de acelerómetros se utilizan para la inclinación continua y el gravity toolface, la adición del giroscopio en el eje Z (conocido también como eje U del Giroscopio U/V) permite que una lectura "verdadera" inercial toolface sea medida por la "tasa de cambio" alrededor del eje Z del giroscopio. La herramienta opera en modo continuo (sin indexación), ind exación), y cualquier cambio en la posición del gyro toolface es medido con precisión por una tasa de cambio alrededor del eje Z del giroscopio, de igual manera en modo continuo los cambios de inclinación y azimuth se determinaran por las tasas de cambio alrededor de los ejes X/Y del giroscopio. (Ver Figura 93). Las salidas Gx y Gy (primer giroscopio) proporcionan el survey estacionario en el modo Gyrocompass. La salida Gz (segundo giroscopio) proporciona las lecturas continuas de ITF (inertial toolface). Se utiliza el ITF del Gyrocompass como una posición de partida durante el período de bias collection hasta que la herramienta se inicialice en modo steering. La lectura Gz está sujeta a la deriva es así que solo se puede mantener un
gyro toolface (ITF) preciso por un tiempo limitado. La cantidad de deriva se 121
verá afectada por la cantidad de golpes y vibraciones que reciba la herramienta y por una alta duración de tiempo deslizando. La precisión del sensor de la herramienta GWD™ es 1 grado en azimuth azimuth e inercial toolface, 0,1º para inclinación estacionaria y 0,2º en inclinación continua.
Figura 93. Gyro Section GyroPulse Operations Manual, 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse
Orienting Sub.- El lado derecho del Orienting sub tiene un lado plano
que se utiliza como una referencia en la alineación de la herramienta GWD en el housing interior (GyroPulse flask). Esta herramienta es proporcionada por Schlumberger. (Ver Figura 94).
Figura 94. Orienting Sub Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013
Collar GyroPulse y Flask.- El GyroPulse es un collar diseñado por
Schlumberger con un chasis amortiguador de impactos para proteger el GWD. (Ver Figura 95).El Flask es encajado en el Collar GyroPulse antes de bajar la herramienta en el pozo. (Ver Figura 96).
122
Figura 95. Collar GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse
Figura 96. Flask Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013 La Figura 97 muestra cómo está ensamblada toda la herramienta GWD de 1⅞” 1 ⅞” dentro del Collar GyroPulse de 9 ½” OD.
123
GW D™ Figura 97. 9 ½” O.D. Schlumberger Drill Collar con 1 ⅞” GWD™
Fuente. GWD
GyroPulse Operations Manual, 2013 GyroPulse 124
4.3. PROCEDIMIENTO OPERATIVO DEL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING (GWDTM) Como se mencionó antes el Sistema GWD necesita del sistema de telemetría que tiene la herramienta MWD para la transmisión del survey a superficie. Es así que, Gyrodata en conjunto con la mayoría de compañías direccionales trabajaron para que el sistema GWD sea compatible con la capacidad tecnológica y operativa del Sistema MWD de cada una. El procedimiento de corrida y principio de funcionamiento es muy similar con todas las compañías direccionales lo que cambia principalmente es su manera de conectarse al sistema MWD y como se encuentra ubicado el GWD dentro del monel proporcionado por la compañía direccional. Hay que tener en cuenta que las compañías direccionales utilizan un nombre comercial de la tecnología GWD, Por ejemplo, Schlumberger (GyroPulse GWD™), Halliburton (Evader ® MWD Gyro Service), Weatherford (TrendLine SM Gyro While Drilling Service) y Baker Hughes (GyroTrak™ MWD). En nuestro país con la compañía que más se ha corrido el Sistema GWD es con la compañía Schlumberger. Por tal motivo a continuación se puntualiza el procedimiento operativo con esta empresa.
4.3.1. PRUEBAS DE LA HERRAMIENTA EN BASE (BASE TEST) Y PARA SALIR DE LA BASE (OUTGOING SYSTEM TEST, OST) Antes de que las herramientas se envíen a la locación donde se va a realizar el trabajo estas son probadas en base y luego transportadas a la base de Schlumberger con el fin de probar compatibilidad y funcionalidad de las dos herramientas la primaria y la de respaldo (back-up). Dentro de las pruebas que se realizan a la herramienta en la Base están:
125
True Highside check.- Es necesario alinear la herramienta GWD a su
True Highside para verificar que los amortiguadores de choque no están dañados.
Si la marca exterior no está presente, una marca interior puede utilizarse para hacer referencia al high side de la herramienta y así confirmar 0º de gravity toolface con una tolerancia de +/- 5º con el soporte del software Fld Apps. Si la lectura de cero gravity toolface es diferente de la marca en el barril, es un indicador de que el amortiguador de choque está dañado por sobre torque. La marca en la parte superior del barril del gyro es la referencia principal del True highside en el momento del test. Si la marca comienza a desaparecer, se volverá a dibujar la marca en la parte superior de la original. Por otra parte, la marca interna se encuentra dentro de la parte inferior del gyro donde el multi pin conductor es colocado. (Ver Figura 98).
Figura 98. Marca Exterior e Interior en el Barril del Gyro Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013
Roll Test.- Este tipo de prueba se la realiza dentro del Outgoing System
Test (OST), así como en el sitio de perforación antes y después de correr la herramienta. En ambos casos, actúan como una verificación de la herramienta contra su calibración. (Ver Figura 99).
126
Figura 99. Roll Test para GWD en la Base Fuente. Carrillo, C. 2013 El roll test se utiliza para proporcionar una verificación del estado actual de la herramienta antes de correrse en pozo y también sirve como entrada para el procesamiento del survey. Por lo tanto, es vital asegurar que el pre-job roll test sea válido o bueno. Para esto el roll test es un medio calificativo del desbalance de masa del giroscopio, los bias del giroscopio, el ruido percibido y el funcionamiento de los acelerómetros; variables indispensables que necesitan estar dentro de las tolerancias dispuestas por la empresa para que la herramienta proporcione un survey confiable.
El roll test para una herramienta GWD tiene los siguientes pasos: 127
Colocar la Gyro Secti Section on a una inclinación inclinación de 90º.
Cargar la calibrac calibración ión actualizada para la herramienta que se va a realizar realizar el Roll test.
Esperar que el Gy Gyro ro llegue a la temperatura de calibración espera esperada da en el
pozo. Alinear el toolface d de e la herramienta a 0º.
El roll test tiene una secuencia d de e tomar 2 estaciones est estables ables al girar la Gyro Section en 0, 30, 60, 90, 120, 150, 180, 210, 240, 270, 300, 330, 360, 45, 225, y 270º con una dirección de la herramienta hacia el Este y después al Oeste o viceversa.
Terminado el Roll test el Fld App genera un archivo txt. El ccual ual calificara el funcionamiento de Gyro.
Vertical Steering Test (VST).- Para garantizar la funcionalidad del giroscopio del eje Z, se realiza una prueba de verticalidad con el sensor a una inclinación menor a 5º utilizando el soporte VST que se ve en la Figura 100.
Figura 100. Soporte VST 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse Operations Manual, 2013 Durante el VST la herramienta se gira a través de los 4 cuadrantes comprobando el inertial toolface (ITF) con el gyrocompass survey. Este test no proporciona una lectura exacta de la cantidad de deriva que la herramienta
podría experimentar, pero identificará si hay una deriva considerable y posibles 128
errores en la herramienta. El VST se lo realiza con el software GWD Multi Vendor de Gyrodata.
Function Test.- Esta prueba consiste en verificar la funcionalidad de la
memoria de la herramienta para los surveys del GWD, surveys de salida en modo batería y el registro de eventos. La comprobación previa al trabajo también permite una verificación final de la información importante programada en la herramienta como: firmware check, calibración de la herramienta, Latitud, Toolface offset, dMBO y dgx/dgy, Survey Delay, mode type, outrun battery enabled, dER tolerance. (Ver Figura 101).
Figura 101. Ajustes Pre-job de la Herramienta GWD Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013 Una vez que la herramienta se está corriendo en el pozo estos ajustes no se pueden cambiar hasta que la herramienta salga a superficie y la herramienta sea conectada a la command box. Dentro de la prueba VST al final se tiene el Rotary Shutdown Test que asegura
el apagado de la herramienta cuando se experimenta una velocidad de 200 129
deg/s o 33 rpm aproximadamente esto cuando se está rotando al momento de la perforación. La prueba se realiza mediante la rotación de la gyro section dentro del soporte VST hasta que el giroscopio del eje z llega al límite de saturación. En la pantalla steering el nivel de saturación aumentará de 5% a >15% y, finalmente, en Rotational Shutdown. (Ver Figura 102).
Figura 102. Rotary Shutdown Test Fuente. Carrillo, C. GWD Multi Vendor Software, 2013 4.3.2. PRUEBA EN EL COLLAR (IN-COLLAR TEST) Y PRUEBA DEL SISTEMA
(SYSTEMS
TEST)
EN
LA
BASE
DE
LA
COMPAÑIA
DIRECCIONAL
In-Collar Test.- Una vez realizadas las pruebas en la base, el equipo
GWD es trasladado a la base de la compañía direccional, en este caso Schlumberger. Aquí se procederá a armar la sonda del GWD para su posterior colocación dentro del collar asignado. Para la inserción del GWD dentro del collar, Schlumberger dispone de un kit de herramientas especiales y destinadas para esta operación. (Ver Figura 103).
130
Figura 103. In-Collar test en la Base de Schlumberger Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013
System Test.- Después de colocar el GWD dentro del Collar, el técnico
de Schlumberger se conectará a la herramienta MWD, LWD (si es el caso) y a la herramienta GWD en conjunto con el fin de realizar una prueba de comunicación entre las herramientas. El System test garantizara la compatibilidad entre las herramientas. La pantalla de la Figura 104, muestra la pantalla de demodulación Schlumberger la cual proporcionará la información enviada de la herramienta por medio del sistema de telemetría. La primera columna (en azul) contiene información del MWD, la segunda columna (en verde) contiene la información estacionaria del GWD.
131
Figura 104. Pantalla de Demodulación MWD de Schlumberger Fuente. Carrillo, C. HSPM Demodulation Software, SLB, 2013 Para continuar con la prueba se toma un survey mediante la simulación de un ciclo de bombas "pumps ON" para activar la herramienta GWD y luego un "pumps OFF" para completar la toma del survey. Una vez tomado el survey en la pantalla de demodulación aparecerán dos números decodificados Stat1 y Stat2, estos son ingresados en el software Multi Vendor para confirmar la calidad del survey tomado por el GWD. El Multi Vendor debe indicar un Stationary Data Quality bueno o marginal. Un Quality Control (QC) bueno o marginal, para lo cual el GC Count debe ser diferente de 203 o 213. El Steering Data Quality no debe estar saturado. La Figura 105 muestra la calidad del survey, después de decodificar los Stat words durante las pruebas en la base de Schlumberger.
132
Figura 105. Control de Parámetros en el System Test Fuente. Carrillo, C. GWD Multi Vendor Software, 2013 Por último, con el uso de una llave de cadena se girara el collar para verificar el gravity toolface continuo en relación al scribe line del collar. (Ver Figura 106).
Figura 106. Scribe Mark (Marca en el Collar) GyroPulse Operations Manual, 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse
133
4.3.3. PROCEDIMIENTO DE CORRIDA DEL GWD™ GYROPULSE EN LA ETAPA DE PERFORACIÓN Para que la operación sea exitosa, es esencial que los ingenieros en el pozo mantengan una buena comunicación con todo el personal involucrado en la operación. Se llevará a cabo una junta previa a la operación entre el personal de GYRODATA, SCHLUMBERGER y la COMPAÑÍA OPERADORA con el fin de discutir los procedimientos de operación del GWD. A continuación se describe paso a paso el procedimiento operativo del Sistema GWD en la etapa de perforación con Schlumberger: 1.
Al llegar al sitio del pozo el ingeniero de Gyrodata confirmará la latitud
del pozo e instalara su laptop, confirmara el suministro de energía para realizar las pruebas en superficie (Roll test y VST) de las herramientas GWD primaria y de back-up. 2.
El GWD será la herramienta principal para los surveys direccionales, la
herramienta Gyro con servicio de Orientación (RGS-OR) se usará como opción de contingencia. Hasta cierta profundidad no se podrá utilizar el GWD puesto que el galonaje mínimo requerido para que empiece a pulsar la herramienta MWD y transmita la información de las dos herramientas (MWD & GWD) a superficie estará restringido por posibles fracturas a la formación en la parte superficial. Si es este el caso los surveys que se tomen en la sección superficial se lo harán con Gyro Convencional y unidad wireline. 3.
Durante las pruebas en superficie, la funcionalidad del steering será
verificada y un offset o corrección será aplicado a la herramienta con respecto al Highside Toolface del orienting sub. Una prueba adicional se realizará para mostrar el correcto funcionamiento de la herramienta con la utilización de la
batería de litio. 134
4.
Al terminar la prueba de superficie del GWD se apaga la herramienta (se
pone en modo Stand By) y se inserta en el collar de Schlumberger. (Ver Figura 107).
Figura 107. Collar de Schlumberger para GWD GW D en la Locación Fuente. Carrillo, C. 2013 Se realiza la prueba de funcionalidad para confirmar la comunicación de la herramienta a través del Extender-DH y se correlaciona el toolface de la herramienta con la marca en el collar. A partir de este punto, el collar ya estará listo para ser levantado e integrado al BHA. 5.
Durante el armado del BHA los toolface offsets, del GWD al motor y del
MWD al motor serán medidos y registrados. La medición se la realizará y verificara de forma independiente a la del Perforador Direccional. 6.
Desempeñar la prueba superficial de comunicación (Shallow Hole Test)
entre las herramientas GWD y MWD, con el fin de despertar la herramienta y a su vez ejecutar un ciclo completo de survey para la obtención de un survey bueno. Después de que el survey ha sido demodulado (Figura 108), en la pantalla del MWD se tendrá los datos del survey GWD así como los dos números
135
StatWords que serán ingresados manualmente en el Software Multi Vendor (Figura 109) para decodificar los valores y determinar si el survey es aceptado.
Figura 108. StatWords para la aceptación del Survey GWD GyroPulse Operations Manual, 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse
Figura 109. Ingreso Manual de los StatWords en el Software Multi Vendor Fuente. GWD™ GyroPulse Operations Manual, 2013 2013 136
7.
Antes de perforar la sección se debe realizar un chequeo de GROSS
ERROR contra un survey anterior (Gyro Multi shot). Solo aplica si la inclinación es mayor a 2º.
8. Bajar sarta de acuerdo al programa. En el punto donde se requiera un survey de GWD™ o se planee deslizar con GyroTF/ITF, se ejecutará el ciclo de survey. 9.
En el caso que se haya rotado la sarta antes de la toma de survey, la
rotación será suspendida y las bombas de lodo serán apagadas1min, luego se prenderán bombas 1 min y se volverán a apagar con la sarta estática por 1½ min si se requiere solo azimuth e inclinación, y por 2½ minutos incluido los 15 seg de survey delay) si se necesita inertial toolface (ITF) para la orientación del motor. Después de completado este periodo las bombas se encenderán para transmitir a superficie la información por medio del MWD 1½ min, validar la calidad del survey y continuar la perforación. La Figura 110 muestra el ciclo que realiza el GWD para a toma de surveys.
Figura 110. Ciclo para la toma del Survey del GWD GyroPulse Operations Manual, 2013 Fuente. GWD™ GyroPulse
137
10.
Después de la toma toma del survey si sse e vva a a continuar rotando se lo hará
normalmente, pero si el perforador direccional desea deslizar, las actualizaciones de toolface (TF) serán enviadas a la pantalla de la mesa rotaria en intervalos de 5 segundos. 11.
En el caso de que se experimente choque y/o vibración fuerte y el nivel
de saturación de la herramienta sea más del 5%, el ingeniero le informará al Direccional para que marque una línea en la tubería como referencia del Toolface. Se debe re-iniciar (refrescar) el TF de la herramienta después de cada 45 - 60 min (max) de deslizamiento. Cuando se experimente un 5% de saturación, el deslizamiento puede continuar por un periodo corto de tiempo 10 - 15 min. Si se trata de un pozo con alto índice de colisión, se debe parar y dar un ciclo de bombas para re-iniciar y asegurar la precisión del ITF. Cuando se experimenta un 10% o más de saturación, se debe parar inmediatamente y dar un ciclo de bombas. La deriva/desvío (drift) en este punto puede ser muy alto. 12.
En caso de que se haya deslizado, previo al survey GWD se requiere
apagar las bombas por 2½ min y que la sarta permanezca sin movimiento para que la herramienta GWD realice su ciclo de survey. Seguido a este intervalo se encienden bombas para transmitir la información a superficie por medio del MWD, validar la calidad del survey y continuar la perforación. Si la calidad del survey es malo, el proceso tendrá que repetirse. 13.
En caso de ya no ser necesario utilizar el ITF/Gyro ITF/GyroTF TF (Inertial TF) si no
que se usara el GTF (Gravity TF) del MWD. El tiempo para el survey girocompás del GWD con bombas apagadas y sarta estática será de 1½ min. En el caso en que la perforación rotatoria preceda un survey del GWD, la rotación parara y se dará un ciclo de bombas para sacar a la herramienta de su modo Rotary Shutdown antes de realizar el ciclo de surveys surveys de 1½ min.
14.
El GWD se llevarán a cabo para satisfacer los requerimientos de surveys
hasta que el sistema MWD esté libre de interferencia magnética. 138
El ingeniero de GWD realizará un monitoreo de los controles de calidad (status words) durante la recolección del survey e informara al Perforador Direccional el nivel de confianza. En el caso de que el survey tomado no sea confiable según el proceso especifico de aceptación de survey, la toma se repetirá para confirmar resultados. Todos los surveys deben ser presentados directamente por el ingeniero de Gyrodata confirmando el survey de GWD. 15.
Después de salir de la zona de interferencia magnética en conjunto con
el ingeniero MWD y el Perforador direccional se decidirá dejar de tomar surveys con el GWD y pasara el MWD como sistema principal. Queda a disposición del cliente tomar un Survey Multishot en Modo Batería con GWD en la desconexión de cada parada de tubería en el viaje de salida; esto con el fin de tener un registro más preciso del pozo y posicionar mejor la perforación de pozos futuros. Para lo cual debe estar activado el Battery Outrun Mode del GWD, y mediante un ciclo especifico de bombas el GWD pasara a un modo de Gyro Convencional (incodex cada 15 seg). 16.
Por último, al terminar el vviaje iaje de salida el GWD es recuperado en
superficie para que el ingeniero de Gyrodata realice la descarga de la información de los surveys y eventos para procesarlos y después se proceda en la locación hacer el roll test y VST de la herramienta verificando su perfecto funcionamiento y cumpliendo así los parámetros de calidad internos de la empresa.
4.4. DIRECTIONAL SURVEYING CON EL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING GWDTM EN LA PERFORACION DE POZOS DIRECCIONALES DIRECCIONAL ES EN EL ORIENTE ECUATORIANO Este subcapítulo tiene la finalidad de presentar trabajos hechos con el Sistema Gyro While Drilling en el Oriente ecuatoriano. Por derechos reservados referentes a la información de las compañías operadoras y direccionales se ha
139
visto necesario la utilización de nombres genéricos para el presente proyecto de investigación.
4.4.1. GYRO WHILE DRILLING GWD™ EN SECCIÓN DE 16”, POZO TUCAN A-93H Sumario del Trabajo
El POZO TUCAN A-93H, es un pozo horizontal fue perforado el mes de Octubre del año 2013, alcanzó una Profundidad de 11466 ft en MD y su posición final es 3431.21 ft North y 3370.73 ft West en coordenadas locales. La Figura 111 muestra el plano vertical y horizontal del pozo, los KOP a lo largo de su trayectoria y a que profundidad TVD se encuentran las diferentes formaciones.
140
Figura 111. Plano Vertical y Horizontal del POZO TUCAN A-93H Fuente. Carrillo, C. 2013
141
Para este trabajo la herramienta GWD, GWD , fue corrida en la sección de 16” del pozo en conjunto con herramientas direccionales y MWD (Telescope) de Schlumberger, para obtener surveys giroscópicos estacionarios y lecturas de toolface continuo mientras se perfora. Se completó una corrida exitosa hasta 3327.3 ft (profundidad de broca 3381.72 ft). La distancia de la broca al sensor gyro fue de 54.41 ft. Previo a correr el GWD. Se tomó un registro Multishot con Gyro convencional para verificar la verticalidad del pozo, este se bajó en la sección de 16" con wireline de 5/16". El registro se realizó desde 0 ft a 626.00 ft en los intervalos solicitados por el cliente.
Se realizó una prueba de comunicaciones y verificación del correcto funcionamiento de todo el equipo involucrado en la operación, previo al inicio de la misma. Una vez terminado el registro, la data obtenida fue f ue procesada y se generó un registro en el campo. (Anexo IV). Mientras se lleva a cabo el registro Multi shot los ingenieros a cargo del GWD se encargaran de realizar el roll test y VST a las dos herramientas GWD primaria y back up. Después de verificar el estado de las dos herramientas en la locación, se decidirá que herramienta hará el trabajo en pozo. Previo a esto la herramienta designada será introducida en el monel o collar predestinado para el Incollar Test. Ficha Técnica del Registro
Este pozo fue perforado en el TUCAN A PAD (Ver Figura 112) donde existen 31 pozos, uno de estos tiene 1 side track y otro dos side tracks para darnos un total de 34 trayectorias.
Pozo: TUCAN A-93H
Latitud: -0.66537279 º Longitud: -77.13914418 º 142
Días de Registro: 3 Tipo de Registro: GWD™ - Gyro While Drilling Referencia de Profundidad: Mesa Rotaria Max. Profundidad del Registro: 3327.41 ft Registro amarrado a: Cabezal del Pozo Intervalos de Registro: Overlap 0.0 Dirección Propuesta: 93.486 º Corrección de la Grilla: -0.02 º (Norte Verdadero al Norte de la l a Grilla) Método de Cálculo: Mínima Curvatura
143
Figura 112. Locación 112. Locación TUCAN A PAD Fuente. Carrillo, Fuente. Carrillo, C. 2013 144
Setting Internal Gravity Toolface-Offset de la Herramienta GWD
En la locación y con la herramienta inclinada 90º se simulará un ciclo de bombas en el software y se esperará que la herramienta tome un survey completo para ver cuál es el Gravity toolface de la herramienta. Una vez obtenido el gravity toolface de la herramienta se coloca el orienting sub en high side y se aplica el offset a la herramienta con respecto al high side del orienting sub (0 º). Luego, el string del GWD junto con el orienting sub se introduce dentro del collar, el scribe line o marca del Collar GWD debe coincidir en high side con el de la herramienta GWD. La Figura 113 visualiza en el software Multi Vendor los parámetros de la herramienta GWD antes y después
de aplicar el offset.
Figura 113. Aplicación del Offset a la herramienta GWD Fuente. Carrillo, C. 2013 BHA’s utilizados para la toma Gyro Surveys Surveys
Los BHA‟s utilizados para este trabajo fueron: fueron: Survey Multishot de 0 a 237ft en la sección de 26” con el BHA #1 convencional conformado por (BIT + BIT SUB) a esto se sumara Drill collars y HWDP‟s dependiendo del peso sobre la broca que se necesite. 145
Survey Multishot de 237 a 626 ft con orientación de motor en la sección de 16” con el BHA#2 direccional que se observa en la Figura 114. BHA
ELEMENTO
LONGITUD (ft) TOTAL (ft)
11. 5-1/2" 21.90 DPS. 10% WEAR 10. 5.5" MISC. SUB 09. 3*5" HWDP (3 JOINTS) 08. HYDRAULIC JAR 07. 8*5" HWDP (8 JOINTS) 06. CROSSOVER 05. 2*8" DRILL COLLAR (2 JOINTS) 04. UBHO 03. 15 3/4" STABILIZER 02. A962M5640XP A9 62M5640XP MOTOR MOTOR WITH WITH 15 3/4" STABILIZER 01. BROCA 16" TRIC
0 2,93 92,11 31,74 245,27 2,33 59,54 2,58 4,46
475,26 475,26 472,33 380,22 348,48 103,21 100,88 41,34 38,76
32,95
34,3
1,35
1,35
Figura 114. BHA#2 Direccional Pozo TUCAN A-93H Fuente. Carrillo, C. 2013 Surveys tomados con GWD a 622.47 ft (Shallow Hole Test) hasta 3327.31 ft en la sección de 16” con el BHA #3 direccional (MOTOR + GWD + MWD + UBHO). Figura 115. 146
BHA
ELEMENTO
LONGITUD (ft) TOTAL (ft)
14. 5-1/2" 21.90 DPS. 10% WEAR 13. 6*5" HWDP 12. HYDRAULIC JAR 11. 20*5" HWDP 10. X OVER 09. 2*8" DRILL COLLAR 08. MONEL 07. UBHO 06. MWD TELESCOPE 05. GWD 04. 04. 15 3/4" 3/4" STABI STABILI LIZ ZER 03. 8.25" PONY MONEL 02. A962M5640XP MOTOR WITH 15 3/4" STABILIZER 01. BROCA 16" PDC BROCA @ SENSOR GWD 54.41 ft BROCA @ SENSOR MWD 89.73 ft
0 162,9 32,06 543,02 2,6 59,2 29,84 2,2 27,7 27,11 5, 5,73 73 12,11
938,65 938,65 775,75 743,69 200,67 198,07 138,87 109,03 106,83 79,13 52,0 52,02 2 46,29
33,08 1,1
34,18 1,1
Figura 115. BHA#3 Direccional Pozo TUCAN A-93H Fuente. Carrillo, C. 2013 147
Medida del Offset Superficial para GWD y MWD
Con el fin de hacer referencia el Gyro y el MWD al high side del motor, es necesario medir los desplazamientos entre las marcas trazadas y el scribe line del motor trazada por el direccional. Esto ocurre en la mesa rotaria una vez que el BHA direccional de la figura anterior este armado. Estos offsets o compensaciones son requeridas para hacer referencia el high side de las herramientas GWD y MWD al high side del motor y que se calculan mediante la medición de la circunferencia en sentido horario entre el collar GWD o MWD y la línea de trazado que va subiendo el direccional como muestra la Figura 116.
Figura 116. Medida del Offset con respecto al High side del Motor Fuente. GWD™ GyroPulse GyroPulse Operations Manual, 2013 Los offsets medidos (GWD al Motor y MWD al Motor) por parte del Ingeniero MWD y el Ingeniero GWD se programan en el sistema de superficie de Schlumberger Gyrodata también lleva un control de los offsets aplicados con respecto al high side del motor. (Ver Figura 117).
148
Figura 117. Offsets GWD y MWD Fuente. Carrillo, C. 2013 Finalmente el UBHO que se encuentra sobre el MWD también es alineado con respecto al high side del motor. Prueba Superficial de la herramienta a poca profundidad (Shallow Hole
test) Antes de bajar la herramienta al fondo del pozo se debe realizar el Shallow Hole Test (SHT) para verificar la comunicación entre las herramientas GWD y MWD es así que primero se toma un survey, se califica el survey con el ingreso de los status words en el Multi Vendor y después se asesora al direccional posicionar el scribe de la tubería en una dirección conocida para verificar el inertial toolface. La Figura 118 muestra un formato de control del Shallow Hole test realizado a una profundidad de 622.47 ft, con una inclinación de 4.09º, azimuth 271.32º y ITF 84º. Los Status Words entregados por la herramienta fueron Word 1: 0 y Word 2:103 obtenido un survey bueno. 149
Figura 118. Control Shallow Hole Test (SHT) Fuente. Carrillo, C. 2013
Listado de Surveys con GWD
Después del Shallow Hole Test se ira tomando surveys cada parada de perforación que es donde se realiza el ciclo de bombas para que enciendan las herramientas MWD y GWD. Se tomarán surveys con el GWD hasta que la herramienta MWD este fuera de interferencia magnética. La Tabla 4 es la lista de survey tomados por el GWD en el pozo de ejemplo en la sección de 16‟‟. 16‟‟.
150
Tabla 4. Surveys GWD Pozo TUCAN A-93H Run Number RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1
Gyro Number G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H
Depth FT 622.47 699.42 717.39 807.69 900.39 990.71 1061.74 1155.72 1251.27 1345.60 1440.54 1533.77 1628.60 1722.92
Inclination deg 4.09 4.43 4.52 5.56 6.78 8.24 10.03 12.24 13.38 14.45 13.99 14.19 14.29 14.45
Azimuth deg 271.32 261.28 259.98 269.44 273.77 278.19 283.05 284.48 285.90 286.61 288.80 293.37 299.40 300.07
Status Word 1 GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD
RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1
G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H
1817.22 1912.07 2005.96 2099.72 2195.72 2287.96 2383.31 2476.59 2571.72 2665.05 2760.62
14.75 14.89 14.87 13.81 13.95 13.91 13.89 13.61 13.68 13.75 13.69
301.28 299.60 301.27 301.35 300.59 301.58 302.61 301.06 301.01 301.56 300.17
GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD
RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1 RUN1
G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H G0144H
2854.63 2948.51 3043.28 3137.27 3232.43 3327.31
13.67 13.72 13.80 13.87 13.96 13.97
299.31 298.93 298.98 298.74 299.99 298.29
GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD GOOD
Todas las profundidades están referidas al sensor de la herramienta. La distancia del sensor del GWD a la broca es de 54.41 ft y el Azimut reportado está referenciado al Norte Verdadero. Después de salir de la zona de interferencia magnética, los surveys del MWD serán los oficiales. El GWD se recuperará del BHA en el próximo viaje de salida. Para concluir el trabajo después de recuperar el GWD se procederá a realizar el roll test y VST verificando el buen funcionamiento de la herramienta post-run y cumpliendo así los parámetros de calidad de Gyrodata. 151
4.4.2. GYRO WHILE DRILLING GWD™ EN SECCIÓN DE 16”, POZO TUCAN B-72 Sumario del Trabajo
El POZO TUCAN B-72, es un pozo direccional tipo J de KOP profundo fue perforado el mes de Julio del año 2013, alcanzó una Profundidad de 10600 ft en MD y su posición final es 1446.6 ft Northing y 3091 ft West en coordenadas locales. La Figura 119 muestra el plano vertical y horizontal del pozo, los KOP a lo largo de su trayectoria y a que profundidad TVD se encuentran las diferentes formaciones.
152
Figura 119. Plano Vertical y Horizontal del POZO TUCAN B-72 Fuente. Carrillo, C. 2013 Para este trabajo la herramienta GWD fue corrida en la sección de 16” del pozo en conjunto con herramientas direccionales y MWD de Halliburton, para 153
obtener surveys giroscópicos estacionarios y lecturas de toolface continuo mientras se perfora. Se completó una corrida exitosa hasta 4449 ft. La distancia de la broca al sensor gyro fue de 41 ft. Previo a correr GWD. Se tomó un registro Multishot con Gyro convencional para verificar la verticalidad del pozo, se bajó en la sección de 16" con wireline de 5/16". Se realizaron dos corridas de 0 ft a 180 ft y de 200 a 270 ft en los intervalos solicitados por el cliente. Se realizó una prueba de comunicaciones y verificación del correcto
funcionamiento de todo el equipo involucrado en la operación, previo al inicio de la misma. Una vez terminado el registro, la data obtenida fue procesada y se generó un registro en el campo. (Anexo V). Mientras se lleva a cabo el registro Multi shot los ingenieros a cargo del GWD se encargaran de realizar el roll test y VST a las dos herramientas GWD primaria y de back up. Después de verificar el estado de las dos herramientas en la locación, se decidirá que herramienta hará el trabajo en pozo. Después; las herramientas GWD, MWD & HCIM serán conectadas entres si mediante cables de prueba, se simulara ciclos de bombas en superficie para toma de surveys y una vez que se tenga los stat words se procederá a verificar la calidad del survey del GWD. Cuando se trabaja con Halliburton el string del GWD será colocado dentro del monel cuando se esté armando el BHA, en el momento que el monel este colocado en boca de pozo. Ficha Técnica del Registro
Este pozo fue perforado en el TUCAN B PAD (Ver Figura 120) donde existen 23 pozos para darnos un total de 23 trayectorias. 154
Pozo: TUCAN B-72 Latitud: -0.68261389 º Longitud: -77.14378889 º Días de Registro: 5 Tipo de Registro: GWD™ - Gyro While Drilling Referencia de Profundidad: Mesa Rotaria Max. Profundidad del Registro: 4449 ft Registro amarrado a: Cabezal del Pozo Intervalos de Registro: Overlap 0.0 Dirección Propuesta: 295.07 º Corrección de la Grilla: -0.03 º (Norte Verdadero al Norte de la l a Grilla)
Método de Cálculo: Mínima Curvatura
155
Figura 120. Locación 120. Locación TUCAN B PAD Fuente. Carrillo, Fuente. Carrillo, C. 2013 156
BHA’s utilizados para la toma Gyro Surveys Surveys
Los BHA‟s utilizados utilizados para este trabajo fueron:
Survey Multishot de 0 a 270ft en la sección de 16” con el BHA #2 convencional conformado por (BIT + BIT SUB) a esto se sumarán Drill collars y HWDP‟s dependiendo del peso sobre la broca que se necesite. Para este trabajo con GWD se se bajaron tres BHA‟s 3, 4 y 5. BHA#3 de la Figura 121 perforo desde los 303 ft hasta los 476 ft (profundidad hasta la broca). Se quebró este BHA con el fin de cambiar la broca tricónica por una PDC debido a cambios litológicos presentados en las formaciones atravesadas. BHA
ELEMENTO
11. 12* HW DP's 10. X-OVER SUB 09. 3*8" DRILL COLLAR 08. 8" UBHO 07. 8" SHOC 06. 8" HCIM MW D 05. 8" GW D - COLLAR 04. 15 1/2" STABILIZER 03. TOP FLOAT SUB ON MOTOR 02. 9 5/8" SPERRYDRILL LOBE 3/4 MOTOR 01. 16" BROCA TRICONICA
BROCA @ SENSOR GWD = 41 ft
ONG ITUD ( ft TOTAL (FT)
368,38 1,25 87,11 2,23 15,52 8,83 25,82 4,86 2,98 29,02 1,71
547,71 179,33 178,08 90,97 88,74 73,22 64,39 38,57 33,71 30,73 1,71
BROCA @ SENSOR MWD = 76 ft
Figura 121. BHA#3 Direccional Pozo TUCAN B-72 Fuente. Carrillo, C. 2013 157
El BHA#4 de la Figura 122 y la nueva broca PDC se perforó hasta los 1806 ft (profundidad hasta la broca), este BHA se quebró debido a que la ROP bajo considerablemente debido a problemas de taponamiento en la broca y el estabilizador. BHA
ELEMENTO
13. 4* HW DP's 12. 6 1/2" JAR 11. 31* HW DP's 10. X-OVER SUB 09. 3*8" DRILL COLLAR 08. 8" UBHO 07. 8" SHOC 06. 8" HCIM MW D 05. 8" GW D - COLLAR 04. 15 1/2" STABILIZER 03. TOP FLOAT SUB ON MOTOR 02. 9 5/8" SPERRYDRILL LOBE 3/4 MOTOR 01. 16" PDC BIT
ONG ITUD (ft TOTAL (FT)
122,13 31,76 942,08 1,25 87,11 2,23 15,52 8,83 25,82 4,86 2,98 29,02 1,1
1274,69 1152,56 1120,8 178,72 177,47 90,36 88,13 72,61 63,78 37,96 33,1 30,12 1,1
BROCA @ SENSOR GWD = 41 ft BROCA @ SENSOR MWD = 76 ft
Figura 122. BHA#4 Direccional Pozo TUCAN B-72 Fuente. Carrillo, C. 2013 Después de Limpiar la broca y el estabilizador se armó el BHA #5 de la Figura 123 con las mismas herramientas. Este BHA fue el último con el que trabajo la herramienta GWD; el ultimo survey GWD tomado con este BHA fue a 4449 ft (profundidad al sensor GWD).
158
BHA
ELEMENTO
LONGITUD (ft) TOTAL (FT)
14. X-OVER SUB 13. 4* HW DP's 12. 6 1/2" JAR 11. 31* HW DP's 10. X-OVER SUB 09. 3*8" DRILL COLLAR 08. 8" UBHO 07. 8" SHOC
2,62 122,13 31,76 942,08 1,25 87,11 2,23 15,52
1277,31 1274,69 1152,56 1120,8 178,72 177,47 90,36 88 88,13
06. 8" HCIM MW D 05. 8" GW D - COLLAR 04. 15 1/2" STABILIZER 03. TOP FLOAT SUB ON MO TOR 02. 9 5/8" /8" SPER SPERRY RYDR DRIILL LOB OBE E 3/4 MOTOR OTOR 01. 16" PDC BIT BROCA @ SENSOR GW G WD = 41 ft BROCA @ SENSOR SENSO R MWD = 76 ft
8,83 25,82 4,86 2,98 29,02 ,02 1,1
72,61 63,78 37,96 33,1 30 30,1 ,12 2 1,1
Figura 123. BHA#5 Direccional Pozo TUCAN B-72 Fuente. Carrillo, C. 2013
Medida del Offset Superficial para GWD y MWD
El procedimiento es diferente que el de Schlumberger, ya que en lugar de aplicar offsets individuales, Halliburton dispuso aplicar un Total Gyro Offset que se obtiene mediante la sumatoria del gravity toolface interno de la herramienta más el offset del MWD al GWD. GW D. (Ver Figura 124).
159
Figura 124. Cálculo del Total Gyro Offset para la corrida del BHA#5 Fuente. Carrillo, C. 2013 Así, con el fin de hacer referencia el Gyro y el MWD al high side del motor. Los offsets necesarios se calculan mediante la medición de la circunferencia en sentido horario del scribe line del MWD a la línea del motor trazada y subida por el direccional. Las 2 medidas offsets requeridas son del MWD al GWD y del MWD al Motor estas son entregadas al Ingeniero MWD para que en su software se calcule el Total Gyro Offset. El total Gyro offset calculado por el software del MWD sustituye al TFO original interno de la herramienta GWD. El ingeniero de Gyrodata siempre llevara un control de los offsets aplicados. (Ver Figura 125).
160
Figura 125. Offsets aplicados a la corrida con el BHA#5 Fuente. Carrillo, C. 2013 Finalmente el UBHO que se encuentra sobre el MWD también es alineado con respecto al high side del motor. Cabe mencionar que los dos gráficos anteriores corresponden a la corrida con el BHA#5. El mismo procedimiento se realizó cuando se bajaron los BHA # 3 y 4. Prueba Superficial de la herramienta a poca profundidad (Shallow Hole
test)
Antes de bajar la herramienta al fondo del pozo se debe realizar el Shallow Hole Test (SHT) para verificar la comunicación entre las herramientas GWD y 161
MWD es así que primero se toma un survey, se califica el survey con el ingreso de los status words en el Multi Vendor y después se asesora al direccional posicionar el scribe de la tubería en una dirección conocida para verificar el inertial toolface. La Figura 126 muestra el control del Shallow Hole test realizado a la profundidad de 679 ft en la corrida del BHA #5, con una inclinación de 0.88º, azimuth 344.55 y ITF 350º. Los Status Words entregados por la herramienta fueron Word 1: 1 y Word 2:3 obtenido un survey bueno. Después de girar la tubería casi 180º se obtuvo un ITF de 163º. Este test también se realizó cuando se bajaron los BHA#3 y 4.
Figura 126. Control Shallow Hole Test (SHT) para la corrida del BHA#5 Fuente. Carrillo, C. 2013 Listado de Surveys con GWD
Después del Shallow Hole Test se fue tomando surveys cada parada de perforación que es donde se realiza el ciclo de bombas para que enciendan las herramientas MWD y GWD. Se tomarán surveys con el GWD hasta que la herramienta MWD esté fuera de interferencia magnética.
La Tabla 5 es la lista de los survey tomados por el GWD en el pozo de ejemplo en la sección de 16‟‟. 16‟‟. 162
Tabla 5. Surveys GWD Pozo TUCAN B-72 Run Number 1 1 2
Gyro Number G0105 G0105 G0105
Depth FT 316 410 501
Inclination Deg 0.35 0.53 0.62
Azimuth Deg 70.37 10.81 24.20
2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105
591 682 771 864 953 1044 1134 1227 1317 1405 1494 1583 1674 1765 1893 1987 2082 2176 2271 2365 2459 2554 2648 2743 2837 2932 3027 3122 3216 3311 3407
0.79 1.06 1.23 1.49 1.50 0.79 0.88 0.97 1.06 0.53 0.35 0.35 0.35 0.26 0.44 0.70 0.70 0.09 0.26 0.18 0.44 0.53 0.18 0.18 0.26 0.26 0.18 0.09 0.09 0.09 0.26
15.39 339.44 339. 44 340.32 340. 32 344.73 344. 73 343.14 343. 14 319.35 318.47 327.63 323.93 320.59 316.88 307.72 303.14 301.38 313.01 315.83 329.40 53.45 156.53 171.51 199.35 200.76 270.01 302.08 260.67 262.26 225.96 233.89 251.86 204.11 210.98
3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105 G0105
3501 3596 3691 3785 3880 3975 4070 4165 4260 4354 4449
0.26 0.09 0.18 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.26 0.44
226.66 222.96 220.32 146.84 141.38 137.85 127.28 165.52 141.55 133.10 114.77
Todas las profundidades están referidas al sensor de la herramienta. La distancia del sensor del GWD a la broca es de 41.38 ft y el Azimut reportado
está referenciado al Norte Verdadero.
163
Después de salir de la zona de interferencia magnética la herramienta encargada de tomar los surveys será el MWD. El GWD se recuperará del BHA en el próximo viaje de salida. Para concluir el trabajo después de recuperar el GWD se procederá a realizar el roll test y VST verificando el buen funcionamiento de la herramienta post-run y cumpliendo así los parámetros de calidad de Gyrodata.
4.5. COMPARACION TÉCNICO - ECONÓMICA ENTRE EL SISTEMA GYRO WHILE DRILLING GWDTM Y EL SISTEMA GYRO CONVECIONAL DENTRO DE LA ZONA MAGNÉTICAMENTE INTERFERIDA Se seleccionaron dos casos de estudio, los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B72.
4.5.1. ANALISIS OPERACIONAL ENTRE EL SISTEMA GWDTM Y GYRO CONVENCIONAL Para la comparación operacional entre los dos sistemas se van a considerar los siguientes aspectos:
Tiempo operacional que req requiere uiere cada sistema para la toma de surv surveys eys azimuth, inclinación y Gravity toolface o ITF del GWD dependiendo de la inclinación a la que se encuentre el pozo.
Mayor control posicional con la toma de surveys más cercanos a la broca
4.5.1.1. Profundidad en la toma de Surveys, Pozo TUCAN A-93H y TUCAN B-72 Pozo TUCAN A-93H
La Tabla 4 vista anteriormente tiene la profundidad en la que se tomaron los surveys GWD en la seccion de 16” del pozo TUCAN A-93H. A -93H. La distancia de la 164
broca al sensor GWD fue de 54.41 ft como se observa en el BHA #3 de la Figura 115. Para la comparación con el sistema gyro convencional se utlizara el intervalo de 622.47 ft a 3327.31 ft que corresponde a todo el registro GWD. Hay que tener en cuenta que el registro con Gyro convencional por lo general se lo realiza cada tres paradas de perforación que son 300 ft promedio. El trabajo con gyro convencional no necesita del Collar GWD dentro del BHA direccional; asi que el BHA utilizado seria el de la Figura 127. BHA
ELEMENTO
LONGITUD (ft) TOTAL (ft)
15. 5-1/2" 21.90 DPS. 10% WEAR 14. 5.5" MISC. SUB 13. 5*5" HWDP 12. HYDRAULIC JAR 11. 20*5" HWDP 10. X OVER 09. 2*8" DRILL COLLAR 08. MONEL 07. UBHO 06. MWD TELESC OPE 05. 8.25" PONY MONEL 04 . 15 3/4" S TA TA BI BIL IZE R 03. 8.25" PONY MONEL 02. A962M5640XP MOTOR WITH 15 3/4" STABILI STABILIZER ZER 01. BROCA 16" PDC
BROCA @ SEN SOR MWD 77.77 ft
0 2,93 150,47 32,06 543,02 2,6 59,2 29,84 2,2 27,7 15,15 5,7 3 12,11
917,19 917,19 914,26 763,79 731,73 188,71 186,11 126,91 97,07 94,87 67,17 52,02 46,29
33,08 1,1
34,18 1,1
BROCA @ UBHO 97.07 ft
Figura 127. BHA Direccional sin Collar GWD Pozo TUCAN A-93H Fuente. Carrillo, C. 2013 165
Para el BHA anterior se ha reemplazado el Collar GWD por un Pony monel de menor longitud, asi es como normalmente trabaja Schlumberger cuando se necesitan surveys tomados con gyro convencional.
Como se observa el UBHO se encuentra a 97.07 ft arriba de la broca por lo que los surveys que se hubiesen tomado con este sistema estarian unos 10 ft mas arriba de la posicion del UBHO (107.07 ft) debido a la distancia de la pata de mula al sensor. Además, una vez pasada la zona de interferencia magnética sin requerir de gyro surveys los surveys del MWD hubiesen estado a una profundidad de 77.77 ft mas arriba de la profundidad de la broca que es donde se encuentra el sensor MWD. Con los valores de profundidad de la broca a profundidad promedio que se esperaria tomar los Surveys con gyro convencional haciendo una comparación con los surveys reales tomados a la profundidad del sensor GWD se obtiene la Tabla 6.
166
Tabla 6. Profundidad para GWD y Gyro Convencional, TUCAN A-93H Sistema Profundidad de la Broca (ft) 676,88 753,83 771,80 862,10 954,80 1045,12 1116,15 1210,13 1305,68 1400,01 1494,95 1588,18
GWD RGS WB Profundidad (ft) Surveys Profundidad (ft) reales Surveys supuestos
622,47 699,42 717,39 807,69 900,39 990,71 1061,74 1155,72 1251,27 1345,60 1440,54 1533,77
1061,87
1317,20
1602,02
1683,01 1628,60 1777,33 1722,92 1884,40 1871,63 1817,22 1966,48 1912,07 2060,37 2005,96 2167,44 2154,13 2099,72 2250,13 2195,72 2449,44 2342,37 2287,96 2437,72 2383,31 2531,00 2476,59 2626,13 2571,72 2733,20 2719,46 2665,05 2815,03 2760,62 3016,11 2909,04 2854,63 3002,92 2948,51 3097,69 3043,28 3298,75 3191,68 3137,27 3286,84 3232,43 3381,72 3327,31 3488,79 PROFUNDIDAD DE LA BROCA @ SENSOR SEN SOR GWD= 54.41 ft (REAL) (REAL) PROFUNDIDAD DE LA BROCA @ UBHO +10 ft= 107.07 107.07 ft (SUPUESTO)
Dentro del intervalo de comparación se han tomado 10 intervalos para Gyro normal (1061.87, 1317.2, 1602.02, 1884.4, 2167.44, 2449.44, 2733.2, 3016.11,
3298.75 y 3488.79 ft) estos representan las corridas que se hubiesen realizado con el sistema convencional. 167
Pozo TUCAN B-72
Siguiendo el mismo procedimiento comparativo ahora se toma el pozo TUCAN B-72. La Tabla 5 tiene la profundidad en la que se tomaron los surveys GWD en la seccion de 16” del pozo. La distancia de la broca al sensor GWD fue de 41 ft en los BHA‟s #3, 4 y 5 como se ve en las Figuras 121, 122 y 123. Para la comparación con el sistema gyro convencional se utlizara el intervalo de 316 ft a 4449 ft que corresponde a todo el registro GWD. Hay que tener en cuenta que el registro con Gyro convencional por lo general se lo realiza cada tres paradas de perforación que son 300 ft promedio. El BHA utilizado seria el de la Figura 128. BHA
ELEMENTO
ONG ITUD (ft TOTAL ( FT)
11. X-OVER SUB 10. 3*5" HW DP 09. 6 1/2" JAR 08. 38*5" HW DP 07. X-O (6 5/8") 06. UBHO 05. 8" HOC MW D 04. INTEGRAL BLADE 03. FLEX FLOAT SUB ON MOTOR 02. 9 5/8" SPERRYDRILL LOBE 3/4 MOTOR 01. 16" PDC BIT
1,4 91 32 1154 2,79 2,18 32,15 7,1 2,98 29,02 1,1
1355,72 1354,32 1263,32 1231,32 77,32 74,53 72,35 40,2 33,1 30,12 1,1
BROCA @ SENSOR MWD = 61.39 ft BROCA @ UBHO = 74.53 ft
Figura 128. BHA Direccional sin Collar GWD Pozo TUCAN B-72 Fuente. Carrillo, C. 2013
Para el BHA anterior se ha reemplazado el Collar GWD por un Integral Blade de menor longitud, asi es como normalmente trabaja Halliburton cuando se necesitan surveys tomados con gyro convencional. 168
Como se observa el UBHO se encuentra a 74.53 ft arriba de la broca por lo que los surveys que se hubiesen tomado con este sistema estarian unos 10 ft mas arriba de la posicion del UBHO (84.53 ft) debido a la distancia de la pata de mula al sensor. Además, una vez pasada la zona de interferecia magnética sin requerir de gyro surveys los surveys del MWD hubiesen estado a una profundidad de 61.39 ft mas arriba de la profundiad de la broca que es donde se encuentra el sensor MWD. Con los valores de profundidad de la broca a profundidad promedio que se esperaria tomar los Surveys con gyro convencional haciendo una comparacion con los surveys reales tomados a la profundidad del sensor GWD se obtiene la Tabla 7.
169
Tabla 7. Profundidad para GWD y Gyro Convencional, TUCAN B-72 Sistema Profundidad de la Broca (ft) (ft) 357,00
GWD Profundidad (ft) Surveys reales 316,00
451,00 542,00 632,00 723,00 812,00 905,00 994,00 1085,00 1175,00 1268,00 1358,00 1446,00 1535,00 1624,00
410,00 501,00 591,00 682,00 771,00 864,00 953,00 1044,00 1134,00 1227,00 1317,00 1405,00 1494,00 1583,00
1715,00 1806,00 1934,00 2028,00 2123,00 2217,00 2312,00 2406,00 2500,00 2595,00 2689,00 2784,00 2878,00 2973,00 3068,00
3163,00 3257,00 3352,00 3448,00 3542,00 3637,00 3732,00 3826,00 3921,00 4016,00 4111,00 4206,00 4301,00 4395,00 4490,00
RGS WB Profundidad (ft) (ft) Surveys supuestos
716,53
989,53
1259,53
1530,53
1674,00 1765,00 1893,00 1987,00 2082,00 2176,00 2271,00 2365,00 2459,00 2554,00 2648,00 2743,00 2837,00 2932,00 3027,00
1799,53
2112,53
2396,53
2679,53
2962,53
3122,00 3216,00 3311,00 3407,00 3501,00 3596,00 3691,00 3785,00 3880,00 3975,00 4070,00 4165,00 4260,00 4354,00 4449,00
3247,53
3532,53
3816,53
4100,53
4385,53
4574,53
PROFUNDIDAD DE LA BROCA @ SENSOR GWD= 41 ft (REAL) PROFUNDIDAD DE LA BROCA @ UBHO +10 ft= 84.53 ft (SUPUES (SUPUESTO) TO)
170
Dentro del intervalo de comparación se han tomado 15 intervalos para Gyro normal (716.53, 989.53, 1259.53, 1530.53, 1799.53, 2112.53, 2396.53, 2679.53, 2962.53, 3247.53, 3532.53, 3816.53, 4100.53, 4385.53 y 4574.53 ft) estos representan las corridas que se hubiesen realizado con el sistema convencional.
4.5.1.2. Tiempo Operacional, Gyro Convencional y GWD Los tiempos promedios en las actividades involucradas en una operación de Gyro convencional para la toma de surveys y orientación del motor se observan en la Tabla 8.
Tabla 8. Tiempo Promedio, Gyro Convencional ACTIVIDAD Cleaning the Hole Circulation Rig Up Gyro RIH + POOH + Motor Orientation Rig Down Gyro TOTAL
TIEMPO PROMEDIO 0 - 2500 ft (min)
TIEMPO PROMEDIO 2500 5000 ft (min)
20 5 25 5 55
20 5 40 5 70
Los tiempos RIH, POOH y orientacion de motor son variables y dependen de la profundidad a la que se va a bajar la herramienta. Por tal motivo se ha promediado 25 minutos de 0 a 2500 ft y 40 minutos de 2500 a 5000 ft. Por otra parte el sistema GWD como es parte del BHA de fondo no involucra actividades como el tiempo adicional de circulacion,rig up y rig down del gyro, Run in Hole (RIH), Pulling out open Hole (POOH) y tiempo para la orientación del motor. Los tiempos que necesita el sistema GWD para tomar surveys completos (inclinación, azimuth) e inertial toolface ITF para la orientación del motor son diferentes cuando se trabaja con Schlumberger y Halliburton.
La Tabla 9 muestra los tiempos reales con los que el sistema GWD trabaja en conjunto con el sistema MWD de Schlumberger. 171
Tabla 9. Tiempo Promedio, Toma de surveys GWD con Schlumberger ACTIVIDAD
TIEMPO - TOMA DE SURVEY (INCLINACIÓN, AZIMUTH) CON SCHLUMBERGER (min)
TIEMPO - TOMA DE SURVEY (INCLINACIÓN, AZIMUTH, ITF) CON SCHLUMBERGER (min)
Pumps Cycle Survey (Pumps Off) Transmision information to Surface TOTAL
1,5 1,5 2 5
1,5 2,5 2 6
En la tabla anterior se dividen los tiempos. La segunda columna corresponde a los tiempos que se necesitan para la toma de surveys (inclinación y azimuth) requeridos para ver la inclinación y dirección que tiene el pozo a determinada profundidad. La siguiente columna hace referencia a los tiempos para la toma de surveys completos (azimuth, inclinación y inertial toolface (ITF)) esta última variable es requerida cuando se quiere orientar el motor de fondo en tiempo real al momento de deslizar. El direccional al momento de deslizar tomará en cuenta a que inclinación se encuentra el pozo, este es un factor clave debido a que a inclinaciones menores de 3º el paquete de acelerómetros tanto del GWD y del MWD no pueden trabajar y entregar high side o gravity toolface; por tal motivo obligatoriamente para poder orientar a inclinaciones menores a 3º dentro de la zona magnéticamente interferida necesitan el inertial toolface del giroscopio del GWD. Si se tiene una inclinación mayor a 3º pero aun el pozo se encuentra dentro de la zona de interferencia magnética se reportará el gravity toolface tomada por el paquete de acelerómetros de la herramienta GWD. Una vez que ya no se tiene interferencia magnética y se está por arriba de los 3º de inclinación el software del MWD se switchea y se empezará a orientar con el gravity toolface tomado por los acelerómetros del MWD. MW D. La tabla anterior se desarrolló de acuerdo al procedimiento realizado en cada uno de los trabajos; es decir, la toma de surveys se realiza después de la conexión de la siguiente parada a perforar. Se procede de esta manera para ahorrar un apagado de bombas; puesto que, para realizar la conexión se necesita apagar las bombas.
Cuando se corre GWD con la compañía Halliburton el procedimiento para la toma de surveys es mucho más rápido que el desarrollado con Schlumberger, 172
esto se debe a que en la configuración del string GWD va incorporada una batería adicional de litio; el GWD cuando tiene dos baterías se resetea automáticamente al 1 minuto de apagado de bombas, y no se necesita hacer dos ciclos de apagado. Se termina de perforar y repasar la parada y se procede a la conexión de la siguiente, en este momento se apaga las bombas por un tiempo de 4 minutos aproximadamente. El tiempo que se tarda en la conexión es suficiente para que el GWD se resetee, y tome un survey bueno y completo (azimuth, inclinación y gravity o inertial toolface dependiendo de la inclinación a la que se encuentre el pozo en esa profundidad). La Tabla 10 presenta los tiempos reales que en el campo se han determinado y que son necesarios para tomar surveys GWD con Halliburton.
Tabla 10. Tiempo Promedio, Toma de surveys GWD con Halliburton TIEMPO - TOMA TOMA DE SUR SURVEY VEY ACTIVIDAD (INCLINACIÓN, AZIMUTH, ITF) CON HALLIBURTON (min) Transmision information to Surface 2 2 TOTAL Como se explicó con Halliburton no es necesario ciclear bombas para encender la herramienta y ademas se aprovecha el tiempo de desconexion para la toma del survey, esto cuando se esta conectando una nueva parada de perforación. Ahora bien, si se hace necesario orientar el motor sin que se haya terminado de perforar toda la parada, se procede a parar la perforación y con la sarta estática se apagaran bombas y se esperara 3.5 minutos para poder tener valores de inertial toolface (ITF), sumado a esto los 2 minutos en los que la información es decodificada en superficie seria un tiempo total de 5.5 minutos. A continuacion. Con los pozos de estudio TUCAN A-93H y TUCAN B-72 analizaremos la optimización de tiempo que ofrece el sistema GWD en relacion al sistema convencional.
173
Para el pozo TUCAN A-93H, utilizando la Tabla 6 se estima que se hubiesen realizado de 10 corridas de gyro normal, con el soporte de las Tablas 8 y 9 se puede construir la Tabla 11 que calcula el tiempo total que fue requerido para registrar con GWD y cual seria el tiempo total estimado al correr Gyro convencional.
Tabla 11. Tiempos operacionales en la Toma de surveys con GWD y Gyro Convencional (RGS WB) en el POZO TUCAN A-93H A -93H Profundidad de la Broca (ft) 676,88 753,83 771,80 862,10 954,80 1045,12 1116,15 1210,13 1305,68 1400,01 1494,95 1588,18 1683,01 1777,33 1871,63 1966,48 2060,37 2154,13 2250,13 2342,37 2437,72 2531,00 2626,13 2719,46 2815,03 2909,04 3002,92 3097,69 3191,68 3286,84 3381,72 TIEMPO TOTAL (min) TIEMPO TOTAL (horas)
Sistema GWD RGS WB Profundidad (ft) Tiempo por Survey Profundidad (ft) Tiempo por Surveys reales (min) Surveys supuestos Survey (min) 6 22,47 62 5,00 6 99,42 69 5,00 7 17,39 71 5,00 8 07,69 80 5,00 900,39 5,00 1061,87 55,00 990,71 99 5,00 1061,74 10 5,00 1155,72 5,00 1317,20 55,00 1251,27 12 5,00 1345,60 13 5,00 1440,54 5,00 1602,02 55,00 1533,77 15 5,00 1628,60 16 5,00 1722,92 5,00 1884,40 55,00 1817,22 18 5,00 1912,07 19 5,00 2005,96 5,00 2167,44 55,00 2099,72 20 5,00 2195,72 21 5,00 2287,96 5,00 2449,44 55,00 2383,31 23 5,00 2476,59 24 5,00 2571,72 5,00 2733,20 70,00 2665,05 26 5,00 2760,62 27 5,00 2854,63 5,00 3016,11 70,00 2948,51 29 5,00 3043,28 30 5,00 3137,27 5,00 3298,75 70,00 3232,43 32 5,00 3327,31 5,00 3488,79 70,00 155,00 610,00 2,6 10,2
Intervalo de Interferecia
676,88 - 3381,72 ft profundidad a la broca
Surveys reales de GWD
31
Número de corridas con RGS WB
10
Tiempo Ahorrado Por Usar GWD (horas)
7,6
Toma del Registro GWD (horas) Toma del Registro RGS WB (horas)
2,6 10,2
Asi mismo para el pozo TUCAN B-72 utilizando la Tabla 7 se estima que se hubiesen realizado 15 corridas de gyro normal, con el soporte de las tablas 174
Tablas 8 y 10 se puede construir la Tabla 12 que calcula el tiempo total que fue requerido para registrar con GWD y cual seria el tiempo total estimado al correr Gyro convencional.
Tabla 12. Tiempos operacionales en la Toma de surveys con GWD y Gyro Convencional (RGS WB) en el POZO TUCAN B-72 Profundidad de la Broca (ft) 357,00 451,00 542,00 632,00 723,00 812,00 905,00 994,00 1085,00 1175,00 1268,00 1358,00 1446,00 1535,00 1624,00 1715,00 1806,00 1934,00 2028,00 2123,00 2217,00 2312,00 2406,00 2500,00 2595,00 2689,00 2784,00 2878,00 2973,00 3068,00 3163,00
Sistema GWD RGS WB Profundidad (ft) Tiempo por Survey Profundidad (ft) Tiempo por Surveys reales (min) Surveys supuestos Survey (min) 316,00 2,00 410,00 2,00 501,00 2,00 591,00 2,00 716,53 55,00 682,00 2,00 771,00 2,00 864,00 2,00 989,53 55,00 953,00 2,00 1 044,00 10 2,00 1134,00 2,00 1259,53 55,00 1 227,00 12 2,00 1 317,00 13 2,00 1405,00 2,00 1530,53 55,00 1 494,00 14 2,00 1 583,00 15 2,00 1674,00 2,00 1799,53 55,00 1 765,00 17 2,00 1 893,00 18 2,00 1987,00 2,00 2112,53 55,00 2 082,00 20 2,00 2 176,00 21 2,00 2271,00 2,00 2396,53 55,00 2 365,00 23 2,00 2 459,00 24 2,00 2554,00 2,00 2679,53 70,00 2 648,00 26 2,00 2 743,00 27 2,00 2837,00 2,00 2962,53 70,00 2 932,00 29 2,00 3 027,00 30 2,00 3122,00 2,00 3247,53 70,00
3257,00 3352,00 3448,00 3542,00 3637,00 3732,00 3826,00 3921,00 4016,00 4111,00 4206,00 4301,00 4395,00 4490,00 TIEMPO TOTAL (min) TIEMPO TOTAL (horas)
32 3 216,00 3 311,00 33 3407,00 3 501,00 35 3 596,00 35 3691,00 3 785,00 37 3 880,00 38 3975,00 4 070,00 40 4 165,00 41 4260,00 4 354,00 43 4449,00
Intervalo de Interferecia
357 - 4490 ft profundidad a la broca
Surveys reales de GWD
45
2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 2,00 90,00 1,5 1,
Toma del Registro
3532,53
70,00
3816,53
70,00
4100,53
70,00
4385,53
70,00
4574,53
70,00 945,00 15,8
1,5
Número de corridas con RGS WB
15
Tiempo Ahorrado Por Usar GWD (horas)
14,3
GWD (horas) Toma del Registro RGS WB (horas)
15,8
175
4.5.1.3. Seguridad Industrial al trabajar con el Sistema GWD Las ventajas relacionadas con la seguridad industrial del personal de Gyrodata en trabajos GWD son mayores que en trabajos de Gyro convencional y unidad wireline debido a lo siguiente:
No se requiere personal en la mesa ro rotaria. taria.
No se necesita izar equipos wireline en cada corrida.
4.5.2. ANALISIS ECONÓMICO ENTRE EL SISTEMA GWDTM Y GYRO CONVENCIONAL RGS-OR ® 4.5.2.1. Lista de Precios de los Sistemas RGS-OR ® y Gyro While Drilling GWDTM La Tabla 13 corresponde a los precios que actualmente se están manejando en promedio con las compañías operadoras cuando requieren del servicio de Gyro Convencional RGS-OR®.
Tabla 13. Costo del Servicio de Orientación con RGS-OR ® GYRO ITEM Descripción Cargo por Registro Regi stro de Pozo Modelo Lump Sum. Inclu Incluye: ye: Nueve Nueve (9) 1 corridas de Orientación, siete (7) días de operación, Unidad de Wireline, UBHO con Inspección Inspección y Transporte Completo. (Profundidad hasta 3000 pies) 2 Car Cargo po por ccoorrid idas as adic icio ionnales ssii ppaasaran de un una no novena (9 (9), ca cada uunna Cargo por corridas adicionales si pasaran de una novena (9), cada una 3 con unidad unidad Wireline 4 Ca Carrgo adic adicio ionnal de op oper erac ació iónn si pa pasa sa del del se sept ptim imoo (7) día, día, por por cada cada día Cargo adicional adici onal de operación si pasa del septimo (7) día, día, por cada día de 5 unidad unidad wireline Cargo por registro de orientación de pozo para profundidades mayores a 6 3000 pies (LUMP SUM)
Valor U/.
$ 25.000,00 $ 97 970,0 0,00 $ 480,00 $ 1.20 1.200, 0,00 00 $ 525,00 $ 28.000,00
A continuación, la Tabla 14 corresponde a los precios actuales por correr el Sistema GWDTM.
176
Tabla 14. Costo del Servicio GWDTM GWD Descripción
ITEM
Valor U/.
1
Cargo por Orientació Orientación n de Motor con Sistema Sis tema GWD Lump Sum: Inclu Incluye: ye: (6) días entre Stand by / Operaci Operación ón del equipo, personal, pe rsonal, una una bateria de de GWD y Transporte
2 3 4 5
Cargo por día adicional del Equipo GWD: Equipo en Stand By Equipo de GWD bajo mesa rotaria Cargo por personal técnico, por día, por cada operador Cargo por Bateria adicional
$ 41.500,00
$ 3.520,00 $ 7.490,00 $ 890,00 $ 1.750,00
4.5.2.2. Costo Operacional de los Equipos Gyro While Drilling GWD TM y Gyro RGS-OR ® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 Con las listas de precios correspondientes a cada sistema y considerando todos los aspectos operacionales revisados con anterioridad se procede a elaborar las Tablas 15 y 16 donde se presenta el costo total con GWD y el costo total con Gyro normal para los dos casos de estudio. (GW D y Gyro Convencional), Tabla 15. Costo Operacional de los Equipos (GWD POZO TUCAN A-93H COSTO OPERACIONAL DE LOS EQUIPOS - TUCAN A-93H TRABAJO CON GWD (REAL) Descripción Cantidad Valor U/. Cargo por orientación de Motor con sistema GWD (Lum (Lump p Sum)*
1
$ 41.500,00 $ 41.500,00
TOTAL TRABAJO DescripcCON ión GYRO CONVENCIONAL Can(SUPUESTO) tidad Valor U/. Cargo por Registro de Pozo Modelo Lump Sum. Incluye: (9) nueve corridas de Orientación, (7) siete días de operación, unidad de wireline, UBHO con Inspección y transporte completo prof mayor a 3000 ft** Cargo por corridas adicionales si pasaran de una novena (9), cada una*** Cargo por corridas adicionales si pasaran de una novena (9), cada una con unidad Wireline*** Cargo adicional de operación si pasa del septimo (7) día, por cada día**** Cargo adicional de operación si pasa del septimo (7) día, por cada día de unidad wireline**** * Tabla 13. Costos, Servicio GWD
1
Subtotal $ 41.500,00 Subtotal
$ 28.000,00 $ 28.000,00
12
$ 970,00
$ 11.640,00
12
$ 480,00
$ 5.760,00
2
$ 1.200,00
$ 2.400,00
2
$ 525,00
$ 1.050,00
TOTAL
$ 48.850,00
TM
** Tabla 12. Costos, Servicio de Orientación con RGS-OR ®. (corridas control de verticalidad (11): (9) lump sun (2)
sobrantes) *** Tabla 12. Costos, Servicio de Orientación con RGS-OR ®. (corridas adicionales (12): (2) sobrantes (10) corridas supuestas) **** Tabla 12. Costos, Servicio de Orientación con RGS-OR ®. (días adicionales (2))
177
Tabla 16. Costo Operacional de los Equipos (GWD y Gyro Convencional), POZO TUCAN B-72 COSTO POR EQUIPOS - TUCAN B-72 TRABAJO CON GWD (REAL) Descripción Cantidad Valor U/. Subtotal Cargo por po r orientación de Motor con sistema GWD (Lump 1 $ 41.500,00 $ 41.500,00 Sum)* Cargo por Bateria adicional de Litio* 1 $ 1.750,00 $ 1.750,00 TOTAL $ 43.250,00 TRABAJO CON GYRO CONVENCIONAL (SUPUESTO) Descripción Cantidad Valor U/. Subtotal Cargo por Registro de Pozo Modelo Lump Sum. Incluye: (9) nueve corridas de Orientación, (7) siete días de operación, unidad de wireline, UBHO con Inspección y transporte completo prof mayor a 3000 ft**
1
Cargo por corridas adicionales si pasaran de una novena (9), cada una**
8
$ 970,00
$ 7.760,00
Cargo por corridas adicionales si pasaran de una novena (9), cada una con unidad Wireline**
8
$ 480,00
$ 3.840,00
TOTAL
$ 39.600,00
$ 28.000,00 $ 28.000,00
TM
* Tabla 13. Costos, Servicio GWD
** Tabla 12. Costos, Servicio de Orientación con RGS-OR ®. (total corridas (17): (2) control verticalidad (15) corridas supuestas), de aquí (9) serian de lump sum y (8) como corridas adicionales.
4.5.2.3. Costo por tiempo de trabajo del Taladro de Perforación con los Sistemas Gyro While Drilling GWDTM y Gyro RGS-OR ® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 Como se pudo notar el GWD ahorra tiempos considerables frente al sistema convencional. Este tiempo ahorrado repercute en el tiempo de operación del taladro de perforación que tiene una tarifa diaria solventada por la compañía operadora. En Ecuador el precio diario promedio de alquilar un taladro de perforación esta alrededor de los 30000 dólares americanos. Haciendo un cálculo por hora seria 1250 dólares. Las Tablas 17 y 18 cuadran el costo total para los pozos de estudio al trabajar
con GWD y gyro normal respectivamente.
178
Tabla 17. Costo por el Taladro de Perforación (GWD y Gyro Convencional), Pozo TUCAN A-93H HORAS DE TALA TALADRO DRO - TUCAN TUC AN A-93H A-93H TRABAJO CON GWD (REAL) Descripción Horas Valor U/. C orridas para C ontrol de V erti cali dad* Toma de Survey GWD **
10,10 2,60 12,70
Subtotal
$1 1..250,00 $ 12.625,00 $ 1.250,00 $ 3.250,00
TOTAL $ 15.875,00 GYRO CONVENCIONA TRABAJO CON GYRO CONVEN CIONAL L (SUPUESTO) (SUPU ESTO) Descripción Horas Valor U/. Subtotal C orridas para C ontrol de V erti cali dad* C orridas Supuestas RGS WB **
10,10 $1 1..250,00 $ 12.625,00 10,20 $ 1.250,00 $ 12.750,00 TOTAL 20,30 $ 25.375,00 * 11 corridas necesarias necesaria s para control controlar ar ver verticalidad ticalidad de 0 a 626 ft con GWD o Gyro Conv Co nvencional. encional. ** Tabla 10. Tiempos operacionales en la Toma de surveys con GWD y Gyro Convencional (RGS WB) en el POZO TUCAN A-93H.
Tabla 18. Costo por el Taladro de Perforación (GWD y Gyro Convencional), Pozo TUCAN B-72 HORAS DE TALADRO - TUCAN B-72 TRABAJO CON GWD (REAL) D escripción H oras Valor U /. C orri das para C ontrol de Verticalidad* Toma de Survey GWD **
1,83 1,50 3,33
$ 1.250,00 $ $ 1.250,00 $
S ubtotal 2.287,50 1.875,00
TOTAL $ 4.162,50 TRABAJO CON GYRO GYRO CONVENCIONA CONVEN CIONAL L (SUPUESTO) (SUPU ESTO) D escripción H oras Valor U /. S ubtotal C orri das para C ontrol de Verticalidad* C orri das S upuestas RGS WB**
1,83 $ 1.250,00 $ 2.287,50 15,80 $ 1.250,00 $ 19.750,00 TOTAL 17,63 $ 22.037,50 * 2 corridas necesarias para p ara contr controlar olar v verticalidad erticalidad de 0 a 270 ft con GWD o Gyro Conv Co nvencional. encional. ** Tabla 11. Tiempos operacionales en la Toma de surveys con GWD y Gyro Convencional Conven cional (RGS WB WB)) en el POZO TUCAN B B-72. -72.
4.5.2.4. Costo por Píldoras bombeadas en el tiempo adicional de circulación al trabajar con Gyro RGS-OR ® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72
Este gasto es exclusivo al trabajar con gyro convencional ya que al terminar de perforar la parada se necesita limpiar y repasar el intervalo perforado por tal 179
motivo antes de bajar gyro se bombean de 25 a 50 Bls de píldora viscosa dependiendo de la profundidad y el diámetro del hueco. Una píldora es una cantidad relativamente pequeña (menos de 200 bls) de una mezcla especial de fluido de perforación utilizada para ejecutar una tarea específica que el fluido de perforación regular no puede realizar. Por ejemplo una píldora viscosa ayuda a extraer los ripios de perforación, para la preparación de esta generalmente se utiliza bentonita pero las compañías de fluidos de perforación manejan nombres comerciales para especificar sus productos, entre estos tenemos: Natural Gel, Goma Xantica, Aquagel que son químicos viscosificantes. El costo estimado para bombear una píldora viscosa de 50 bls ya sea con un promedio de 9 sacos de Natural Gel o con la utilización de un solo saco de Goma Xantica sería de 300 dólares. Las Tablas 19 y 20 presentan el costo en relación a las píldoras viscosas bombeadas antes de cada corrida para los dos pozos de estudio. El sistema GWD no aplica este costo debido a que la herramienta es parte del BHA.
Tabla 19. Costo por Píldoras Viscosas con Gyro convencional, TUCAN A-93H PILDORAS - TUCAN TUC AN A-93H CONNGWD D escripcióTRABAJO n º Pildo(REAL) ras V alor U /. C orridas para C ontrol de Verti cali dad
11,00 11,00
$ 300,00
11,00 10,00 21,00
$ 300,00 $ 300,00
Subtotal $
3.300,00
$ 3.300,00 TOTAL TRABAJO CON GY GYRO RO CONVENCIONA CONVEN CIONAL L (SUPUESTO) (SUPU ESTO) D escripción N º Pildoras V alor U /. Subtotal C orridas para C ontrol de Verti cali dad C orri das S upuestas RGS WB
TOTAL
$ $
3.300,00 3.000,00
$ 6.300,00
180
Tabla 20. Costo por Píldoras Viscosas con Gyro convencional, TUCAN B-72 PILDORAS - TUCAN B-72 TRABAJO CON GWD (REAL) D escripción N º Pildoras Valor U /. C orridas para C ontrol de V erti cali dad
2,00
$ 300,00
S ubtotal $
600,00
2,00 $ 600,00 TOTAL TRABAJO CON GYRO GYRO CONVENCIONA CONVEN CIONAL L (SUPUESTO) (SUPU ESTO) D escripción N º Pildoras Valor U /. S ubtotal C orridas para C ontrol de V erti cali dad C orri das S upuestas RGS WB
TOTAL
2,00 15,00 17,00
$ 300,00 $ 300,00
$ 600,00 $ 4.500,00
$ 5.100,00
4.5.2.5. Balance Económico de la utilización del Sistema GWD en relación al Sistema Convencional Gyro RGS-OR ® en los Pozos TUCAN A-93H y TUCAN B-72 Después de haber determinado los costos totales por operación de equipos, tiempo de taladro y píldoras bombeadas de los dos sistemas lo siguiente es establecer cuál fue el ahorro económico por utilizar GWD. Las Tablas 21 y 22 competen al ahorro económico en la utilización de GWD para los dos casos de estudio.
Tabla 21. Costos Totales GWD y Gyro convencional, Pozo TUCAN A-93H A -93H TUCAN A-93 A-93H H Descripción Costo Total con GWD (real) Costo Total con Gyro Convencional (supuesto) Ahorro Ahorro con GWD
Costo Operacional Operacional Costo por Tiempo Costo por Pildoras P ildoras de Equipos de Taladro Bombeadas
TOTAL
$ 41.500,00
$ 15.875,00
$ 3.300,00
$ 60.675,00
$ 48.850,00
$ 25.375,00
$ 6.300,00
$ 80.525,00
$ 7.350,00
$ 9.500,00
$ 3.000,00
$ 19.850,00
Tabla 22. Costos Totales GWD y Gyro convencional, Pozo TUCAN B-72 Descripción Costo Total con GWD (real) Costo Total con Gyro Convencional (supuesto)
TUCAN B-72 Costo Operacional Operacional Costo por Tiempo Costo por Pildoras P ildoras de Equipos de Taladro Bombeadas
TOTAL
$ 43.250,00
$ 4.162,50
$ 600,00
$ 48.012,50
$ 39.600,00
$ 22.037,50
$ 5.100,00
$ 66.737,50
Ahorr Ahorro o con GWD
-$ 3.650,00
$ 17.875,00
$ 4.500,00
$ 18.725,00
181
CAPITULO V 5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES Al término de este trabajo, se han obtenido las siguientes conclusiones y recomendaciones:
5.1. CONCLUSIONES
Comparando los registros direccionales de los sistemas MWD y Gyro;
partiendo de que la herramienta giroscópica toma sus lecturas referidas a un norte inalterable ofrece una posicionalidad más confiable permitiendo estandarizar un modelo ISCWSA con menos errores y estableciendo finalmente valores superiores de precisión como se observa en la Tabla 2.
Empleando los surveys del Gyro (cada 1 pie) y MWD (cada 93 pies
promedio) se comparó la posicionalidad del POZO PAYAMINO 1-D (Punto 3.8.3). Teniendo en cuenta que las lecturas del gyro son más precisas y fueron cada pie, estas proporcionaron un mejor y confiable control posicional.
El sistema GWD tiene gran versatilidad de funcionamiento al poder trabajar en conjunto con la mayor parte de Sistemas MWD de las compañas direccionales (Schlumberger, Halliburton, Weatherford, Baker Hughes, Gyrodata).
Después de comparar operacionalmente los sistemas GWD y Gyro
convencional en los 2 casos de estudio, se determinaron las siguientes ventajas:
Según las Tablas 6 y 7 el GWD proporciona un mejor control posicional con surveys más cercanos a la broca.
182
Según las Tablas 11 y 12. E Ell GWD Ahorra tiempo de Taladro.
Del estudio costo - beneficio de las Tablas 21 y 22 se concluye que la
utilización del sistema GWD frente al sistema convencional ahorra un promedio de $ 19.288 dólares de los dos casos de estudio.
El sistema GWD brinda operaciones más seguras. No requiere personal
en la mesa rotaria para el rig up del gyro y tampoco existe un cable en tensión y movimiento.
5.2. RECOMENDACIONES RECOMENDACIONES
Se recomienda un estudio comparativo de registros direccionales de
pozos tomados con MWD, GWD y Gyro; Seleccionando casos de estudio. Los surveys utilizados de preferencia deben tener sus lecturas hasta la profundidad medida final de los pozos. El estudio propuesto debería considerar los siguientes aspectos de ser posible:
Precisión de los ssensores ensores MWD, G GWD WD y Gyro.
Perfiles, azimuth e inclinación inclinación vvs. s. Profundidad MD.
Perfiles TVD vs. Vertica Verticall Section y Northing vs. Easting.
Elipses de incertidumbre posicional p para ara los dos sistemas sistemas..
En caso de seleccionar pozos horizontales correlacionar con la información de registros eléctricos la ubicación del pozo dentro del espesor del yacimiento.
Teniendo en cuenta la versatilidad del sistema GWD al trabajar en
conjunto con el sistema MWD de varias compañías direccionales. Se sugiere un análisis operacional con similitudes y diferencias para cada uno.
Realizar un estudio de la matriz de riesgo al trabajar con GWD.
183
El sistema GWD funciona con batería de litio por lo que se debe
identificar, cuantificar y gestionar el riego que esto representa.
En el campo Pungarayacu se implementaran proyectos de recuperación
mejorada de petróleo con tecnología de Segregación Gravitacional Asistida con Vapor (SAGD). Esta tecnología requiere la perforación de dos pozos horizontales, gemelos y paralelos uno arriba del otro con el fin de inyectar vapor y permitir la fluidez del crudo extra pesado al pozo productor. En la última etapa de perforación donde se necesita navegar horizontalmente a través del yacimiento, las lecturas del MWD estarán interferidas magnéticamente por el revestimiento del otro pozo. La utilización del GWD90 (última generación del GWD) para navegar en la sección horizontal sería importante. Esta herramienta se está usando exitosamente en proyectos similares en Canadá.
184
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188
ANEXOS Anexo I. Método de Mínima Curvatura
Las fórmulas del método de mínima curvatura se listan abajo:
ß debe estar en radianes r adianes Dónde: MD= Profundidad Medida entre surveys (ft) I1= Ángulo de inclinación del survey superior (grados) I2= Ángulo de inclinación del survey inferior (grados) Az1= Azimuth del survey superior
Az2= Azimuth del survey inferior RF= Factor de Radio ß= Ángulo Dog leg 189
El siguiente ejemplo es un cálculo del Método de Mínima Curvatura
Survey 1 Profundidad = 3500 ft Inclinación = 15 degree (I1) Azimuth = 20degree (Az1)
Survey 2 Profundidad = 3600 ft Inclinación = 25 degree (I2) Azimuth = 45 degree (Az2)
Solución: MD = 3600 – 3600 – 3500 3500 = 100 ft
ß= 0.22605 radianes = 12.95º
RF= 1.00408 Con las formulas presentadas anteriormente se obtiene:
North = 27.22 ft East = 19.45 ft
TVD = 94.01 ft
190
Anexo II. Sistemas de Calidad SQ3 1.
¿Qué es SQ3?
SQ3 (Calidad de servicio al Cubo) es un nuevo y multifacético acercamiento para preservar y promover la bien ganada reputación de Gyrodata como el mejor proveedor mundial de servicios de registros giroscópicos de alta precisión.
La iniciativa SQ3 de Gyrodata es un programa educacional y un requisito de certificación para las operaciones de registros giroscópicos de la compañía en el campo. La iniciativa SQ3 pretende reenfocar la industria hacia un consistente estándar de servicio. Cuando un reporte de registro de Gyrodata este marcado con el nuevo sello SQ3, los empleados de Gyrodata y nuestros clientes estarán seguros de recibir el más alto nivel de calidad y precisión de servicio disponible. La alta calidad de Gyrodata es el resultado de 30 años de grandes inversiones en el mejoramiento tecnológico y el diseño global del sistema. Desde su creación en 1980, Gyrodata ha invertido más de un millón de horas de trabajo en ingeniería, investigación y desarrollo. El compromiso se ha traducido en más
de 135 millones de pies (25.000 millas) registrados en alrededor de 90 países. SQ3 acentúa tres aspectos principales de los servicios de Gyrodata:
191
Calidad de los Sistemas.- Sistemas giroscópicos de ingeniería de precisión, diseñados y manufacturados por Gyrodata.
Calidad de los Registros.- Precisión de la data obtenida gracias a procedimientos estandarizados que producen una garantía de calidad.
2.
Calidad del Servicio.- Un valor excepcional para nuestros clientes gracias a nuestro control de procesos.
Calidad de los Sistemas
Gyrodata lanza la cuarta generación de tecnología para registros giroscópicos con la introducción del Surveyor X-4TM. X-4TM incorpora avances en electrónica, modelamiento de software, firmware, y un nuevo sensor de alto impacto, así como mecanismos para añadir resistencia adicional al impacto y a la vibración dentro de los pozos. Los dispositivos electrónicos de cuarta generación están montados en un chasis de una sola pieza para mejorar así su confiabilidad y proveer un nivel mayor de precisión en la obtención de los datos. Esto reduce también la proporción general de ruido contra señal, para proveer un nivel superior de precisión de las mediciones. La nueva versión 4.7 del software Field Apps, mejora significativamente los datos post-adquisición del sensor, el procesamiento de la calibración y los procedimientos de control de calidad, para asegurar mediciones más confiables y precisas de registro. Como resultado de estas mejoras ha habido una reducción sustancial en rupturas de las herramientas giroscópicas y de la necesidad de enviar los sistemas a los centros de servicio para calibraciones maestras. El nuevo y más robusto sistema X-4TM también está produciendo aplicaciones novedosas e importantes. Se está corrigiendo por primera vez como un sistema verdaderamente lanzado, proveyendo a nuestros clientes ahorros en tiempo de perforación, y ahora está disponible comercialmente como una herramienta de corrida vertical continua.
El sistema X-4TM ha sido también probado como un sistema siste ma de actitud múltiple continuo (herramienta CAATTM) que registrara en movimiento de vertical a horizontal. 192
3.
Calidad de los Registros
Precisión de la data gracias a procedimientos estandarizados que producen una garantía de Calidad. El diagrama de flujo anterior describe el ciclo de garantía de calidad para los servicios regulares de Gyrodata, tales como: surveys multi shot, orientaciones, surveys multi shot con batería y advanced logging combinations (ALC). Cada etapa es una parte integral de los procedimientos QA / QC de Gyrodata, que garantizan que todas las tareas, tanto en campo como en la oficina, sean llevadas a cabo bajo los más altos estándares, lo cual produce los registros más precios disponibles en la industria.
Etapa 1 – 1 – Calibración Calibración Durante la calibración, todas las secciones modulares del Sistema de registro son probadas extensivamente y monitoreadas con la misma configuración en las que serían usados en el sitio de trabajo. Durante el monitoreo, la herramienta es colocada en una serie de posiciones conocidas, con relación al norte verdadero y a la vertical. Sabiendo la respuesta esperada para cada una de las posiciones controladas, la computadora es entonces capaz de calcular la
inclinación, azimuth y toolface de la herramienta representada por las lecturas intermedias de los acelerómetros y los giroscopios.
193
Los stands de calibración de alta precisión hechos a la medida, usados para este propósito fueron diseñados por Gyrodata. El stand consta de tres soportes, cada uno gira independientemente y controla una de las tres variables de posición, así como el intervalo de temperatura de pozo esperado:
Inclinación de 0 a 120º
Azimuth de 0 a 360º
Toolface de 0 a 360º
Rangos de temperatura
Etapa 2 – 2 – Call Call out Information Al momento de recibir la solicitud del trabajo, se lleva a cabo una junta informativa con el ingeniero de campo respecto a los procedimientos del trabajo a realizar y la información de pozo.
Etapa 3 – 3 – Onshore Onshore Base - System Tests En la base se realiza una prueba de funcionamiento de las herramientas giroscópicas y del equipo electrónico que va a ser usado en el trabajo, esta prueba incluye un “Roll Test” (verificación de la validez de la calibración). calibración).
Etapa 4 – 4 – Rigsite Rigsite System Test Esta prueba es realizada en un sitio cercano al pozo (on-site) y es para comprobar el OST (Operation Standard Test) después de haber traslado el equipo de registros al pozo; esta prueba incluye un “Pre“Pre -Job Roll Test” que es una verificación de la validez de la calibración.
Etapa 5 – 5 – Rigsite Rigsite Data Collection
La toma del registro se realiza a través del software de campo; éste permite al ingeniero hacer una primera evaluación de la calidad de los datos. El software 194
está diseñado para alertar al ingeniero si las lecturas están fuera de tolerancias, evaluando:
La estabilidad de los “Bias” de los acelerómetros (BAX, BAY) de una
estación a otra. La estabilidad de los “Bias” del giróscopo (GXB, GYB) de una estación a otra.
Los rangos de temperatura (deben estar dentro del rango de temperatura de la calibración).
Valores calculados para “Delta Ehr”. Ehr”.
Etapa 6 – 6 – Rigsite Rigsite Post Run Una serie de Aseguramientos de Calidad / Control de Calidad (QA / QC) son aplicados a todos los registros en modo girocompás y continuos antes de ser presentados a nuestros clientes.
Post Roll Test.- Confirma que la herramienta continúa funcionando correctamente, que no sufrió daños y verifica la validez de la calibración.
Comparación del registro de entrada entrada y el de salida (INRUN-OUTRUN).Consiste en la toma de ciertas lecturas a profundidades específicas cuando se baja la herramienta y cuando sale del pozo; se comparan y revisan que las diferencias que no excedan las tolerancias establecidas, evaluando así los errores gruesos por desalineamientos.
Corrección de SAG.- Esta corrección solo se aplica a registros giroscópicos lanzados en tubería de perforación (Drop Gyro). Una corrección en grados para la desalineación de la sarta de perforación es calculada y es aplicada si es necesario.
Control de Pro Profundidad.fundidad.- Se aplic aplica a control d de e profundidad para cualq cualquier uier registro que utilice “wireline” o “slickline”. Las profundidades se registran en pies o metros, y según corresponda, se hace uso del cálculo de 195
estiramiento del cable con la herramienta en el fondo (Stretch), re-cero cuando la herramienta está en la superficie y diferencia entre las profundidades conocidas y las medidas. También se puede hacer uso del CCL para ayudar a la corrección de profundidad con un casing o tubería de perforación / BHA. Existen controles de calidad específicos para los dos diferentes modos de registro: en el modo girocompás aplicamos el Multistation Correction (MSC) y para el modo Continuo aplicamos el Continuous Drift Correction (CDC). El uso de la comparación INRUN-OUTRUN, si bien es simple y fácil de entender, no proporciona un control de calidad adecuado; los resultados de tal comparación pueden ser engañosos y causar el rechazo de un registro de calidad o la aceptación de un registro fuera del modelo de error. Aparte, es imposible derivar términos de error para fines de planificación o modelos error basados exclusivamente en la comparación de registros INRUN-OUTRUN. Es por esto que los métodos de MSC y los CDC han sido desarrollados conforme a los controles de calidad recomendados por ISCWSA o Industry Steering Committee for Wellbore Position Accuracy. Éstos proporcionan controles adecuados de calidad así como también establecen desempeños promedios de las herramientas (vinculados directamente a los modelos de error).
MSC.- Se basa en una comparación en entre tre un modelo teórico de la herramienta giroscópica y los valores reales adquiridos durante el registro. Puede decirse que es una calibración de campo de la herramienta, siempre y cuando haya suficientes cambios geométricos en el registro. MSC mide y corrige las siguientes fuentes de error: Los valores residuales de bias de los ejes X y Y, y el desbalance de la masa. Estos términos son idénticos a los tres términos más importantes
modelo de error de la herramienta herramien ta giroscópica; MSC también comprueba el rendimiento y funcionamiento del paquete de acelerómetros. 196
CDC.- También cconocido onocido como corrección de deriva continua, es similar al promedio de los registros en INRUN y OUTRUN, pero hace uso de un enfoque más complejo; primero calcula y corrige la deriva lineal del azimut y luego hace una estimación de la exactitud de la corrección aplicada. Los valores de la corrección y calidad de la corrección está directamente relacionadas con el modelo de error para la herramienta herramie nta en modo continuo.
Etapa 7 – 7 – Onshore Onshore Base - Post Run Procedimientos similares como en la etapa 4, además de un control visual de los daños evidentes durante la toma del survey en el pozo.
Etapa 8 – – Onshore Base – – Equipment Return, Maintenance & SQ3 Certification Tras la confirmación de los resultados Roll Tests, los equipos defectuosos son puestos en cuarentena dentro de una zona roja. El resto del equipo es inspeccionado, verificado, rectificado y colocado en una zona verde. Las instrucciones de trabajo y las solicitudes de reparación se hacen para un equipo defectuoso. Si todo está en orden el reporte final marca con el sello SQ3 de aprobación y presentado al cliente.
4.
Calidad de los Servicios
A primera vista, los reportes de los registros de cualquier compañía llucen ucen muy similares; resultados tabulados que proveen coordenadas tridimensionales de el pozo a varias profundidades. Así que entonces; ¿importa que compañía se utilice? El valor de un registro yace en verdad en su precisión inherente, la cual puede variar enormemente entre compañías. La precisión de un registro afecta la calidad del conocimiento de los yacimientos y los modelos terrestres,
finalmente, el cálculo de las reservas del lugar y los ritmos de recuperación. Adicionalmente, el valor de un registro de alta precisión no se aprecia generalmente hasta que es necesario perforar cerca o inclusive interceptar el 197
pozo que ya ha sido registrado. ¿Quién quiere estar en un equipo de perforación, perforando cerca de un pozo con información de registro dudosa? En estos días es relativamente simple comprar sensores giroscópicos de orientación al norte verdadero, pero es un camino largo y difícil desde comprar un sensor hasta producir un sistema capaz de producir datos de alta precisión. Hay muchas compañías de registros las cuales están satisfechas con un sistema que solo produzca una lista tabulada de coordenadas para dársela al cliente, pero tienen muy poco interés en la precisión real de los datos que proveen.
Bancos de calibración calibración a la medida.
Análisis tabular de cambio y procedimientos rigurosos de pruebas de
vibración y temperatura. Procedimientos operat operativos ivos con alto co control ntrol de calidad y soporte técnico las 24 horas del día alrededor del mundo.
Familia de herramientas Surveyor X-4 con mejor mejor desempe desempeño. ño.
Modelos de error reconocidos por la industria.
Participación mundial en foros de la industria.
30 años de experiencia operacional.
Extensiva base de datos de registros a nivel mundial.
Calidad a través del control.
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Anexo III. MSDS para Celdas y Baterías de Cloruro de Tionilo de Litio
199
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