Herramientas de Registros Direccionales

Las herramientas de registro direccional miden el azimut referido al Norte Magnético de la tierra, NM

Norte Magnético.- Es la dirección de la componente horizontal del campo magnetico terrestre en un punto seleccionado sobre la superficie de la tierra

En la perforación de pozo petroleros, todas las mediciones direccionales son dadas por herramientas de tipo magnética, las cuales leen un azimut referido al Norte Magnético. En este sentido los cálculos finales de las coordenadas siempre son convertidos al Norte Verdadero o al norte del Mapa.

Norte Verdadero (Norte Geográfico).- Es la dirección de polo norte geográfico, el cual yace sobre el de rotación de la tierra. Esta dirección esta indicada por la estrella polar.

Norte Cuadrícula o norte de mapa.- Es la dirección norte sobre un mapa. El norte cuadrícula o norte de mapa corresponde al norte verdadero solo en el meridiano central. Todos los otros puntos deben corregirse por convergencia, esto es, por el ángulo entre el norte de mapa y el norte verdadero en cualquier punto.

Los principios de funcionamiento del LWD y MWD son:

La Herramienta toma los datos en el fondo. Los datos son transmitidos en forma de pulsos de lodo. Los sensores convierten los pulsos en señales electricas. El equipo de superficie decodifica la información de los sensores. Entrega los registros y datos direccionales al cliente.

MWD (MEASURE WHILE DRILLING)

MWD es sinónimo de medición durante la perforación en la industria del petróleo. Es un sistema desarrollado para realizar mediciones relacionadas con la perforación del pozo y transmitir la información a la superficie durante la perforación de un

pozo. Herramientas MWD se transmiten de fondo de pozo como parte del conjunto de orificio inferior (BHA). Las herramientas están dentro de un collar de taladro (tipo de sonda) o se incorporan a los mismos collares.Los sistemas MWD pueden tomar varias medidas, como rayos gamma naturales , la encuesta de dirección, cara de la herramienta, la presión del pozo, la temperatura, vibración, golpes, etc. Para algunas herramientas avanzadas de MWD puede incluso medir la presión de formación y tomar muestras de la formación. El MWD también ofrece la telemetría para el funcionamiento de las herramientas de dirección de giro (EAR).

Los resultados medidos se almacenan en las herramientas MWD y algunos de los resultados pueden ser transmitidos digitalmente a la superficie mediante telemetría lodo emisor a través del lodo o de otras tecnologías avanzadas.

Algunos sistemas MWD tienen la capacidad de recibir comandos de control codificados que se envían al encender y apagar las bombas de lodo y / o cambiar la velocidad de rotación de la tubería de perforación o mediante otra tecnología de telemetría avanzadas tales como tubería de cableado.

Tipos de información que se transmite

Información direccional

Las herramientas MWD son generalmente capaces de tomar las encuestas de dirección en tiempo real. La herramienta utiliza acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y el azimut del pozo en ese lugar, y luego transmitir esa información a la superficie. Con una serie de encuestas a intervalos apropiados (en cualquier lugar de cada 30 pies (es decir, 10 m) a cada 500 pies), la ubicación del pozo se puede calcular.

Las herramientas MWD son piezas extremadamente complejas de la electrónica de alta tecnología. Por sí mismo, esta información permite a los operadores probar el bienestar del pozo para no cruzar a las zonas que no están autorizados para perforar. Sin embargo, debido al coste de los sistemas MWD, no se utilizan en los pozos perforados verticalmente.

Figura 1. Componentes Carburo de tungsteno de alta precisión MWD unidades direccional usada en la perforación de pozos petroleros

El principal uso de encuestas en tiempo real se lleva a cabo en la Perforación Direccional.

Las herramientas MWD también prevén en general las medidas del toolface para ayudar en la perforación direccional con motores de fondo de pozo de lodo.

Información de perforación mecánica

Las herramientas MWD también pueden proporcionar información sobre las condiciones de la broca. Esto puede incluir:

Velocidad de rotación de la sarta de perforación Suavidad de que la rotación Tipo y gravedad de las vibraciones de fondo de pozo Temperatura de fondo de pozo Par y de peso en bits, medidos cerca de la broca Volumen de flujo de lodo

El uso de esta información permite que el operador pueda perforar el pozo de manera más eficiente, y garantizar que la herramienta MWD y las herramientas de fondo de pozo, tales como motores de barro y LWD, sean aplicados dentro de sus especificaciones técnicas para evitar que la herramienta fracase. Esta información también es valiosa para geólogos responsables de la información ya que les brinda información sobre la formación que se está perforado.

Propiedades de la Formación

Muchas de las herramientas MWD, ya sea por cuenta propia, o en combinación con distintos registros durante la perforación de herramientas, puede realizar mediciones de las propiedades de formación.

LWD de registro durante la perforación herramientas son capaces de medir una serie de características geológicas como densidad, porosidad, resistividad, acústica, pinza, la inclinación de la broca (NBI), la resonancia magnética y la presión de formación.La herramienta MWD permite que estas medidas que deben tomarse sean evaluadas, mientras que el pozo está siendo perforado. Esto hace posible la realización de geonavegación , o de perforación direccional basada en las propiedades de formación medidas, en el lugar de la perforación en un objetivo preestablecido.La mayoría de herramientas MWD contienen internamente un sensor de Gamma Ray para medir sus valores naturales. Esto se debe a que estos sensores son compactas, de bajo costo, confiable, y puede tomar medidas a través de collares de perforación sin modificarlos.Medición durante la perforación puede ser rentable en pozos de exploración, especialmente en las zonas del Golfo de México, donde se perforan pozos en las zonas de domos de sal. El registro de resistividad detectará la penetración en el domo salino, y la detección precoz evita daños de sal al lodo de perforación de bentonita.

Métodos de transmisión de datosTelemetría de pulso de lodoEste es el método más común de transmisión de datos utilizado por MWD (medición durante la perforación) herramientas. Una válvula de fondo de pozo es operado para restringir el flujo del lodo de perforación (lodo), de acuerdo con la información digital a transmitir. Esto crea las fluctuaciones de presión en representación de la información. Las fluctuaciones de presión se propagan en el fluido de perforación hacia la superficie donde se reciben de los sensores de presión. En la superficie, las señales de presión recibidas se procesan por computadora para reconstruir la información. La tecnología está disponible en tres variedades - positivo el pulso, la negativa del pulso y la onda continua.Positivo del pulso

Las herramientas de pulso positivo brevemente cierran y abren la válvula para restringir el flujo de lodo dentro de la tubería de perforación. Esto produce un aumento de la presión que se puede ver en la superficie. Códigos de línea se utilizan para representar la información digital en forma de pulsos.

Negativo del pulso

Las herramientas de pulso negativo brevemente abren y cierran la válvula para liberar de lodo del interior de la tubería de perforación hacia el anillo. Esto produce una disminución de la presión que se puede ver en la superficie. Códigos de línea se utilizan para representar la información digital en forma de pulsos.

Onda continúaLas herramientas de onda continua poco a poco cierran y abren la válvula de presión para generar fluctuaciones sinusoidales en el fluido de perforación. Cualquier régimen digital de modulación con una fase continua se puede utilizar para imponer la información sobre una señal portadora.

Cuando la perforación bajo balance es utilizada, la telemetría de pulso de lodo puede quedar inutilizable. Esto se debe generalmente a fin de reducir la densidad equivalente del lodo de perforación, inyectando un gas compresible en el lodo. Esto hace que la señal de alta atenuación , reduzca drásticamente la capacidad del lodo para transmitir datos pulsada. En este caso es necesario el uso de diferentes métodos de telemetría de pulso de lodo, como las ondas electromagnéticas que se propagan a través de la formación o la tubería de perforación de telemetría por cable.La tecnología de telemetría pulso de lodo actual ofrece un ancho de banda de hasta 40 puntos básicos. La velocidad de datos baja al aumentar la longitud del pozo y por lo general tan bajo como 1.5 bps  - 3,0 puntos básicos. (bits por segundo) a una profundidad de 35.000 pies - 40.000 pies (10.668 m - 12.192 m).La comunicación de fondo del pozo a superficie se hace normalmente a través de cambios en los parámetros de perforación, es decir, el cambio de la velocidad de rotación de la sarta de perforación o de cambio de la tasa de flujo de lodo. Realizar cambios en los parámetros de perforación con el fin de enviar la información puede requerir la interrupción del proceso de perforación, que es desfavorable debido al hecho de que hace tiempo no productivo.

Telemetría electromagnética (EM Tool)Estas herramientas incorporan un aislante eléctrico en la columna de perforación. Para transmitir los datos de la herramienta se genera una diferencia de voltaje entre alternado superior (la

columna de perforación principal, por encima del aislante), y la parte inferior (la broca del taladro y otras herramientas situada por debajo del aislante de la herramienta MWD). En la superficie un alambre se une a la cabeza del pozo, lo que hace contacto con la tubería de perforación en la superficie. Un segundo cable está conectado a una varilla enterrada en el suelo a cierta distancia. La boca de pozo y la varilla de tierra forman los dos electrodos de una antena dipolo. La diferencia de tensión entre los dos electrodos es la señal de recepción el cual es descifrado por un equipo.La herramienta EM genera diferencias de voltaje entre las secciones de perforación en el patrón de muy baja frecuencia (2-12Hz) ondas. Los datos se imponen a través de las ondas digitales de modulación .Este sistema en general, ofrece velocidades de datos de hasta 10 bits por segundo. Además, muchas de estas herramientas también son capaces de recibir datos desde la superficie de la misma manera, mientras que las herramientas de lodo base de pulso se basan en cambios en los parámetros de perforación, tales como velocidad de rotación de la sarta de perforación o de la tasa de flujo de lodo, para enviar información desde la superficie hasta el fondo del pozo herramientas. Realizar cambios en los parámetros de perforación con el fin de enviar información a las herramientas en general, se interrumpe el proceso de perforación, ocasionando pérdida de tiempo.En comparación con la telemetría de pulso de lodo, la telemetría de pulso electrónico es más eficaz en ciertas situaciones especiales, tales como la perforación bajo balance o cuando se utiliza aire como fluido de perforación. Sin embargo, por lo general se queda corto al perforar pozos profundos con carácter excepcional, y la señal puede perder fuerza rápidamente en ciertos tipos de formaciones, llegando a ser indetectable en sólo unos pocos miles de pies de profundidad.

Con conexión de cable Tubería de PerforaciónVarias compañías de servicios petroleros están desarrollando sistemas de cableado tubería de perforación. Estos sistemas utilizan cables eléctricos integrados en todos los componentes de la sarta de perforación, los cuales transportan señales eléctricas directamente a la superficie. Estos sistemas prometen velocidades de transmisión de datos de órdenes de magnitud mayor en comparación a la telemetría con pulso de y de lodo o de telemetría electromagnética, tanto de la

herramienta de fondo de pozo a la superficie, y desde la superficie a la herramienta de fondo de pozo. El IntelliServ por cable de red de tuberías, que ofrece velocidades de datos más de 1 megabit por segundo, se convirtió comercial el 2006. Los representantes de BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ, y Schlumberger presentaron tres casos de éxito con este sistema, tanto en tierra como costa afuera.

Herramientas recuperablesLas herramientas MWD pueden ser semi-permanentes montado en un collar de perforación (sólo extraíbles en las instalaciones de servicio), o pueden ser autónomos y de línea fija recuperables.Las herramientas recuperables, conocido como Slim Herramientas, se pueden recuperar y sustituye el uso de telefonía fija a través de la sarta de perforación. En general, esto permite que la herramienta se sustituya mucho más rápido en caso de fallo, y permite que la herramienta sea recuperada si la perforación se atasca. Las herramientas recuperables debe ser mucho más pequeños, por lo general alrededor de 2 pulgadas de diámetro o menos, aunque su longitud puede ser de 20 pies o más. El pequeño tamaño es necesario para la herramienta de ajuste a través de la sarta de perforación, sin embargo, también limita las capacidades de la herramienta. Por ejemplo, las herramientas delgadas no son capaces de enviar datos en la misma proporción que el collar herramientas montadas, y también son más limitados en su capacidad de comunicarse y de suministro de energía eléctrica a otras herramientas LWD.Collar-herramientas montado, también conocida como grasa herramientas, por lo general no puede ser removido de su collar de perforación en el pozo. Si la herramienta falla, toda la sarta de perforación debe ser sacado del agujero en su lugar. Sin embargo, sin la necesidad de pasar por la columna de perforación, la herramienta puede ser más grande y más capaz.La capacidad de recuperar la herramienta a través de cable a menudo es útil. Por ejemplo, si la perforación se queda atrapada en el agujero, entonces la recuperación de la herramienta a través de telefonía fija se ahorrará una cantidad sustancial de dinero en comparación con dejarlo en el agujero con la parte pegada de la sarta de perforación. Sin embargo, hay algunas limitaciones en el proceso.

LimitacionesRecuperación de una herramienta con cable no es necesariamente más rápida que tirar de la herramienta del agujero. Por ejemplo, si la herramienta no llega a 1.500 pies (460 m) durante la perforación con una plataforma de triple (capaz de viaje de 3 tramos de tubería, o alrededor de 90 pies (30 m) pies, a la vez), entonces por lo general, sería más rápido tirar de la herramienta del agujero que armar cable y recuperar la herramienta, especialmente si la unidad de telefonía fija debe ser transportado a la plataforma. Las recuperaciones de telefonía fija también introducen un riesgo adicional. Si la herramienta se suelta de la línea fija, entonces caerá de nuevo por la sarta de perforación. En general, esto causa graves daños a la herramienta y los componentes de perforación en la que se asiente, y requerirá la sarta de perforación que se sacó del agujero para reemplazar los componentes no, lo que resulta en un mayor costo total que sacar del agujero en el primer lugar. El tren de cable que se no se adhieren a la herramienta, o en el caso de un fallo grave, puede llevar sólo una parte de la herramienta a la superficie. Esto requeriría la sarta de perforación que se sacó del agujero para reemplazar los componentes no, con lo que la operación de telefonía fija una pérdida de tiempo.http://en.wikipedia.org/wiki/Measurement_while_drilling

INNOVACIONES EN TECNOLOGIA LWD Y MWD

La herramienta LWD (Loggig While Drilling- Registro durante la perforación), se utiliza para registrar el pozo mientras se está perforando, de este modo, se obtiene información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su comercialización en la década de los ochenta, ha incremento su utilización alrededor del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo posible la optimización de la perforación en diversos aspectos.

Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la

perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingles) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.

La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registro LWD en tiempo real.

Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:

a) Sección se sensores: toma los registros.

b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registros y manda a la sección de transmisión

c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.

d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.

VENTAJAS

*Reducción del tiempo de perforación.

*Ahorro en los costos de operación.

*Toma de decisiones de tiempo de real.

*Producción anticipada.

*Mejora la productividad en pozos horizontales.

LWD (LOGGING WHILE DRILLING)

La herramienta LWD (Logging While Drilling- Registros durante la perforación), se utiliza para registrar el pozo mientras se esta perforando, de este modo, se obtiene información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su comercialización en la década de los ochenta, ha incrementado su utilización alrededor del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo posible la optimización de la perforación en diversos aspectos.Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de 1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en inglés) y la temperatura, permiten a los perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva proveniente de los registros LWD en tiempo real.

Es una técnica de transporte y herramientas de registro en la perforación del pozo, así como parte del conjunto de orificio inferior (BHA). La evaluación de formación primaria es una parte esencial de modelado de petrofisico para compañías de petroleo al valorar potencial de depósito. La tecnología de LWD proporciona a operadores datos de evaluación de formación de hora reales durante la perforación de un pozo con sensores que se incluyen en el BHA. Se envía información para emerger en tiempo real y la herramienta adquiere y guarda los datos en la memoria para más últimas bajada y presentación de anotaciones de alta resolución simultáneamente. La utilización de tecnología de LWD se vuelve de importancia particular cuando no se puedan obtener mediciones de wireline tradicionales fácilmente. Es especialmente útil como un geo - conductor herramienta en perforación bien horizontal para desembarcar la así maximiza exactamente, capacidad de producción bien.Gracias al LWD La resistividad de formación en tiempo real, la información sobre la litología y la porosidad adquirida durante la perforación le permite a los geólogos evaluar y visualizar la formación alrededor del pozo, antes que ocurra una daño a la formación o que se provoque una invasión de lodo. Las mediciones LWD le permiten al geólogo seleccionar los puntos para bajar el casing y, detectar y cuantificar las zonas potenciales cuando estas son interceptadas, e identificar los límites del fluido en tiempo real mientras se perfora. Las nuevas mediciones de imagen y perforación (IWD) hacen posible la detección de la fractura y la determinación del buzamiento. La perforación en tiempo real y los datos del perfilado pueden ser integrados en las workstations con datos sísmicos en 3D. Trabaja con su medición durante la perforación (MWD) del sistema para transmitir los resultados de medición parcial o total a la superficie a través de un pulsador normalmente lodo de perforación o de otras técnicas de mejora, mientras que las herramientas LWD se encuentran todavía en el pozo, que se llama "datos en tiempo real" . Los resultados completos de medición se pueden descargar las herramientas LWD después de que se sacó del agujero, que se llama "datos de la memoria". Se desarrolló originalmente como una mejora a la anterior MWD tecnología para sustituir total o parcialmente por cable registro operación. Con la mejora de la tecnología en las últimas décadas, LWD ahora es ampliamente utilizado para la perforación (incluyendo geonavegación ), evaluación de la formación (sobre todo por el tiempo real y el ángulo de pozos de alto). La tecnología de registro mientras se perfora o LWD, por las siglas en inglés "Logging While Drilling", es la tecnología de tomar medidas de las propiedades de las formaciones mientras se esta construyendo el pozo.

El desarrollo histórico de la tecnología se inicia con el desarrollo de las primeras herramientas MWD, por las siglas en inglés "Measurement While Drilling" para evaluación de las formaciones, las herramientas de resistividad corta normal y rayos gamma MWD, las cuales se utilizaron para evaluación cualitativa de las formaciones. Los avances posteriores permitieron la introducción de nuevas herramientas de resistividad, las cuales se basan en la propagación de ondas electromagnéticas, herramientas de rayos gamma que permiten la medición de la radiactividad de las formaciones, herramientas de densidad, neutrón y sónica, con las cuales se constituye un conjunto básico de medidas para la evaluación de las formaciones. Para el desarrollo de las diferentes herramientas de la tecnología LWD, se han tenido en cuenta los principios físicos de funcionamiento de algunas de las herramientas de registro a cable: Herramientas de resistividad se han desarrollado algunos diseños

basados en la resistividad corta normal y la resistividad por propagación de onda electromagnética.

Herramienta de rayos gamma la medida se basa en la medida de la radiactividad natural emitida por las formaciones, para la

Herramienta de neutrón la medida se basa en la dispersión que sufren los neutrones emitidos por la herramienta al chocar con los núcleos de los átomos de las formaciones registradas, especialmente por los núcleos de los átomos de hidrógeno de los fluidos que llenan los espacios porosos.

Adicionalmente cambios en los diseños de las herramientas para poder hacerlas útiles en los procesos de perforación tales como la adecuación de un estabilizador a las herramientas de densidad y neutrón en vez del patín que utilizan las herramienta de densidad y neutrón a cable y un nuevo diseño para la herramienta sónica LWD que le permite medir aun bajo las condiciones de ruido adversas que se encuentran en estos ambiente de fondo de pozo. La información recopilada de las herramientas LWD se graba en la memoria y una parte de ella se envía a superficie en tiempo real por un sistema de telemetría, onda electromagnética, cable, sónico ó pulsos de presión en el lodo hasta la superficie para la evaluación de la formación en tiempo real. Contar con toda esta información en tiempo real ha permitido el desarrollo de procesos tales como la geonavegación o construcción del pozo, utilizando la información de las propiedades de las formaciones perforadas para ubicarlo en la posición óptima con respecto a los límites de capas o contactos de fluidos. Esto además ha permitido la realización de procesos de perforación mas seguros y eficientes. La comparación de toda esta información registrada con las herramientas LWD contra las medidas obtenidas con las herramientas a cable y las medidas obtenidas de muestras de las formaciones perforadas, ha permitido validar la utilidad de este nuevo sistema de registro permitiendo entre otras la determinación de perfiles

de invasión, correlación entre pozos y ubicación de contactos de fluidos. Esta tecnología permite visualizar el ambiente del pozo durante el proceso de la operación de perforación, lo cual no podía hacerse con las herramientas de registro a cable; además permite la evaluación de las formaciones por comparación de información obtenida a diferentes tiempos, durante y después de la perforación de una sección del pozo y luego de finalizar toda la operación de perforación; esta información ayuda a entender las propiedades de las formaciones que están siendo y que han sido perforadas.Qué es logging?

El nacimiento de se puede fechar registro cronológico en el acontecimiento primer registrado a Pechelbronn el 5 de septiembre de 1927 en donde H.Doll y los hermanos de Schlumberger (y pocos otros) hicieran un resistivity semicontinuo la medición en eso cansó campo viejo en Alsacia. La operación estuvo efectuada con un dispositivo rudimentario (un sonde) constando de un cilindro de bakelite con un par de electrodos metálicos en su exterior. Conectando el dispositivo a la superficie fue un cable/ alambre que así nos proporciona el término wireline registro cronológico. Wireline hace referencia al cable blindado por el que se bajan y recuperan los instrumentos de medición del pozo y por un cierto número de alambres aislados apantallados en el interior del cable, provea el poder eléctrico del dispositivo y unos medios para la transmisión de datos a la superficie. Más recientemente los dispositivos han sido encapsulados en un collar de taladro y la transmisión llevada a cabo a través de la columna de barro. Este procedimiento es conocido como registro cronológico mientras perforación (LWD.)Las herramientas LWD está todo montado en pared pesados collares de perforación de espesor - la parte especial de la sarta de perforación utilizados para contrarrestar la flotabilidad y proporcionar la rigidez de los segmentos más bajos de la cadena de perforación. Por lo tanto, al igual que las herramientas de línea fija todos los LWD se parecen entre sí. En la figura 1.3 una versión en particular se muestra que contiene varios sensores. Los sensores están integrados en la pared del cuello del taladro con algunas protuberancias. Sin embargo, un cauce adecuado, para atender el flujo de lodo. Como se muestra en las dos versiones de la figura, el dispositivo puede funcionar tanto con la "mancha" o con un adjunto sujeta-en exteriores "estabilizador". Este último dispositivo centraliza el collar de perforación y sus sensores contenidos. Cuando la unidad se ejecuta en la "mancha" el modo puede, en el caso de un pozo horizontal, sin duda paseo en el fondo del agujero. Figura 1.3 también ilustra una característica interesante de LWD. Como el collar de perforación se gira, los datos pueden ser adquiridos a partir de acimutes múltiples alrededor del pozo, algo que a menudo no se puede lograr con un cable.

A diferencia de las herramientas de línea fija que generalmente son de un diámetro estándar, muchas de las herramientas LWD vienen en tamaños de las familias (por ejemplo, 4, 6 y 8 pulgadas). Esto es para dar cabida a poco populares tamaños de perforación y los tamaños de cuello ya que el dispositivo LWD deben ajustarse a la cadena de perforación. Otra diferencia entre LWD y de línea fija de registro surge de la tasa de perforación que no es un parámetro totalmente controlable. Puesto que no hay forma sencilla de récord de profundidad ya que los datos se adquieren, son adquiridos en un lugar impulsado por el modo de horaEsto resulta en una tasa de muestreo desigual de los datos cuando se ponen en una escala de profundidad. Superficie de software ha sido desarrollado para redistribuir la muestra de datos en tiempo en los datos igualmente espaciados a lo largo del pozo. Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:a. Sección de sensores: toma los registros.b. Sección de Interfase (Modulo de Control): codifica los registros y manda a la sección de transmisión.c. Sección de Transmisión: envía los datos a superficie. Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.

VENTAJASa. Reducción del tiempo de perforaciónb. Ahorro en los costos de operaciónc. Toma de decisiones a tiempo reald. Producción anticipadae. Mejora de productividad en pozos horizontalesf. Sistemas modularesg. Datos de alta calidadh. Operaciones más segurasi. Minimización de riesgos potenciales durante la perforaciónLWD CON GEODIRECCIONAMIENTOEsta tecnología consiste en una antena receptora inclinada que consiste en un sensor llamado InSite ADR Azimuthal Deep Reading Resistivity (lector de resistividad profunda azimutal) es una herramienta diseñada y construida específicamente para combinar la resistividad compensada de la formación y la capacidad de mediciones direccionales en un servicio dos en uno, de direccionamiento geológico y de evaluación de la formación.

Figura 2 Esquema de la adquisición de registros durante la perforación (LWD) herramienta de cadena con los detalles de la resistencia-en-el-bit (RAB) de Microsoft. VDN = Visión densidad de neutrones herramienta, RMN-PMI = herramienta de Resonancia Magnética Nuclear, MWD = medida, mientras la herramienta de perforación, GVR = herramienta de resistividad GeoVision.

Figura 3 Un dispositivo de LWD que contiene un neutrón y densidad. El panel de laizquierda muestra la herramienta con abrazadera-en las bandas de desgaste de modo que el diámetro es similar a la de la fresabits. En el panel derecho de la herramienta se muestra en la "mancha" de modo. Cortesía de Schlumberger.

. La siguiente es una lista incompleta de medición disponibles en la tecnología LWD.

Natural de Gamma Ray (GR) o Gamma Ray Total o Espectral de rayos gamma o Azimutal Gamma Ray o rayos gamma cerca de la broca.

Densidad y fotoeléctricos Índice La porosidad de neutrones Pozo Caliper

o Ultra pinza azimutal sónica. o Densidad del calibrador

Resistividad (ohm-m) o Atenuación y resistividades de cambio de fase en los

espaciamientos transmisor y frecuencias diferentes. o Resistividad a la broca. o Profundo resistividades de dirección

Sonico o Lentitud de compresión (Δtc) o Shear Lentitud (Δts)

Pozo imágenes o Densidad de la perforación de la imagen o Resistividad de la perforación de la imagen

Probador de Formación y Sampler o Formación de presión o Formación de líquido de la muestra

Resonancia Magnética Nuclear (RMN) Sísmica durante la perforación (SWD)

o Drillbit-SWD o VSP-WD (perfil sísmico vertical durante la perforación)

Rayos Gamma (Gamma Ray = GR)Se basa en las mediciones de las emisiones naturales de rayos gamma que poseen las rocas. Durante la meteorización de las rocas, los elementos radiactivos que estas contienen se desintegran en partículas de tamaño arcilla, por lo tanto las lutitas tienen emisiones de rayos gamma mayores que las arenas. Mientras mayores el contenido de arcilla de las rocas mayor es la emisión de GR de las mismas. Los minerales radiactivos principales son: el potasio (K), el torio (Th) y el uranio (U).Registros de Densidad (FDC)

Se basa en la medición de la densidad de la formación, por medio de la atenuación de rayos gamma entre una fuente y un receptor. Posee una fuente de rayos gamma, los cuales colisionan con los átomos presentes en la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los rayos gamma dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama FDC. Sirve para estimar la densidad del sistema roca –fluido (RHOB) que posteriormente servirá para calcular la porosidad por densidad (DPHI). Si el registro de densidad es bajo indica alta porosidad y si es alto indica baja porosidad. Se lee de izquierda a derecha. La unidad de medida es gr/cm3, con un rango de valores que va desde 1.96 a 2.96 gr/cm3.

Registro Neutrónico (CNL)

Se basa en la medición de concentraciones de hidrógenos, lo que indica la presencia de agua o petróleo de la roca. Posee una fuente de neutrones, los cuales colisionan con los hidrógenos presentes en los poros de la roca. La herramienta también posee un receptor que mide los neutrones dispersos liberados en las colisiones. La herramienta se llama CNL. Sirve para estimar la porosidad neutrónica de las rocas (NPHI). Si el registro neutrónico es alto indica alta índice de neutrones, y si es bajo indica bajo índice de neutrones. Se lee de derecha a izquierda. La unidad de medida es en fracción o en %, con un rango de valores que va desde –0.15 a 0.45 (–15 a 45 %).

Registro de Calibración (Caliper = CALI)

El Caliper es una herramienta que mide el diámetro del pozo, el cual puede ser demucha utilidad a la hora de diferenciar litologías resistentes de las poco resistentes.Su principal función es determinar el estado del hoyo (derrumbado o noderrumbado). Mientras mayor sea el diámetro del hoyo (CALI) en comparación conel diámetro de la mecha (BS), menor es la competencia de la roca perforada (hoyoderrumbado). Si el diámetro del hoyo es similar al diámetro de la mecha, indica quela roca es competente (hoyo no derrumbado). Si el diámetro del hoyo es menor queel diámetro de la mecha, puede indicar que se tratan de lutitas expansivas o que seformó un revoque muy grueso.Resistividad (Resistivity)

Es un registro inducido. La resistividad es la capacidad que tienen las rocas de oponerse al paso de corriente eléctrica inducida y es el inverso de la conductividad. La resistividad depende de la sal disuelta en los fluidos presentes en los poros de las rocas. Proporciona evidencias del contenido de fluidos en las rocas. Si los poros de una formación contienen agua salada presentará alta conductividad y por lo tanto la resistividad será baja, pero si están llenos de petróleo o gas presentará baja conductividad y por lo tanto la resistividad será alta. Las rocas compactas poco porosas como las calizas masivas poseen resistividades altas.

Tipos de Perfiles de Resistividad

Existen dos tipos principales de perfiles resistivos: el Perfil Lateral (Latero-log) y el Perfil de Inducción (Induction Log). El perfil lateral se utiliza en lodos conductivos (lodo salado) y el perfil de inducción se utiliza en lodos resistivos (lodo fresco o base aceite).Dentro de los Perfiles de Inducción tenemos:

a) SFL = SphericalInduction Log. Para profundidades someras (0.5 – 1.5’). Mide la resistividad de la zona lavada (Rxo).

b) MIL =LIM = Medium Induction Log. Para distancias medias (1.5 – 3.0’)c) DIL =ILD = DeepInduction Log. Para profundidades de más de 3.0’. Miden la

resistividad de la formación (Rt).Dentro de los Perfiles Laterales tenemos:

a) MSFL = MicrosphericLaterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’). Lee la resistividad de la zona lavada (Rxo).

b) M LL = L LM =  Micro Laterolog. Para las proximidades (1.0 y 6.0’’)c) SL L =LL S = SomericLaterolog. Para profundidades someras (0.5 y 1.5’)d) DLL =LL D = DeepLaterolog. Para profundidades de más de 3.0’. Miden

resistividad de la formación (Rt).

Se lee de izquierda a derecha, en escala logarítmica. La unidad de medida es el ohm-m, con un rango de valores que va desde 0.2 hasta 2000 omh-m. Los

registros de resistividad, también se utiliza para estimar contactos agua–petróleo, para calcular la resistividad del agua de formación (Rw) y la resistividad verdadera de la formación (Rt). Se lee de izquierda a derecha.

Registros Sónicos (BHC)

Utiliza el mismo principio del método sísmico: mide la velocidad del sonido en las ondas penetradas por el pozo. Posee un emisor de ondas y un receptor. Se mide el tiempo de tránsito de dichas ondas. La herramienta se llama BHC. El objetivo principal del perfil sónico es la determinación de la porosidad de las rocas penetradas por el pozo (SPHI) a partir del tiempo de tránsito de las ondas.Mientras mayor es el tiempo de tránsito, menor es la velocidad, y por lo tanto, mayores la porosidad de la roca.

AdemásSensor Borehole Direccional Se puede anexar la Gamma herramienta de Ray LWD de Orienteer a la cadena de herramienta direccional debajo del Encuesta Conjunto Electrónico para medir la radiación gamma natural de la formación como progresos de perforación. Se ha desarrollado el diseño de detector de scintillation patentado para resistir los altos niveles de shock y vibración que el conjunto de herramienta se somete a durante perforación y proporciona a una medición escabrosa y de confianza. Las herramientas son calibradas a las de API tarjetas y se presentan datos de rayo de gamma en unidades de API. La herramienta estándar tiene la capacidad de adquirir datos en hora real y la memoria. La capacidad de memoria de herramienta es en exceso de horas de 200 perforaciones (a 16 segundos intervalos )La Herramienta de Gamma de Memoty elevada tiene la la capacidad de entrar al mismo tiempo tiempo real y la memoria (a 8 segundos intervalos) durante en exceso de horas de 400 perforaciones

- 2’ OD; 20000 psi, 150 C

- Para uso de 2 7/8”a 9 ½”OD

TRIMLa herramienta de medición por inducción de resistividad real (TRIM) es la única herramienta LWD del mundo que proporciona un registro de resistividad por inducción mediante cable de acero durante la perforación.La herramienta TRIM es otra alternativa de Geolink MWD. Al estar físicamente conectada debajo de las herramientas direccionales Geolink, de rayos gamma y las sondas Guardian (PDD), proporciona una medición de resistividad de calidad, con la mayor cercanía posible a la broca en los sistemas de perforación convencionales.No todas las aplicaciones LWD requieren mediciones múltiples de resistividad en profundidad. TRIM es un dispositivo de profundidad para la lectura de la resistividad, que se puede adquirir por medio de una inversión comparativamente razonable. La principal ventaja de TRIM es que puede medir de forma precisa la resistividad de la formación, más allá del perfil de invasión. Los datos se obtienen en tiempo real y se guardan en la memoria. TRIM es una solución ideal para el desarrollo de aplicaciones de campo. Puesto que es capaz de detectar límites mucho más rápidamente dada su mayor profundidad de investigación, TRIM también es una buena opción para geonavegación.Las antenas modulares y unidades electrónicas exclusivas de TRIM brindan una elevada confiabilidad y, a la vez, un fácil funcionamiento y mantenimiento.• Disponibles en tamaños de collar de perforación de 4 ¾ a 9 ½ in. de diámetro exterior, 20 000 psi y 150 °C.

GIROSCOPIOGyrodata ha comenzado una nueva era de tecnologías de medición mientras se perfora con la introducción del GWD aplicando el último modelo de sensores de orientación giroscópica al entorno de perforación direccional sin cable. 

El aporte técnico de IPS fue fundamental para la introducción y éxito de los Servicios GWD-IPS en México

Características GWD ha sido diseñado como un sistema integrado de orientación alojado en el

conjunto de la herramienta del MWD (proveyendo alta precisión en la medición del giroscópico mientras se perfora).

El nuevo sensor giroscópico ha desempeñado por encima de 200 corridas exitosas en el campo en el modo direccional.

Proporciona datos continuos del toolface y desviaciones (surveys) desde la vertical durante la perforación.

Se comunica en tiempo real a través del pulso del MWD o un sistema de telemetría EM.

Ventajas Clave El GWD ahorra tiempo considerable y proporciona una operación más segura

mediante la eliminación de la necesidad de utilizar giroscópicos de cable para orientar o dirigir los ensambles de perforación.

Con la disponibilidad del GWD, los operadores ahora tienen mayor flexibilidad en la selección de MWD.

El radio de giro asegura una orientación precisa del pozo para evitar colisiones, así como el seguimiento de una trayectoria de mayor precisión.

No se ve afectado por interferencias magnéticas, los sensores pueden estar más cerca de la barrena o del MWD al eliminar la necesidad de espacios de los lastrabarrenas no magnéticos.

Especificaciones Sensores: Tres ejes de giroscópico Sistema de precisión: 0 a 20° de inclinación Inclinación de ± 0,1 ° Azimut ± 1,0 ° Toolface ± 1,0 ° Diámetro de la probeta: 1 7/8” Resistencia a la Temperatura: 150°C/ 300 °F con tiempo sin restricciones.

Sonda de Verticalidad GiroscópicaLa sonda de verticalidad giroscópica está diseñada para tomar registros de inclinación/ acimut de perforaciones en los casos en que una camisa de revestimiento de metal o materiales magnéticos que rodean a la perforación influyen en la medición.PRINCIPIO DE MEDICIÓNLa sonda incluye un giroscopio direccional montado sobre una suspensión universal para realizar una medición orientacional y dos acelerómetros para la inclinación. Antes de tomar registros, el operador monta la sonda sobre un bastidor y orienta una marca de referencia hacia el norte magnético utilizando una brújula convencional. Mediante un comando de la unidad de superficie, se libera al giroscopio y luego éste mantiene esta referencia direccional independientemente de la posterior rotación de la sonda al tomar los registros.

   

CARACTERÍSTICAS

Registro continuo de inclinación/ acimut de la perforación.

No se ve influenciada por la camisa de revestimiento de metal ni por materiales magnéticos.

Poca desviación en comparación con los giroscopios para medición de velocidades angulares.

Medición de rayos gamma naturales opcional.

MEDICIONES

Inclinación de la perforación.

Dirección de la perforación.

Desviación de la perforación.

Profundidad vertical real.

APLICACIONES

AGUAINGENIERÍAMINERALES

Mediciones de verticalidad en camisas de revestimiento de acero o ante la presencia de minerales magnéticos.

CONDICIONES OPERATIVAS

Tipo de perforación pozo abierto/ con camisa de revestimiento. Lleno de agua/ aire.

Centralización Necesaria

ESPECIFICACIONES

Diámetro 44mm

Longitud 1.14m

Peso 12kg

Temperatura máxima 70° C (disponemos de márgenes extendidos)

Presión máxima 20MPa (disponemos de márgenes extendidos)

Inclinación Margen: 0 to 30ºPrecisión: +/-0.25º

Acimut Margen: 0 to 360ºPrecisión: +/-2º

INFORMACIÓN SOBRE VENTAS

Sonda

25 099 000 Sonda de verticalidad giroscópica

Accesorios

25 099 001 Plantilla de calibración de campo y brújula.

21 030 000 Centralizador de margen 90 - 180 mm.

21 031 000 Centralizador de margen 180 - 260 mm.

21 032 000 Centralizador de margen 260 - 342 mm

21 033 000 Centralizador de margen 342 - 472 mm.

20 070 000 Calibrador API de rayos gamma naturales sin fuente.

30 010 000 Fuente 3,7MBq 137Cs para calibrador de rayos gamma naturales.

SISTEMA RSS (ROTARY STEERABLE SYSTEM)

Se dice que la distancia más corta entre dos puntos es la línea recta. Pero en el yacimiento, la distancia más corta es bottom line del cliente en el que la rentabilidad y el tiempo son los componentes más importantes para el éxito de un pozo. El RSS Pathfinder 3D- el Pathmaker RSS- juega un rol fundamental en dirigir a los clientes a su bottom line de manera oportuna y rentableMuchas herramientas de RSS están disponibles en el mercado y a  primera vista resulta difícil entender cómo un fabricante logra la diferenciación de sus productos con respecto a  los otros. Cada RSS posee ventajas de diseño específicas basadas principalmente en la forma en que opera cada mecanismo de dirección del sistema. Un diferenciador específico- y aspecto clave- se basa en cómo el diseño permite al operador actuar dirigidamente en pozos desgastados (washedout).Algunas de estas herramientas dependen del contacto con el pozo para producir la fuerza para la dirección, o del contacto para mantenerse fija mientras la sarta de perforación esta girando. El RSS Pathfinder posee ventajas diferenciadoras en este sentido. Los pads rotatorios se pueden extender hasta 1 in. cada uno, permitiéndole al sistema mantener el contacto con la pared en pozos de hasta 13 in. con las herramientas para pozos de 12 ¼in.Este diseño es el que permite su operación exitosa en todo tipo de entornos, desde rocas extremadamente blandas hasta muy duras, desde lodos con base de agua hasta lodos con base de petróleo.Para asegurar que el RCC provea constantemente este nivel de actividad ha sido diseñado para operar tanto en configuración point-the-bit (apuntando el trépano) como push-the-bit (presionando el trépano)APUNTANDO EL TRÉPANODesde su lanzamiento comercial en Agosto de 2004, el RSS “point-the-bit” de 12 ¼ in. ha sido probado en aplicaciones tanto verticales como casi horizontales, perforando mas de 290,000 pies de pozos en áreas como el Golfo de México, tierras de EEUU, el Mar del Norte y Medio Oriente.En Egipto este sistema le ahorró a un cliente cerca siete días de equipo, haciendo que el cliente ahorrara cerca de medio millón de dólares.Oficialmente, el primer equipo que perforó en Egipto completo la operación en tiempo record. Los objetivos de perforación direccional eran  perforar fuera del “zapato”, activar el ensanchador, construir a 2º/30 m. a 39º de inclinación y mantener la sección tangencial en casingpoint, mientras se extendía simultáneamente el pozo piloto de 12 ¼ in. a 17 ¼ in.Mientras se perforaba la curva, el diseño del sistema de Downlink no invasivo, permitió al trépano realizar pequeños ajustes mientras continúa la perforación. La sección tangencial fue perforada en modo automático, reduciendo la interacción hombre-operación de perforación. Además se obtuvieron registros de LWD de excelente calidad.Resumiendo, el RSS perforó 1218 m en 126 hs de perforación, alcanzando todos los objetivos direccionales. 620 m de sección tangencial fueron perforados en automático.Un sistema único de Detección de Vibración y Stick/Slip en Tiempo Real, fue utilizado a lo largo de la ejecución para monitorear vibraciones no deseadas en el fondo del pozo.El calibrador de contacto del Pad (en tiempo real) del sistema, permitió monitorear el calibre del pozo piloto para lograr un resultado consistente del dogleg a través de la sección.DETECTOR DE VIBRACIÓN STICK/SLIP El uso de stick/slip se vuelve cada vez más problemático en ambientes de perforación de largo alcance y horizontales.El Detector de Vibraciones fue incorporado al RSS para aumentar la eficiencia de la perforación en pozos profundos, y proteger las herramientas de vibraciones perjudiciales.El sensor de vibración esta integrado al RSS para detectar tres tipos de vibración: torsional, lateral, axial.Está localizado a 6.3 pies sobre la mecha en la configuración “push-the-bit” y a 9.3 pies en la “point-the-bit” y utiliza los sensores de vibración y rotación existentes en el RSS para cuantificar la severidad de las vibraciones torsionales, las axiales y las laterales.El sistema transmite la severidad del stick-slip detectado a la superficie en tiempo real, permitiendo al operador cambiar los parámetros si se detectan condiciones perjudiciales en el fondo del pozo.Estos datos en tiempo real, siempre están disponibles durante la perforación de complejos pozos 3D.En 2006, el sistema fue testeado y probó su efectividad para detectar diferentes condiciones dinámicas en el fondo del pozo. Fue ejecutado en secciones construidas de 8º/100 pies en yacimientos de FayetteShale con ensambles asistidos con motor y sin motor, en secciones construidas en San Juan Basin, y en yacimientos verticales en el Sur de Texas y el Golfo de México.Desde sus comienzos ha mejorado la velocidad de penetración y ha prolongado la óptima performance del trépano, BHA, MWD/LWD y las herramientas rotatorias dirigibles.La capacidad para detectar inestabilidad BHA debida a vibraciones y/o condiciones de derrumbe en el pozo, le permite al operador de RSS tomar medidas reparadoras a tiempo, antes de que

ocurran fallas en el fondo de pozo. El funcionamiento del sistema RSS ha sido progresivamente mejorado.

PRESIONANDO EL TRÉPANOEl Pathmaker “pushthe bit” está basado en el mismo diseño básico del sistema “pointthe bit” con algunas modificaciones para mejorar la operación en aplicaciones específicas. Por ejemplo, el estabilizador full gauge, cercano al trépano del pointthe bit, ha sido reemplazado por un HOG (hole-on.gauge) en el sistema “pushthe bit”. Y un estabilizador undergauge ha sido colocado bajo el collar flexible del sistema “pushthe bit”. Esto permite que los pads rotatorios estén más cerca del trépano para un efecto máximo mientras se empuja la mecha hacia los lados.El HOG es usado como una recortadora de la primera capa de roca, para limpiar el pozo mientras está siendo perforado, produciendo un corte más limpio y un pozo de mayor calidad.En Abril de 2006 una serie de pruebas direccionales controladas se llevaron a cabo en el Catoosa Test Facility, cerca de Tulsa, Okl., con varios PCD y pedazos de rocas para determinar la posibilidad para dirigir y predecir y capacidad DLS del sistema, a través de diferentes tipos de rocas. El sistema  ”pushthe bit”, exhibió un excelente control direccional alcanzando un máximo de 6º/100 m de construcción. Las pruebas fueron llevadas a cabo en las secciones más altas de piedra arenisca y esquisto, y luego en la sección más dura de la formación Mississippi Lime. No se experimentaron problemas y los valores de torsión y arrastre fueron comparables con los del sistema “pointthe bit”.El Pathfinder buscó luego un yacimiento que representara un desafío y lo encontró en TerreboneParish La. en Agosto de 2006.Este representaba un trabajo poco profundo, a base de agua en un área famosa por excesivos derrumbes.El pozo requirió para empezar a 5000 pies, construir a 2º/100 pies hasta 20º de inclinación, mantener por 2000 pies y volver a vertical a 1.5º/100. Usando solamente el sistema 12 ¼ in. “pushthe bit”, el equipo tuvo éxito en la perforación de un pozo de un rango de 12 ¼ a 13 in. de tamañoLuego el sistema fue desplegado en un trabajo a base de agua en High Island, Golfo de Mexico. El plan del pozo requería 2º DLS para girar el pozo de 351º a 314º azimutal, con una construcción sutil de 39º a 48º de inclinación. El sistema logró el desvío en una situación de desplazamiento de un 34%

POWER DRIVEThe PowerDrive system is a rotary steerable system (RSS) that lets you optimize directional drilling.El sistema PowerDrive es un sistema rotativo direccional (RSS) que le permite optimizar la perforación direccional. Full rotation reduces drag, improves ROP, decreases the risk of sticking, and achieves superior hole cleaning. En la rotación completa reduce la resistencia, disminuye el riesgo de quedarse, y logra limpiar el agujero. A fully rotating steering system With this steerable drilling system, penetration rates are improved because there are no stationary components to create friction that reduces efficiency and anchors the BHA in the hole.Con este sistema de perforación direccional, los índices de penetración son mejores porque no hay componentes fijos para crear fricción que reduce la eficiencia y anclajes de la BHA en el agujero. Flow of drilled cuttings past the BHA is enhanced

because annular bottlenecks are not created in the wellbore. Flujo de estacas perforado más allá de la BHA es mayor debido a cuellos de botella anular no se crean en el pozo.

Componentes principales del Power Drive.

La Unidad de desviación está compuesta por 3 pads conducidos por un actuador hidráulico; los pads aplican una fuerza lateral a la formación y empujan el ensamblaje en la dirección deseada. Los pads están compuestos principalmente por un sistema cilindro-pistón que actúan de acuerdo a una válvula cuya ranura superior se extiende aproximadamente 120 grados; las caras de la válvula son de PDC para evitar desgaste. La dirección en la que se produce el empuje está a 180 grados de la apertura de la válvula. La Unidad de control es el paquete electrónico localizado en cojinetes dentro de una botella antimagnética arriba de la unidad de desviación; la unidad no rota mientras que la botella y toda la sarta si lo hace. Esta unidad tiene una vía de comunicación mecánica con la unidad de desviación en la parte inferior. La función de esta unidad es el control de desviación del pozo y la provisión de datos direccionales. El control de desviación se lo hace a través de downlinks con la

herramienta a través de un mapa de comandos de hasta 81 posiciones configurables en el campo, en la que cada posición está definida por el ángulo de desvío y el porcentaje. La comunicación depende del flujo y se puede transmitir mientras se perfora y ha sido probada junto con el LWD hasta una profanidad aproximada de 33000 pies. Estos componentes están dentro de la herramienta rotatoria. Pero, en general, la cantidad de botellas, tubería de perforación pesada, la ubicación del martillo, etc., no deben ser muy diferentes a los corridos en los ensamblajes convencionales; aunque si se recomienda que un rimador o un estabilizador de calibre completo sea ubicado arriba del MWD para ayudar a rimar cuando haya algún hoyo apretado.

Funcionamiento del Power Drive. El Power Drive trabaja bajo el concepto de Push the bit. Este sistema alcanza la dirección deseada con la aplicación de una fuerza lateral a la estructura de corte de la broca, el cual empuja la broca en la dirección deseada. En términos de diseño de broca, este tipo de tecnología requiere un área de calibre más corto que las brocas PDC usadas en aplicaciones de motores. El área lateral reducida proporciona mayor respuesta direccional cuando una fuerza lateral es aplicada por la unidad direccional. Ya que este sistema requiere diferentes grados de agresividad lateral para alcanzar el pozo deseado, el diseño de la broca debe ser hecho con la agresividad específica de acuerdo a los objetivos del pozo. La curvatura del pozo es definida por tres puntos de contacto, uno en el estabilizador de la sarta, otro en las aletas y el tercero en la broca. Las aletas se extienden dinámicamente aproximadamente 1 centímetro desde una recámara rotatoria accionada a través de un actuador que es accionado por la válvula en una dirección opuesta a la dirección de desviación del pozo deseada.

Tanto las herramientas con tecnología ¨Point the bit¨, como la tecnología ¨Push the bit¨, proveen un hoyo con un diámetro igual al diámetro de la broca; es decir, un hoyo en calibre. Esta característica, a diferencia de las herramientas con motor de fondo, provee un hoyo de mejor calidad, pero también provee un riesgo en zonas de arcillas, donde debido al hinchamiento de estas, hay una reducción del diámetro del hoyo que durante los viajes produce puntos apretados e incrementa la cantidad de pies rimados.

PowerDrive Archer PowerDrive Archer

Es el único que proporciona una alta tasa de construcción de los perfiles, ya que antes se los realizaba con el motor de fondo. Este sistema revolucionario, completamente rota RSS reiterada y sistemáticamente las tasas de entrega de gran espesor de cualquier inclinación en los ensayos de campo más de 17 ° / 100 pies Earlier reservoir landing for increased exposure The PowerDrive Archer high build rate RSS provides full directional control at high ROP—whatever the geology or well profile—to land in the reservoir sooner.El Arquero PowerDrive alta tasa de construir RSS proporciona un control direccional completo en alta RP-cualquiera que sea la geología o bien el perfil a la tierra en el depósito antes. The system can drill complex 3D wells from shoe to shoe and openhole sidetrack at any point.El sistema puede perforar pozos complejos en 3D a partir de zapatos a zapatos y desviar pozo abierto en cualquier momento. PowerDrive Archer RSS is built on the proven and reliable technologies of PowerDrive X6 RSS , which increases the operating envelope for more challenging drilling environments. PowerDrive Archer RSS se basa en la tecnología probada y fiable de PowerDrive X6 RSS , lo que aumenta la dotación de funcionamiento de los entornos más desafiantes de perforación. All external parts rotate, which reduces the risk of mechanical or differential sticking and improves wellbore quality for easier well completion.Todas las partes externas girar, lo que reduce el riesgo de atascamiento mecánico o diferencial y mejora la calidad del pozo para facilitar la terminación del pozo.

Deeper drilling before kick offThis RSS maintains verticality to a greater depth, even in high-dipping formations.Este RSS mantiene la verticalidad, a una profundidad mayor, incluso en alta formaciones-inmersión. And in horizontal sections, it can drill through hard, interbedded formations at high angles of incidence. Read the case study to find out how PowerDrive Archer RSS has proven successful in horizontal drilling for shale formations. Y en las secciones horizontales, se puede perforar, interestratificadas formaciones duras a los altos ángulos de incidencia. Lea el caso para averiguar cómo PowerDrive Archer RSS ha demostrado su eficacia en la perforación horizontal para formaciones de esquisto. Steerability assurance & fatigue managementPowerDrive Archer RSS delivers steerability assurance with optimal bit selection.PowerDrive Archer RSS ofrece garantía de manejabilidad con la selección poco óptima. With the integration of Smith, there is now additional expertise and resources, such as IDEAS integrated drillbit design platform, to be able to design bits that are superior in terms of steerability and drilling performance. Con la integración de Smith, ahora hay conocimientos y recursos complementarios, tales como IDEAS plataforma de diseño integrada Drillbit, para ser capaces de diseñar bits que son superiores en términos de maniobrabilidad y el rendimiento de perforación. Advanced modeling for BHA and bit design is tested at Schlumberger Global Drilling Technology Centers and added to an approved bit and BHA catalog. avanzadas de modelización para el BHA y el diseño poco se prueba en Schlumberger Centros Globales de Tecnología de perforación y se añade a un pedacito de aprobados y Catálogo de BHA. Schlumberger performed finite element analysis modeling and bending moment analysis on all components of the PowerDrive Archer BHA to understand the effects of high build rates. PERFORM Toolkit data optimization and analysis software provides real-time tracking of fatigue for complex fatigue life prediction and management.Schlumberger realizaron análisis de elemento finito y modelado de momento el análisis de flexión todos los componentes del BHA Archer PowerDrive para comprender los efectos de las altas tasas de construir. PowerDrive X6 PowerDrive X6 Push-the-bit rotary steerable system tool for full directional control in harsh environments.El sistema PowerDrive X6 rotativo direccional (RSS) es una herramienta RSS de empuje de broca. Designed for full directional control while rotating the drillstring, the PowerDrive X6 minimizes the effect of external drilling environment factors, improving focus on performance and reliability.Diseñado para el control de la dirección completa al girar la columna de perforación, el X6 PowerDrive minimiza el efecto de factores externos de perforación medio ambiente, la mejora se centran en el rendimiento y la fiabilidad. Performance The increased operating envelope allows the PowerDrive X6 to work on higher mud weights and a much wider flow range, bringing RSS benefits to wells where it was previously not possible.La dotación de operación del X6 PowerDrive permite trabajar con los pesos más altos de lodo y un rango de caudal más amplio, con lo que los beneficios de RSS son enicientes para los pozos donde anteriormente no era posible. The improved control for the robust PowerDrive X6 is suitable for harsh environments, able to handleEl mejor control de la robusta X6 PowerDrive es conveniente para los ambientes ásperos, capaz de manejar: Mayor peso de lodo Rangos más amplios de flujo La dinámica de perforación Lodos agresivos

EscombrosReliability has increased significantly in locations where PowerDrive X6 is being used.La fiabilidad ha aumentado significativamente en los lugares donde PowerDrive X6 se está utilizando. In field tests, the PowerDrive X6 RSS has drilled more than 1 million feet and 32,000 operating hours. En pruebas de campo, el X6 PowerDrive RSS ha perforado más de 1 millón de pies y 32.000 horas de funcionamiento. Clients have experienced more than 25% improvement in reliability running the PowerDrive X6 RSS, most noticeably in smaller hole sizes. Los clientes han experimentado más de 25% de mejoría en la confiabilidad de ejecutar el RSS PowerDrive X6, más evidente en los tamaños de agujero más pequeño. LaFull rotation reduces drag, improves ROP, decreases the risk of sticking, and achieves superior hole cleaning. rotación completa reduce la resistencia, mejora la retinopatía del prematuro, disminuye el riesgo de quedarse, y logra limpiar el agujero superior. This full rotation improves wellbore smoothness and decreases tortuosity, which reduces drilling torque and eliminates unplanned wiper trips. Esta rotación completa mejora la tersura y la tortuosidad del pozo disminuye, lo que reduce el par de perforación y elimina los viajes no planificados limpiaparabrisas.PowerDrive X5 PowerDrive X5 El sistema PowerDrive X5 rotativo direccional (RSS) está diseñado desde cero para ofrecer un rendimiento de perforación y fiabilidad sin precedentes. You can drill longer runs, optimize wellbore placement, and reduce drilling time. Usted puede perforar ya se ejecuta, la colocación del pozo optimizar y reducir el tiempo de perforación. Automatic inclination hold and efficient downlink functions maintain directional control while drilling ahead.Tienen inclinación automática y funciones eficaces de enlace descendente a mantener el control direccional durante la perforación por delante. These enhancements improve drilling performance by up to 15% and ensure more productive time on bottom. Estas mejoras de perforación mejorar el rendimiento hasta en un 15% y garantizar el tiempo más productivo en la parte inferior. LaFull rotation reduces drag, improves ROP, decreases the risk of sticking, and achieves superior hole cleaning. rotación completa reduce la resistencia, mejora la retinopatía del prematuro, disminuye el riesgo de quedarse, y logra limpiar el agujero superior. This full rotation improves wellbore smoothness and decreases tortuosity, which reduces drilling torque and eliminates unplanned wiper trips. Esta rotación completa mejora la tersura y la tortuosidad del pozo disminuye, lo que reduce el par de perforación y elimina los viajes no planificados limpiaparabrisas. High-temperature dependabilityA robust steering sectionUn volante de sección resistente ensures reliable, consistent performance in the drilling environment. garantiza un rendimiento fiable y constante en el ambiente de perforación. Optimized flow profiles reduce erosion of internal and external downhole components. perfiles optimizados flujo de reducir la erosión de los componentes internos y externos de fondo de pozo. The system's electronics can operate in downhole temperatures as high as 302 degF [150 degC]. la electrónica del sistema puede funcionar en temperaturas de fondo de pozo de hasta 302 degF [150 degC]. Improve your drilling efficiency with real-time, near-bit measurements.Mejorar su eficiencia de la perforación con tiempo real, las mediciones cerca de bits. The effective downlink systems and automatic inclination hold give you a smooth tangent section and improve TVD accuracy. Los sistemas de enlace descendente eficaz y mantener la inclinación automática darle una sección tangencial liso y mejorar la precisión de TVD.

This is critical for maximizing recoverable reserves and the well's production potential. Esto es crítico para maximizar las reservas recuperables y el potencial del pozo de producción. Improve your steering decisions with real-time, 360° gamma ray measurements of the wellbore, giving you formation dip or fault boundary data. Mejorar sus decisiones de dirección con en tiempo real, 360 ° mediciones de rayos gamma del pozo, lo que le chapuzón formación o datos de error de límites. An azimuthal gamma ray sensor, 6 1/2 ft [2 m] from the bit, lets you identify bed boundaries quickly for a faster response to formation changes and well placement optimization. Un sensor de rayos gamma azimutal, 6 1 / 2 pies [2 m] de la punta, le permite identificar los límites de la cama rápidamente para una respuesta más rápida a los cambios de formación y así la optimización de la colocación.

PowerDrive X5 1100

PowerDrive X5 900

PowerDrive X5 825

PowerDrive X5 675

PowerDrive Xceed

PowerDrive X5 475

PowerDrive Xceed PowerDrive Xceed rotary steerable system (RSS) for harsh, rugged environments gives you a superior degree of accuracy and reliability.PowerDrive Xceed sistema rotativo direccional (RSS) para los ambientes ásperos, rugosos le da un grado superior de precisión y fiabilidad. Part of the industry-leading PowerDrive RSS family, this special-application tool is successful where externally steered mechanisms have reached their performance limits. Parte de la líder de la industria de la familia PowerDrive RSS, esta herramienta especial, la aplicación tiene éxito donde los mecanismos externos de dirección hayan llegado a sus límites de rendimiento. PowerDrive Xceed RSS is extremely reliable in abrasive, hot and high-shock locations with a totally enclosed, internal steering mechanism and field-proven electronics.PowerDrive Xceed RSS es extremadamente confiable en lugares de alto impacto abrasivo, caliente y con una totalmente cerrado, el mecanismo de dirección interna y la electrónica probadas en la práctica. Plus, it's ideal for openhole sidetracking in overgauge hole and soft formations with the reduced dependence of the steering principle on wellbore contact. Además, es ideal para desviar a pozo abierto en el agujero overgauge y formaciones blandas con la reducción de la dependencia del principio de dirección al entrar en contacto pozo. Apply this technology with bicenter bits for directional drilling with minimal wellbore dependence.

PowerDrive Xceed 900

PowerDrive Xceed 675

Get a superior degree of accuracy and reliability in harsh, rugged environments. PowerVPowerV The PowerV vertical drilling system lets you drill from spud to TD while automatically keeping the well path vertical.El sistema PowerV perforación vertical le permite perforar de puntal a la TD, mientras que de forma automática de mantenimiento de la trayectoria del pozo vertical. The fully rotating system gives you cost-efficient drilling while automatically and continuously maintaining a vertical wellbore, thus removing the potential for costly correction runs. El sistema completamente rota le da la perforación rentable, mientras que de forma automática y continua, el mantenimiento de un pozo vertical, eliminando así la posibilidad de que se ejecuta la corrección costoso. The full-rotation PowerV service improves hole cleaning efficiency and wellbore quality.El servicio PowerV completa la rotación mejora la eficiencia de limpieza del pozo y la calidad del pozo. Also, there's reduced lost-in-hole potential and reduced mechanical and differential sticking. Además, hay reducción en el potencial de pérdida de hoyos y pegue mecánica reducida y diferenciado. Automatic steering without interaction from surfaceWhen drilling, the PowerV system actively steers downward, regardless of the azimuth of any inclination present.Cuando la perforación, el sistema PowerV activamente novillos a la baja, independientemente del azimut de cualquiera de los actuales inclinación. The vertical RSS immediately senses if the hole inclination is building and automatically determines the direction required to steer back to vertical. El RSS vertical inmediatamente detecta si la inclinación del agujero es la construcción y determina automáticamente la dirección requerida para dirigir de nuevo a vertical. Once vertical, any deviation tendency is corrected automatically downhole, thus maintaining vertical without any operator interaction from surface. Una vez que vertical, cualquier tendencia de desviación se corrige automáticamente el fondo del pozo, manteniendo así vertical sin ninguna interacción del operador de la superficie. Little to no directional interaction or supervision is needed. Poca o ninguna interacción de dirección o supervisión que se necesita. A simple inclination-only MWD or Schlumberger SlimPulse system can be used if confirmation of vertical inclination is required. Una simple inclinación de sólo MWD o sistema de Schlumberger SlimPulse se puede utilizar si la confirmación de la inclinación vertical es necesario. By using surface and/or downhole power technologies, the PowerV service can be adapted to run on almost any rig. Por la superficie de uso y / o tecnologías de fondo de pozo de energía, el servicio PowerV puede ser adaptado para funcionar en casi cualquier plataforma. The technology integration is an optimal performance vertical drilling solution. La integración de la tecnología es una solución de un rendimiento óptimo de perforación vertical. You can optimize bit selection for specific formations rather than sliding with a conventional motor. Usted puede optimizar la selección poco de formaciones específicas en lugar de correderas con un motor convencional. The system does not interfere with normal drilling practices, such as reaming, backreaming, and shoe drill outs, optimizing the complete drilling process and increasing effective penetration rates. El sistema no interfiere con las prácticas normales de perforación, tales como fresado, ensanchamiento, y las

salidas de zapatos de perforación, optimizando el proceso de perforación completa y el aumento de las tasas efectivas de penetración.

PowerDrive vorteX PowerDrive vórtice El vórtice PowerDrive alimenta el sistema rotativo direccional (RSS) que tiene capacidad de adicionar peso sobre la barrena para aumentar la ROP de más perforaciones productivas. The system can be run with either a PowerDrive X5 or a PowerDrive Xceed front end, depending on drilling conditions, for maximum revolutions per minute, resulting in longer runs. El sistema puede funcionar ya sea con un X5 o un fin de PowerDrive PowerDrive

Xceed frontal, dependiendo de las condiciones de perforación, para el máximo de revoluciones por minuto, lo que ya se ejecuta. An integrated power section rapidly rotates the bit and allows slowing of the drillstring rotation. Una sección de alimentación integrada rápidamente gira la broca y permite la desaceleración de la rotación de la sarta de perforación. Stick/slip and other damaging vibration modes common to conventional rotary drilling are reduced. Stick / deslizamiento y otros modos de vibración dañar común de perforación convencionales se reducen. All available energy is used to drill the hole optimally. Toda la energía disponible se utiliza para perforar el agujero de manera óptima. Casing wear and drillstring fatigue are reduced in sections with high dogleg severity, lessening the chance of drillstring or casing failure. desgaste de la cubierta y la fatiga sarta de perforación se reducen en las secciones con la severidad de pata de perro de alto, disminuyendo el riesgo de perforación o la caja fracaso. All external parts rotate at drillstring speed, reducing drag. Todas las partes externas giran a velocidad de perforación, reduciendo la fricción. The rotation also helps clean and condition the hole, lowering the risk of differential or mechanical sticking. La rotación también ayuda a limpiar y acondicionar el agujero, la reducción del riesgo de diferencial o pegue mecánica. You can stabilize the system at any of four locations along its length. Usted puede estabilizar el sistema en cualquiera de las cuatro localidades a lo largo de su longitud. This choice of locations lets you customize all of your directional drilling jobs. Esta elección de localizaciones le permite personalizar todos los trabajos de perforación direccional. On a rig that lacks the power to rotate the drillstring during conventional directional drilling, the system increases the rig's operating envelope, allowing RSS techniques to improve directional performance. En un equipo que carece de la facultad de girar la sarta de perforación durante la perforación direccional convencional, el sistema aumenta sobre la plataforma de operación, permitiendo que las técnicas de RSS para mejorar el rendimiento direccional.

PowerDrive vorteX RT PowerDrive vórtice RT Powered RSS with real-time wireless communication of near-bit direction and inclination (D&I) and LWD information for any geosteering or navigational challenge—fully configurable RSS and BHA enable drilling ahead with confidence.RSS Desarrollado con la comunicación inalámbrica en tiempo real de la dirección cerca de bits y la inclinación (D + I) y para cualquier información LWD geonavegación o la navegación desafío totalmente configurable RSS y BHA permitir la perforación adelante con confianza.

GEO PILOT

Principales componentes de un Ensamblaje Rotatorio. Geo-Pilot Rotary Steerable System de Halliburton y Power Drive Rotary Steerable System de Schlumberger son las herramientas direccionales más utilizadas en la actualidad. Sus ventajas son similares aunque su tecnología de

perforación rotativa es distinta. Ambas herramientas cuentan con dos componentes principales que son la Unidad de desviación (Bias Unit) y la Unidad de control (Control Unit).

Componentes principales del Geo Pilot. La Unidad de desviación se encuentra en la parte inferior y está compuesto de dos anillos excéntricos que dobla al eje que atraviesa la herramienta. Un cojinete superior y un cojinete focal inferior soportan la sección del eje que atraviesa la unidad de desviación. Cuando el eje es desviado, el cojinete superior actúa como punto fijo no permitiendo al eje doblarse arriba de él. El cojinete focal permite a la caja de la broca al final del eje ser inclinada en la dirección opuesta a los anillos excéntricos. Esto da al operador 360° de control de posición.

La Unidad de control permite controlar en tres dimensiones la trayectoria del pozo en la dirección deseada y corregir ante cualquier tendencia de desvío o cambios abruptos en la formación; estos datos son corregidos en superficie. La herramienta, además, es controlada desde superficie por pulsos negativos mediante el servicio de downlink. Los comandos son enviados y confirmados en un promedio de 90 segundos, mientras se perfora. La transmisión de los datos ha sido probada en simultáneo con el LWD a una profundidad de 30000 pies.

Funcionamiento del Geo Pilot.. El Geo Pilot es diseñado con el concepto “Point the bit”. Este sistema desvía un eje de transmisión entre dos cojinetes. El cojinete inferior actúa como articulación esférica, permitiendo que el extremo del eje apunte en la dirección opuesta. La broca es apuntada en la dirección deseada, y únicamente la cara de la broca corta la formación. Ya que la herramienta no trata de empujar la broca de manera lateral para desviarlo, se puede utilizar brocas de calibre extendido, los cuales son auto centralizables y permanece en el centro del hoyo, resultando en pozos de alta calidad. Un estabilizador de referencia con reductores de fricción previene a la unidad de control de rotar libremente con la sarta y provee una referencia estable con la cual la herramienta puede trabajar.

Modelos del sistema GEO – PILOT

El sistema dirigible Rotatorio Geo – Piñot presenta tres modelos de la herramienta. Estos son:

Serie 9600 Serie 7600 Serie 5200

El concepto básico es similar en los tres modelos, aunque la serie 5200 presenta mejoras sustentables que serán descritas mas adelante. Las series 7600 y 9600 presentan los mismos componentes y el mismo mecansimo de funcionamiento. La diferencia básica de las 3 series es el tamaño del hueco a perforar. Cada una tiene un intervalo determininado de opcions para las distintas variedades de diámetros de las brocas.

Componentes de las series 9600 y 7600 Eje conductor Alojamiento resistente a la

rotación Sellos rotatorios Alojamiento inferior Alojamiento intermedio Estabilizador de referencia Drive sub Repetidor Collar flexible

Alojamiento resistente a la rotación

Este alojamiento rota muy lentamente cuando la tubería de perforación esta rotando. Normalmente rota de 3 a 10 vueltas cuando la velocidad de la tubería de perforación es de 120 RPM.Los alojamientos de los sellos rotatorios, los ensamblajes del cojinete, el compensador hidráulico, los controles electrónicos, la unidad de inclinación, la inclinación de la broca, los sensores de control, el acoplador EM y la mayoría del eje (exceptuando la broca), se alojan en este dispositivo. El principal propósito es el de proveer una referencia estacionaria para el control del toolface. Si este rueda, rotara junto al toolface. Por consiguiente, no se desea que este rote.

AUTOTRACKPara utilizar programas informáticos para recoger una reflexión particular o atributo en los datos sísmicos de forma automática. Autotracking puede acelerar la interpretación de datos sísmicos en tres dimensiones, aunque deben ser verificadas por los errores, especialmente en las zonas de fallas y cambios estratigráficos.Auto Track Baker Hughes Rotary lazo cerrado (CL) fue desarrollado en conjunto con ENI-AGIP SpA, El sistema Auto Track ha perforado más de 1000[km] de agujero desde su comercialización en 1997. La herramienta es un sistema integrado de perforación MWD formación que proporciona el control direccional. Al igual que GEO-Pilot, sistema de orientación de fondo de pozo Auto Track automáticamente guarda la herramienta en su curso.Bueno cambios de trayectoria se comunican a través de la vinculación abajo.Auto Track se puede utilizar con velocidades de rotación de hasta 300[RPM] en temperaturas de hasta 150[C]. El sistema fue utilizado en un pozo horizontal en el Mar de Norte. Herramienta de un perforador, con un sistema de Baker Hughes MWD, fue utilizada para perforar una sección del yacimiento del pozo. El sistema incluye la resistividad MWD mismo y subregionales de rayos Gamma que se utiliza en la asamblea Auto Track. Otra sección del pozo fue perforando con la herramienta rotativa direccional del competidor variado entre el total de las profundidades verticales de aproximadamente 2619[mts] y 2624[mts].El Auto Track mantuvo la TVD en una ventana de +/- 8[in] para un total de 4383[fts].