Universidad Mayor Real y Pontificia De San Francisco Xavier De Chuquisaca
Carrera: Ing. de Petróleo y Gas Natural Materia: Perforación Perforación III (PGP 212) Título: Perforación direccional Universitarios: Perez Callejas Rocio Poma Mamani JoseLuis Rodríguez Guzmán Sergio Pablo Rodríguez Tapia Dayan Mijelena Romero Cuba Luis Orlando Romero Irala Job Fecha de entrega: 24/09/13
Sucre – Bolivia 2013
PERFORACIÓN DIRECCIONAL 1.- HISTORIA DE LA PERFORACION DIRECCIONAL La perforación direccional tuvo sus inicios en la década de los años veinte del siglo pasado, ya que en 1930 se perforo el primer pozo direccional controlado en Huntington Beach, California. En sus principios, esta tecnología surgió como una operación de remedio, la cual se ha seguido desarrollando, de tal manera que ahora se considera una herramienta de gran utilidad para la optimización de yacimientos. Comprende aspectos tales como: tecnología de pozos horizontales, de alcance extendido y multilateral, el uso de herramientas que permiten determinar la inclinación y dirección de un pozo durante la perforación del mismo (MWD), estabilizadores y motores de fondo de calibre ajustable, barrenas bicéntricas, por mencionar algunos.
DEFINICION DE PERFORACION DIRECCIONAL.La perforación direccional se define como la práctica de controlar la dirección e inclinación de un pozo a una ubicación u objetivo debajo de la superficie, y un pozo direccional es aquel que se perfora a lo largo de una trayectoria planeada para alcanzar el yacimiento en una posición predeterminada, localizada a determinada distancia lateral de la localización superficial del equipo de perforación. Para alcanzar el objetivo es necesario tener control del ángulo y la dirección del pozo, las cuales son referidas a los planos vertical (inclinación) y horizontal (dirección) (Bourgoyne, 1991).
OBJETIVO DE LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL.La perforación direccional tiene como objetivo, el alcance de una ubicación subterránea preestablecida a través de una trayectoria planificada. Se puede entender como un proceso tridimensional, es decir, la barrena no solo penetra verticalmente sino que se desvía intencionalmente o no hacia los planos X-Y, donde el plano “X” se define como el plano de dirección y “Y” como el de
inclinación. Luego entonces, los ángulos asociados con los desplazamientos en los planos “X” y “Y” son llamados ángulos de dirección y de inclinac ión respectivamente (Un siglo de la perforación en México, 2000).
VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE POZOS DIRECCIONALES VENTAJAS
Permite la desviación intencional de un pozo desde la dirección vertical. Ubicación relativa del objetivo. Espaciamiento entre pozos. Facilidades de ubicación de la localización en el punto de superficie. Buzamiento y espesor del objetivo a interceptar. Se efectúan para franquear un obstáculo como puede ser alguna herramienta atascada en el hoyo.
DESVENTAJAS
Requiere equipo especializado. Necesita que se agrande el hoyo en la cercanía lateral del objetivo de perforación. Es imposible correr registros en la sección horizontal, y no pueden tomarse núcleo debido a lo severo del radio de curvatura. La longitud de drenaje del pozo, generalmente es menor de 300 pies
Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional
Complicaciones por la geología local. Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular. Disminuir costos (ej. evitar instalaciones off-shore) Disminuir riesgos ambientales. Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.
Pozos de alivio. Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos) Causas que originan la perforación direccional
2.- APLICACIONES DE LA PERFORACION DIRECCIONAL Esta tecnología tiene múltiples aplicaciones, por lo que a continuación se mencionan las más trascendentes:
a) Controlar o matar un Reventón de un pozo: Es una de las aplicaciones de más riesgo en la perforación direccional; en esta aplicación se perfora un pozo direccional el cual tiene el objetivo de mermar la presión de formación, mediante la inyección de fluidos de perforación con alta densidad (Vázquez, 2008).
b) Pozos costa fuera: Una de las aplicaciones más comunes de la perforación direccional en la actualidad, es en pozos costa afuera, ya que erigir una sola plataforma de producción cuesta millones de dólares y erigir una para cada pozo no sería económico; pero usando la perforación direccional se pueden perforar varios pozos desde una sola plataforma desviándolos después, de modo que lleguen a la cima del yacimiento, se debe de respetar el espaciamiento requerido entre pozos.
c) Pozos Exploratorios: También se usa la perforación direccional controlada en la perforación de pozos exploratorios, para localizar el contacto agua-aceite, y la localización exacta de planos de fallas.
d) Perforación en fallas geológicas: Esta aplicación se utiliza para el control de fallas, en este caso el pozo es desviado a través de la falla o en paralelo con ella, por lo que se elimina el riesgo de perforar pozos verticales a través de planos de fallas muy inclinados, al seguir la dirección preferencial del plano de falla con la sarta de perforación, lo que puede ocasionar el deslizamiento y perforación de las sartas de revestimiento, así mismo, se elimina el riesgo de tener que perforar a través del plano de una falla que en el caso de ocurrir un sismo, si se mueven bloques se podría mover y cortar la tubería de revestimiento.
e) Localidades inaccesibles: Esta es una de las razones por las que más se utiliza este método, cuando se tiene la necesidad de situar el equipo de perforación a cierta distancia horizontal del yacimiento, como ocurre cuando los intervalos productores se encuentran debajo de ríos, montañas, ciudades, selvas, etc (Vázquez, 2008).
f) También se utiliza este método cuando los pozos en el mar se encuentran relativamente cerca de la línea de costa, y la perforación en tierra resulta ser de mayores beneficios que perforar en mar. g) Perforación a través de Domos Salinos: Este método es utilizado para alcanzar los intervalos productores que frecuentemente están situados bajo el tope protuberante de un diapiro de sal (canopie); el pozo se perfora primeramente cortando lo que está arriba de la estructura salina y posteriormente se desvía para que penetre bajo la protuberancia.
h) Discordancias: Estos son casos especiales debido a que pueden ocurrir múltiples cuerpos arenosos próximos que pueden ser perforadas con un simple pozo, en algunos casos las areniscas se encuentran separadas por una discordancia o por una falla; se requiere en estos casos un gran número de pozos verticales para producir cada horizonte arenoso, sin embargo, con un pozo direccional se pueden penetrar varios cuerpos arenosos lo cual significa una gran reducción en los costos de producción.
i) Desviación lateral y enderezamiento: Se utiliza primordialmente para apartarse de una obstrucción (como puede ser un pez, casquete de gas, etc), desviando el pozo y librando la zona problemática; también se aplica como una acción correctiva cuando el pozo se ha torcido gravemente.
j) Pozos Horizontales y Multilaterales: Estas dos aplicaciones se pueden explicar de la siguiente forma: Cuando el pozo direccional alcanza un ángulo de 90° este se vuelve un pozo horizontal, desde esta posición o en una posición indicada se pueden hacer ventanas para perforar varios pozos direccionales (pozos multilaterales); desde una sola plataforma petrolera disminuye los costos operativos al maximizar la utilización de una sola instalación en vez de una por cada pozo a perforar (Vázquez, 2008).
k) Construcción de oleoductos y/o gasoductos: En el campo de la comercialización y distribución de los hidrocarburos, la perforación direccional se utiliza para construir huecos para la instalación de ductos sin afectar el medio ambiente. 3.- CONCEPTOS BÁSICOS
Profundidad desarrollada/pd (measured depth/md) Es la distancia medida a lo largo de la trayectoria real del pozo. Esta profundidad siempre se conoce, ya sea contando la tubería o por el contador de profundidad.
Profundidad vertical verdadera/pvv (true vertical depth/tvd) Es la distancia vertical desde el nivel de referencia de profundidad, hasta un punto en la trayectoria del pozo. Normalmente es un valor calculado.
Inclinación (drift) Es el ángulo (en grados) entre la vertical local, dada por el vector local de gravedad como lo indica una plomada y la tangente al eje del pozo en un punto determinado. Por convención, 0° corresponde a la vertical y 90° a la horizontal.
Azimut (dirección del pozo)
En un punto determinado es la dirección del pozo sobre el plano horizontal, medido como un ángulo en sentido de las manecillas del reloj, a partir del norte de referencia. Esta referencia puede ser el norte verdadero, el magnético o el del mapa.
Desplazamiento horizontal (hd) Es la distancia total y lineal, en el plano horizontal, del conductor del pozo al objetivo del mismo.
Pata de perro (dog leg) Es la curvatura del pozo (la combinación de cambios de inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros direccionales. La pata de perro se mide en grados.
Severidad de la pata de perro Es la magnitud de la pata de perro, referida a un intervalo estándar (por convención se ha establecido 100 pies o 30 metros). Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sean posibles e la perforación convencional (menos de 4 o 5°/100 pies). Las severidades altas provocan problemas en el pozo como atropamientos, desgaste de la herramienta o de la tubería de revestimiento.
Norte magnético Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético terrestre en un punto seleccionado sobre la superficie de la Tierra.
Lado alto del pozo Es el lado directamente opuesto a la fuerza de gravedad. El punto que representa el lado alto es importante para orientar la cara de la herramienta; es conveniente señalar que a una inclinación de 0° no existe lado alto, en este caso, los lados del pozo o de la herramienta de registros direccionales son paralelos al vector de gravedad, y no existe un punto de intersección desde el cual se pueda definir un lado alto (Un siglo de la perforación en México, 2000). Otro concepto importante es que sin inclinación (0°), el pozo no tiene dirección horizontal, es decir, el eje del pozo se representaría como un punto y no como una línea sobre el plano horizontal.
Herramienta (de fondo) Es cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el aparejo de perforación y se corra dentro del pozo. Los motores de fondo, las camisas MWD, las
herramientas de registros direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.
Cara de la herramienta (tool face) El término se usa en relación a las herramientas desviadoras o a los motores dirigibles y se puede expresar en dos formas:
FÍSICA: El lugar sobre la herramienta desviadora, señalando comúnmente con una línea de marca, que se posesiona hacia una orientación determinada mientras se perfora para determinar el curso futuro del pozo. CONCEPTUAL: En el pozo, el término es utilizado para referirse a la orientación de la misma.
Interferencia magnética Son los cambios en el campo magnético de la Tierra en las cercanías de la herramienta de registro, causados por la presencia de la tubería de revestimiento u otras tuberías en el pozo, en pozos cercanos o por las propiedades magnéticas de la misma formación.
Corrección por declinación magnética Es la corrección angular en grados, para convertir una lectura magnética a una lectura de norte verdadero.
4.- TIPOS DE TRAYECTORIA La selección del tipo de trayectoria dependerá principalmente de los siguientes factores:
Característica de la estructura geológica Espaciamiento entre pozos Profundidad vertical Desplazamiento horizontal del objetivo
La figura adjunta muestra cuatro tipos de trayectoria que pueden ser perforadas para alcanzar el objetivo. es una trayectoria de incrementar y mantener: el agujero penetra el objetivo a un ángulo igual al máximo ángulo de incremento. LA CURVA “A”
es una tr ayectoria “S Modificada” de incrementar, mantener, disminuir y/o mantener en donde el agujero penetra al objetivo con un ángulo de LA CURVA “B”
inclinación menor que el ángulo de inclinación máximo en la sección de mantenimiento. LA CURVA “C”
es una trayectoria “S” d e incrementar, mantener, disminuir en
donde el agujero penetra verticalmente al objetivo. LA CURVA “D”
es una “trayectoria de incremento continuo”, la inclinación
continúa incrementándose hasta llegar al objetivo
4.1 CONSIDERACIONES EN LA SELECCION DE TRAYECTORIAS
Parámetros Necesarios para la Planeación Dependen de la zona en que se realizará la perforación. De esta zona se debe conocer la litología, la situación estructural y la profundidad vertical de los posibles intervalos productores.
Características del Objetivo
La forma, tamaño y profundidad vertical del objetivo son parámetros básicos que pueden obtenerse de los diferentes estudios realizados en la zona o región. La correcta caracterización de las formaciones a atravesar, constituye el factor básico para la selección de las condiciones óptimas de operación durante la perforación del pozo.
Localización del Equipo El conocimiento de las tendencias de desviación y el tipo de formaciones, determinará la posición del equipo de perforación, la profundidad de inicio de desviación y en consecuencia, del desplazamiento horizontal hacia los objetivos.
Desplazamiento Horizontal del Objetivo Este valor es función de la localización que tenga el equipo de perforación. Se supone que dicha localización fue determinada considerando la distribución estructural de las formaciones a perforar; por tanto, puede considerarse como dato fijo.
Profundidad de Inicio de Desviación (KOP) Este dato debe obtenerse considerando las características de las formaciones a perforar. Se recomienda que la etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en formaciones suaves a media suaves; además es conveniente que las zonas geopresurizadas se atraviesen con ángulo constante.
Velocidad de Incremento de Angulo Si el espesor y la tendencia de presurización de las formaciones que se espera encontrar lo permiten, se pueden utilizar diferentes velocidades de incremento para calcular un juego de trayectorias. Si de antemano se conoce la velocidad de incremento de ángulo con la cual se obtienen un buen desarrollo de la perforación, no será necesario diseñar trayectorias alternas.
Tipo de Formación Siempre que se analice un estudio direccional, se debe tomar en cuenta la columna geológica que se desea perforar, clasificando la compactación y la dureza de las formaciones a atravesar, así como los buzamientos regionales para intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante la perforación .
Diámetro del Pozo El diámetro del pozo y consecuentemente, el programa de las tuberías de revestimiento, son parámetros que dependen de la profundidad del objetivo, de las características de las formaciones a perforar y de la producción esperada.
TIPOS DE POZOS Existen varios tipos de perfiles de pozos direccionales, diferenciados tanto por su forma, su función, limitaciones geológicas, geomecánicas, económicas y de operación. Con base en las perforaciones que se han venido realizando en los últimos años, los más frecuentemente usados son: pozos tipo tangencial, pozos tipo “S”, pozos tipo “J”, pozos inclinados, pozos horizontales y pozos
multilaterales (Cárdenas, 2008). Los pozos direccionales considerando el objetivo planteado pueden tener un sinfín de trayectorias, donde la principal limitante es la imaginación, aspectos económicos y técnicos propios de esta tecnología; no obstante en la literatura se encuentra la siguiente categoría de acuerdo a la trayectoria que presentan:
T I P O I: La configuración de estos pozos tiene como característica que la desviación inicial se presenta a poca profundidad, el ángulo de inclinación que alcanza el pozo se mantiene constante hasta llegar al objetivo (Cárdenas, 2008). Esta configuración se aplica usualmente en pozos de profundidad moderada, en regiones en las que la producción se encuentra en un solo intervalo y en las que no se requieren sartas intermedias de revestimiento, también se utiliza en pozos de mayor profundidad en los que se requiere mucho desplazamiento lateral . T I P O II: Es el pozo que describe una trayectoria en forma de “S”, para lograr tan caprichosa configuración la desviación se inicia también cerca de la superficie; la inclinación se mantiene hasta que se logra casi todo el desplazamiento lateral, seguidamente se reduce al ángulo de desviación hasta volver el pozo a la vertical hasta el objetivo (Cárdenas, 2008). Por su geometría esta configuración puede traer algunos problemas durante la perforación y se utiliza principalmente para perforar pozos con intervalos productores múltiples, o en los que hay limitaciones impuestas por el tamaño y la localización del objetivo. T I P O III: En este tipo de pozos la desviación se comienza a una gran profundidad por debajo de la superficie y el ángulo promedio de inclinación se mantiene constante hasta llegar al objetivo (Cárdenas, 2008). Esta configuración es particularmente apropiada para situaciones como las de
perforación a través de fallas o de domos salinos, o en cualquier situación en las que se requiera reperforar o reubicar la sección inferior del pozo.
5.- INSTRUMENTOS QUE SE UTILIZAN PARA MEDIR INCLINACIÓN Y DIRECCIÓN La posición relativa del pozo de acuerdo a la ubicación superficial se establece mediante la continua medición de inclinación y dirección. Los instrumentos que comúnmente se utilizan son: PENDULO INVERTIDO INCLINÓMETRO SENCILLO MAGNÉTICO INCLINÓMETRO MAGNÉTICO MÚLTIPLE GIROSCÓPICO SENCILLO GIROSCÓPICO MÚLTIPLE HERRAMIENTAS DIRECCIONALES Con la utilización de estos instrumentos se puede: Determinar la posición del pozo Orientar las herramientas para cambio de inclinación y dirección Determinar profundidades verticales de las diferentes formaciones Orientar pozos de alivio Evaluar las patas de perro a lo largo del pozo
La medición de inclinación y dirección de los pozos es fundamental.
El tiempo empleado es de hasta el 10 % del tiempo que se requiere para perforar el pozo por lo que esto ha motivado el desarrollo de instrumentos más sofisticados como el MWD y herramientas dirigibles. PÉNDULO INVERTIDO (TOTCO) Es uno de los más elementales y sencillos instrumentos con los que se puede detectar la desviación. Se basa en el principio del péndulo y sólo indica el grado de desviación sin mostrar el rumbo. Consta de tres partes principales: péndulo, disco y mecanismo de tiempo INCLINÓMETRO MAGNÉTICO SENCILLO Todos los componentes del instrumento se encuentran a presión constante. El péndulo indica la inclinación Un disco de vidrio provee la escala de inclinación La brújula define la dirección del pozo La inclinación, dirección y carga de la herramienta quedan registrados en papel sensible o en película fotográfica. Los inclinómetros magnéticos sencillos tienen rangos de inclinación. Ejemplo: 0°-10°, 0°-20°, 5°-90° INCLINÓMETRO MAGNÉTICO MÚLTIPLE El principio de éste es el mismo que del sencillo. Se obtiene una serie de fotografías a profundidades definidas por el usuario se deja caer el instrumento de tal forma que queda dentro del lastrabarrena antimagnético el instrumento lleva un rollo de película el cual avanzará automáticamente en intervalos determinados. Existen herramientas electrónicas las cuales emplean computadoras para guardar la información.Este instrumento permite determinar toda la trayectoria mientras se realiza el viaje hacia superficie. GIROSCÓPICO SENCILLO Este instrumento se utiliza cuando el hueco está entubado; cuando hay pozos cercanos entubados. El principio consiste en que el elemento rotatorio tenderá a mantener su posición original. El instrumento se alinea en la superficie usualmente al norte geográfico Una cámara fotográfica detectará el movimiento relativo del instrumento con respecto a escala fija. Corrección en la medición de este instrumento es necesaria debido a fuerzas balanceadas. Este instrumento se corre con cable. GIROSCÓPICO MÚLTIPLE Cuando se cementa tubería de revestimiento, se corre un giroscópico múltiple para determinar la trayectoria real del pozo. En forma similar al Inclinómetro magnético múltiple se toman fotografías a profundidades determinadas mediante un sistema sincronizado. Se emplean monogramas de corrección por las fuerzas no balanceadas. HERRAMIENTAS DIRECCIONALES Durante casos críticos de cambio de dirección e inclinación del pozo es necesario monitorear continuamente estas variables, para poder orientar apropiadamente las herramientas desviadoras. Este tipo de información provee las herramientas direccionales. Las ventajas de estas herramientas son: Se ahorra tiempo
El monitoreo es continuo Mejor control de cambio de trayectoria Orientación de la cara de la herramienta El instrumento emplea acelerómetros para medir inclinación y magnetómetros para medir dirección. HERRAMIENTAS DIRECCIONALES DE TECNOLOGIA ACTUAL Telemetría (MWD Y LWD) Motor de Fondo y Sustituto Curvo Power drive Estas herramientas se emplean durante el inicio del incremento del ángulo (KOP) en la construcción de trayectoria de pozos laterales (Sidetrack). Se utilizan también para corrección de inclinación y rumbo de trayectoria. TELEMETRÍA (MWD Y LWD) Las herramientas de MWD suministran información en tiempo real de medidas hechas cerca a la broca durante la perforación de un pozo, permitiendo que sean hechos ajustes al mismo, mientras la perforación está en progreso. El MWD suministra información en tiempo real tal como:
• Surveys que incluyen inclinación, azimuth, toolface • Medidas de formación como GR, Resistividad, Densidad, Porosidad (LWD). • Información de parámetros de perforación como Peso sobre la broca y Torque • Herramienta toma datos en el fondo. • Los datos son transmitidos por el lodo. • El equipo de superficie decodifica la información de los sensores. • Entrega de Registros y datos direccionales al cliente.
RELACIÓN ENTRE LOS DATOS DE MWD Y LWD LWD esta íntimamente relacionado con MWD. Aunque los da tos de estos dos tipos de herramientas puedan ser transmitidos en tiempo real, la resolución del LWD (la información es almacenada en la memoria de la herramienta) es mayor que en el caso del MWD (los datos del MWD pueden llegar a tener limitaciones en la transmisión de la información.) COMPONENTES DEL SISTEMA DE MWD • Sensores de superficie que miden parámetros de perforación. • Sensores para recibir la señal del MWD. • Un computador que decodifica la información de fondo. • Un computador que procesa, almacena y usa toda la información.
COMPONENTES DE LA HERRAMIENTA DE MWD • Suministra la energía para que las medidas se puedan tomar (Turbina). • Uno o más componentes que hacen la medida en fondo (Electrónica). • Un componente para producir y transmitir la señal de la medida a superficie
(Modulador). FUNCIONAMIENTO GENERAL DEL SISTEMA DE MWD • Los sensores adquieren los pulsos de presión ge nerados por la herramienta en fondo y los convierten en señales eléctricas. • Los computadores de superficie decodific an las señales eléctricas y las convierten de información digital en valores de ingeniería y datos Direccionales.
• Esta información es enviada a los direccionales para efectos de navegación y al
cliente para efectos de toma de decisiones críticas. SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LA INFORMACIÓN EN TIEMPO REAL.
LWD (LOGGING WHILE DRILLING) La tecnología de LWD consiste en tomar medidas de propiedades petrofísicas de la formación (saturación de hidrocarburos y litología) en la cara del pozo a medida que es perforado. D and M registra la Resistividad, Densidad y Porosidad representados gráficamente mediante registros. USOS DE LWD Durante la perforación, el cliente usa los datos del LWD para tomar decisiones acertadas y rápidas acerca de: • Perforación direccional • Prevención de Peligros: Usando la información de registros se puede monitorear
y mantener la presión en la cara del pozo.Después de la perforación el cliente usa los datos de LWD para evaluar la formación y tomar decisiones financieras tales como: • Producir el pozo • Abandonar el pozo • Perforar más pozos en la misma área
INTERPRETACION DEL FUNCIONAMIENTO LWD
4.2.1.9 REGISTROS EN MEMORIA
Los datos de LWD son también almacenados en memoria y procesados en superficie mostrando registros con mayor densidad de información, más variables y sin interferencias posibles propias de la transmisión en tiempo real. Gráfico No.38
REGISTROS EN MEMORIA
MOTORES DE FONDO Y SUSTITUTOS CURVOS La herramienta que más se utiliza es el motor de fondo con sustituto curvo. El ensamblaje está compuesto de: Broca, motor, sustituto curvo y sustituto de orientación. El sustituto curvo se selecciona con Va ° a 3°, dependiendo del cambio de trayectoria este sustituto fuerza a la broca a cambiar la dirección e inclinación del pozo. También se utilizan sustitutos integrados e n combinación con sustitutos curvos para cambios rápidos de ángulo. El cambio de trayectoria dependerá del ángulo del sustituto, rigidez del motor de fondo y dureza de la formación. La orientación de la herramienta se realizará con el sustituto, el cual contiene un seguro en el que el instrumento de medición se asienta, es común emplear este sistema con instrumentos dirigibles o MWD (telemetría) para monitorear continuamente la orientación de la herramienta. Los ensamblajes de fondo con motor pueden ser de dos tipos: TIPO DIRIGIBLE Es un motor de fondo con un estabilizador integrado y un Bent Housing o codo ajustable, que complementado con un estabilizador instalado en su parte superior conforman tres puntos de apoyo para construir un arco circular al operar la sarta en el modo orientado (sin rotaría). Es tipo de configuración permite también operar la sarta con rotaría para sostener inclinación y rumbo (30-60 RPM). TIPO RÍGIDO Es un motor de fondo con dos codos de inclinación un bent housing integrado y un bent sub codo fijo conectado en su extremo superior haciendo un elemento rígido con posibilidad de operar solo en modo orientado. Sobre esta configuración se coloca el sistema de fondo MWD, que consiste en una válvula de contrapresión un pulser collar y dos lastrabarrenas antimagnéticas que alojan al emisor de pulsor y al conjunto de medición electrónica de fondo respectivamente. VENTAJAS DEL USO DE MOTORES DE FONDO SUSTITUTO CURVO La fuerza ejercida por el sustituto curvo genera una curvatura disminuye el riesgo de patas de perro severas.
Dependiendo de la orientación del sustituto curvo este sistema se emplea para aumentar o disminuir inclinación y simultáneamente cambiar la dirección. DESVENTAJAS Alto costo Daño de las sillas del motor en temperaturas mayores a 280 °C POWER DRIVE Las herramientas Power Drive es el único sistema direccional rotatoria diseñado exclusivamente para los perforadores. Todas las partes de la herramienta rotan junto con la tubería no existen componentes estacionarios tocando el agujero. La rotación continua junto con la ausencia de cuellos de botella anulares reduce significativamente las posibilidades de acumulamiento de recorte y empaquetamiento.No solo los atascamientos pueden ser evitados sino que también no tiene límites para repasar el hoyo sí las condiciones del pozo lo demandan.
6. BIBLIOGRAFÍA
Introducción a la Perforación Direccional, Ignacio Gorgone, Departamento de Diseño Mexico y Centroamerica (Schlumberger). Perforación Direccional, Sperry-Sun, Cmtoti Blogspot. Drilling 101, Drilling of a Natural Gas Well and Natural Gas Production in the Piceance Basin Doug Dennison Garfield County Oil & Gas Liaison.
www.oilfield.slb.com/media/resources/oilfieldreview
www.catalanadeperforacions.com
El abece del petróleo y del gas. Molina, Patricio; "Trabajo práctico para Técnicas Energéticas: Perforación Direccional". Introduction to Directional Drilling, Subject Matter Experts: Raymond de Verteuil and Iain McCourt Sugar Land Learning Center 1998, revised 2001. Métodos de la perforación, Evaluación petrolera y métodos de explotación en la cuenca de burgos.
