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perforacion direccionalTRANSCRIPT
Etapas blades
Etapas blades Estabilizador Intercambiable
Estabilizador Intercambiable
*Seccion Rodamientos
*Seccion Rodamientos
Rodamientos PDC
Rodamientos PDC
Adjustable Bent Housing
Adjustable Bent Housing
*Seccion de Potencia
*Seccion de Potencia
Estabilizador de seccion
Rodamientos
Estabilizador de seccion
Rodamientos
ESTUDIANTE:EDUARDO VELASQUEZ GOMEZ
TUTOR ING.ELIODORO CAMACHO
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 1
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
INDICE
CAPITULO I
1.- PERFORACION DIRECCIONAL ............................................................................. 2 1.1.INTODUCCION .......................................................................................................... 2 1.2.- DESARROLLO HISTORICO DE LA PERFORACIO DIRECCIONAL ..¡Error! Marcador no definido. 1.3.- APLICASIONES DE LA PERFORACION RIRECCIONAL ................................ 4 1.3.1.- POZOS MULTIPLES COSTA AFUERA ........................................................... 4 1.3.2.- POZO DE ALIVIO ............................................................................................... 4 1.3.3.- CONTROLANDO POZO VERTICALES ........................................................... 5 1.3.4.- DESVIANDO FUERA (SIDETRACKING) ...................................................... 5 1.3.5.- LOCACIONES INACCESIBLE ............................................................................ 5 1.3.6.- LA OPTIMIZACION DEL YACIMIENTO ........................................................ 6 1.3.6.1.- POZOS MULTILATERALES .......................................................................... 7 1.4.- DEFINICION Y CONCEPTOS BASICOS EN PERFORACION DIRECCIONAL .............................................................................................................................................. 8 1.4.1.- SISTEMA DE COORDENADAS ..................................................................... 10 1.4.2.- SISTEMA U.T.M. ............................................................................................... 10 1.4.3.- NORTE VERDADERO .................................................................................... 11 1.4.4.- NORTE CUADRICULAR NORTE MAPA ..................................................... 12 1.4.5.- NORTE MAGNETICO ..................................................................................... 12 1.4.6.- DECLINACION MAGNETICA ........................................................................ 12 1.4.7.- CORRELACION POR DECLINACION MAGNETICA. ................................ 13 1.5.- PERFILES O GEOMETRIA DE POZOS DIRECCIONALES .......................... 13 1.5.1.- TIPO SLANT ..................................................................................................... 13 1.5.2.- TIPO “J”. ............................................................................................................. 14 1.5.3.- TIPO “S” ............................................................................................................ 15 1.5.4.- ALCANCE EXTENDIDO .................................................................................. 15 1.5.5.- POZO HORIZONTAL ...................................................................................... 16 1.5.6.- LIMITES DE LA PERFORACION DIRECCIONAL ..................................... 16 1.6..- TERMINOLOGIA DE LA PERFORACION DIRECCIOAL. ........................... 17 1.6.1.- EL OBJETIVO ................................................................................................... 17 1.6.2.- EL DESPLAZAMIENTO. AL OBJETIVO ...................................................... 17 1.6.3.- LA PROFUNDIDA VERTICAL REAL ........................................................... 17 1.6.4.- PUNTO DE INICIO DE CURVATURA “KICK OFF POINT” ..................... 18 1.6.5.- GRADO DE CONSTRUCCION ....................................................................... 18 1.6.6.- SECCION DE CONTRUCCION ....................................................................... 18 1.6.7.- LA TANGENTE. ................................................................................................ 18 1.6.8.- SECCION DE DECREMENTO ........................................................................ 18 1.6.9.- LONGITUD DEL CURSO ................................................................................ 19 1.6.10.- LA PROYECCION HORIZONTAL .............................................................. 19
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1.6.11.- SECCION VERTICAL .................................................................................... 19
CAPITULO II
2.- MOTOR DE FONDO Y TURBINAS ..................................................................... 20 2.1.DESCRIPCIONES DE LOS MOTORES ............................................................... 20 2.1.1.- GENERALIDAES ............................................................................................... 20 2.1.2.- SELECCIÓN DE MOTOR ................................................................................. 20 2.1.3.- DICEÑO Y PRUEVA ........................................................................................ 20 2.2.- TIPOS DE MOTORES ......................................................................................... 22 2.2.1.- PARTES DE UN MOTOR ................................................................................ 22 2.2.1.1.- ENSAMBLE DE DRENAR “DUMP SUB” ................................................. 23 2.2.1.2.- SECCION DE POTENCIA ............................................................................. 23 2.2.1.2.1.- RADIO LOBULAR /ROTOR ................................................................... 24 2.2.1.2.2.- NUMERO DE ESTACIONES .................................................................... 26 2.2.1.2.3.- CAIDA DE PRESIONES POR ESTACION ............................................ 26 2.2.1.2.4.- AJUSTE ROTOR /ESTATOR ................................................................. 26 2.2.1.2.5.- TEMPERATURA DEL LODO ................................................................. 26 2.2.1.2.6.- FUIDO DE PERFORACION ..................................................................... 27 2.2.1.2.7.- DIFERENCIAL DE PRECION .................................................................. 27 2.2.1.2.8.- PATA DE PERRO ...................................................................................... 28 2.2.1.2.8.1.- SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO ............................................. 28 2.2.1.2.8.2.- SECCION VERTICAL ............................................................................ 28 2.2.1.2.8.3.- CIERRE (CLOSURE). ............................................................................ 29 2.2.1.3.- SECCION DE TRANSMICION .................................................................... 30 2.2.1.4.- SECCION DE EJE CONDUCTOR Y RODAMIENTO ................................ 30 2.2.1.4.1.- ARREGLOS LUBRICADOS POR LODOS ............................................. 32 2.2.1.4.2.- ARREGLOS SELLADOS CON OLEO ..................................................... 33 2.2.1.5.- SECCION DE VALEROS SELLADOS O LUBRICADOS POR LODOS. . 36 2.2.1.6.- IDENTIFICACION DE MOTORES COMMANDER. ................................ 37 2.2.2.- TURBINAS ......................................................................................................... 38 2.2.2.1..- PARTES DE UNA TURBINA .................................................................... 39 2.2.2.1.1.- SECCION DE POTENCIA ........................................................................ 39 2.2.2.1.2.- SECCION DE DE RODAMIENTOS . ....................................................... 39 2.2.2.2.- CLASIFICACION DE LA TURBINA .......................................................... 40 2.2.2.3.- VENTAJAS DEL EMPLEO DE UNA TURBIAN ...................................... 40 2.2.2.4.- APLICASIONES DE UNA TURBINA . ....................................................... 41 2.2.2.5.- COMPARACION DE TURBINAS VS MOTOR ...................................... 41 2.2.2.6.- MOTOR POWER DRIVE . ........................................................................... 41 2.2.2.6.1.- PARTES DE POWER DRIVE ................................................................. 42 2.2.2.6.1.1.- FUNCIONAMIENTO DE PUSH THE BIT ......................................... 42 2.2.2.6.1.2.- FUNCIONAMIENTO DE POINT THE BIT . ...................................... 42
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CAPITULO III
3.- PLANIFICASION DE POZOS DIRECCIONALE ................................................ 43 3.1.- DEFINICION ........................................................................................................ 43 3.2.- CRITERIOS DE DISEÑO .................................................................................... 43 3.2.1.- CRITERIOS PARA LA SELECCIÓN DE CANDIDATO .............................. 43 3.3.- PLANIFICASION DE POZOS ............................................................................ 44 3.4.- METODOS DE DESVIACION DE POZOS ....................................................... 44 3.4.1.- METODO DE ENSAMBLE DE FONDO ........................................................ 45 3.4.1.1.- ENSAMBLE PARA CONTRUCCION DE ANGULO ................................ 47 3.4.1.2.- ENSAMBLE DE DECREMENTO ................................................................ 48 3.4.1.3.- ENSAMBLE PARA MATENER ANGULO ................................................. 49 3.4.2.- DEFLECTORA POR TOBERA ........................................................................ 51 3.4.3.- WHIPSTOCK “CUCHARA” ............................................................................ 52 3.5.- MOTORESDE FONDO CON SUBTITUTO DE FLEXION ............................ 53 3.6.- TIPOS DE ARREGLOS ...................................................................................... 54 3.6.1.- HERRAMIENTA ROTARIA FULCRUM ...................................................... 54 3.6.1.1.- PRINCIPIO DE ESTABILIZACION ........................................................... 57 3.6.2.- HERRAMIENTA ROTARIA EMPACADA .................................................... 57 3.6.2.1.- PROPIEDADES DEL ENSAMBLE ROTARIO ......................................... 57 3.6.3.- PRINCIPIO DEL PENDULO .......................................................................... 59 3.6.3.1.- HERRAMIENTAS DE PENDULO ............................................................. 60 3.7.- METODOS DE CALCULOS DIRECCIONALES DE POZOS .......................... 62 3.7.1.- INTRODUCCION ............................................................................................. 62 3.7.2.- METODOS ANGULO PROMEDIO .............................................................. 62 3.7.3.- METODOS RADIO DE CURVATURA ......................................................... 62 3.7.4.- METODO MINIMA CURVATURA ............................................................... 63 3.6.2.- HERRAMIENTA ROTARIA EMPACADA .................................................... 57 3.6.2.1.- PROPIEDADES DEL ENSAMBLE ROTARIO ......................................... 57
CAPITULO IV
4.- INTRUDUCCION ..................................................................................................... 68 4.1.- CUADRANTE DE RUMBO Y AZIMUT ............................................................ 68 4.1.1.- EJEMPLO CUADRANTE I ............................................................................ 69 4.1.2.- EJEMPLO CUADRANTE II ........................................................................... 69 4.1.3.- EJEMPLO CUADRANTE III .......................................................................... 70
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4.1.4.- EJEMPLO CUADRANTE IV ........................................................................... 70 4.2.- CALCULACION DE SURVEYS I ......................................................................... 71 4.2.1.- CALCULACION DE SURVEYS II ................................................................... 68 4.3.- EJEMPLO DE CAMBIO DE INCLINACION ................................................. 79 4.4.- EJEMPLO DE CALCULOS DE OBJETIVO I TIPO “S” ................................ 83 4.4.1.- EJEMPLO DE CALCULOS DE OBJETIVO II TIPO “S” ........................... 86 4.4.2.- EJEMPLO DE CALCULOS DE OBJETIVO III TIPO “S” .......................... 89 4.4.3.- EJEMPLO DE CALCULOS DE OBJETIVO IV TIPO “J” ............................. 92 4.4.4.- EJEMPLO DE CALCULOS DE OBJETIVO V TIPO “J” ............................ 99 4.4.5.- EJEMPLO DE CALCULOS DE OBJETIVO VI TIPO “S” .......................... 99
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PERFORACION DIRECCIONAL
1.- Perforacion Direccional
1.1.- Introducción
En los días actuales de perforación, nadie se preocupó por la desviación del agujero. El
objetivo era perforar a la mayor velocidad posible, completar y producir tan rápidamente
como fuera posible. Mucho personal que perforaba asumía que los pozos eran rectos - otros
simplemente no les importaban.
Como consecuencia, se perforaron los pozos deliberadamente en alguna dirección
desconocida. Esto comenzó como un funcionamiento terapéutico para resolver un problema
perforación - normalmente un pez o piezas quedadas en el agujero. Hoy, con el advenimiento
de requisitos del espacio legales más firmes, el buen diseño del depósito modelado y la
perforación de pozos múltiples de una sola locación, se ha hecho muy importante dos
aspectos, la posición real de la trayectoria del pozo durante su perforación y la información la
ubicación del los demás pozos para conocer sus limites, con el fin que no choquen entre si.
El desarrollo de las habilidades y equipo necesario dirigir estos agujeros es la ciencia de
Perforar Direccional. La Perforación Direccional es la ciencia de dirigir un agujero a lo largo de
un camino predeterminado llamado trayectoria para obtener un objetivo previamente
designado.
1.2.- Desarrollo Histórico de la Perforación Direccional
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La perforación direccional inicialmente fué usada como operación correctiva, ya fuera para
librar pescados, verticalizar agujeros desviados accidentalmente o para perforar pozos
vecinos de alivio para controlar reventones.
El interés en la perforación direccional controlada comenzó alrededor de 1929, después de la
introducción de sistemas precisos de medición en los campos de Seminole, en Oklahoma.
El primer pozo direccional se perforó en 1930 en Huntington Beach, California, pero no
recibió reconocimiento favorable hasta 1934, donde se perforó un pozo direccional para
intersectar un pozo descontrolado.
1.3.- Las Aplicaciones de la Perforación Direccional
1.3.1.- Los Pozos Múltiples De Estructura Costa Afuera
Uno de las aplicaciones más comunes de hoy en técnicas de perforación direccionales es en
perforación costanero. Muchos yacimientos de aceite y gas se sitúan más allá del alcance de
tierra y los equipos de tierra. perforar un número grande de pozos verticales de las
plataformas individuales es impráctico y sería antieconómico. El acercamiento convencional
para un gran yacimiento petrolífero ha sido instalar una plataforma fija en el lecho marino y
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perforar tantos como puedan perforarse, (sesenta pozos direccionales). La locación de estos
pozos pueden espaciarse cuidadosamente para la recuperación óptima. Este tipo de
desarrollo mejora la viabilidad económica de la cara industria costa afuera reduciendo el
número de plataformas y simplificando el sistema de la recolección.
En un desarrollo convencional, los pozos no pueden perforarse hasta que la plataforma tenga
construida e instalada su estructura en la posición requerida. Esto puede significar un retraso
de 2-5 años antes de que la producción pueda empezar. Este retraso puede reducirse
considerablemente por la pre-perforación de algunos de los pozos a través de una plantilla del
mato acuífero mientras la plataforma está siendo construida. Estos pozos se perforan
direccionalmente desde un equipo costero, normalmente un el semi-sumergible, y atado atrás
una vez a la plataforma cuando esta sea instalada.
1.3.2.- Los Pozos de Alivio
Se usan las técnicas direccionales para perforar los pozos de alivio para "matar" los pozos
arrancados o en descontrol.
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El pozo de alivio se desvía para ser utilizado como cierre posible de la reserva del pozo
desenfrenado: generalmente el objetivo de este pozo es pegarle al pozo fuera de control los
costos serian muy altos. Se bombea el lodo pesado en la reserva para que supere la presión y
traiga el pozo descontrolado a su completo control.
1.3.3.- Controlando Los Pozos Verticales
Se usan las técnicas direccionales para "enderezar los agujeros" curvos. en otros términos,
cuando la desviación ocurre en un pozo qué se supone que es vertical, varios
usan las técnicas para traer el pozo atrás a su vertical. Éste era uno de las primeras
aplicaciones de perforación direccional.
1.3.4.- Desviando Fuera (Sidetracking)
Desviar fuera de un agujero existente es otra aplicación de la perforación direccional. Esta
desviación puede hacerse para evitar una obstrucción (un pez) en el agujero original o para
explorar la magnitud de la zona productora en un cierto sector de un campo.
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1.3.5.- Locaciones Inaccesibles
Se perforan a menudo los pozos direccionales porque la situación de la superficie
directamente sobre el depósito es inaccesible, o debido a los obstáculos naturales o
artificiales.
Los ejemplos incluyen los depósitos bajo las ciudades, las montañas, los lagos, etc.,
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Otras Aplicaciones
También se Perforan los pozos direccionales para evitar taladrar un pozo vertical a través de
una falla de formación inclinada que podría dañar la TR en el movimiento de dicha falla.
También pueden usarse los Pozos direccionales para superar los problemas de domo de sal
perforado. En lugar de perforar a través de la sal, el pozo se perfora a un lado del
el domo y se desvía entonces alrededor y debajo la gorra colgando.
También pueden usarse los pozos direccionales donde un depósito queda en el manto
acuífero pero bastante cerca de la costa, la manera más barata de aprovecharse del depósito
puede ser perforar los pozos direccionales de un equipo de la tierra en la costa.
1.3.6.- La Optimización del Yacimiento.
El perforar horizontal es la rama creciente más rápida de perforación direccional. Los pozos
Horizontales permiten la penetración máxima del yacimiento, sobre todo en los depósitos más
delgados, permite la máxima exposición de la zona y permite la producción más alta. Las
numerosas aplicaciones específicas por la perforación horizontal están siendo desarrolladas
por adelantos que ocurren en las herramientas y técnicas usadas
.
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1.3.6.1.- Los Pozos Multilaterales
Dentro de la ciencia de perforar horizontal, el agujero perforado multilateralmente se esta
convirtiendo rápidamente en una operación común. Se perforan los pozos horizontalmente
para sumar la profundidad y las perforaciones laterales para las varias direcciones. Estos
laterales permanecen esencialmente horizontales y se controla para asegurar la exposición
máxima de zona direccionalmente.
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1.4.- Definiciones Y Conceptos Básicos En Perforación Direccional
1.4.1.- Sistemas De Coordenadas Cualquier posición sobre la superficie de la tierra puede
ser descrito en termino de un valor de latitud (grados este u oeste de datum) una red
(retícula) imaginaria de latitud y longitud es superpuesta sobre el globo (superficie de la
tierra).
Las líneas de latitud o paralelas son círculos imaginarios alrededor de la línea del ecuador ha
ambos lado de los polos norte y sur.. El ecuador esta en cero grados de latitud y el polo norte
en 90 grados norte. El polo sur esta en 90 grados sur. Hay 90 líneas de latitud entre el ecuador
y cada polo, cada uno de un grado de magnitud.
Las líneas de longitud son líneas imaginarias que pasan a través de los polos norte y sur y cruzan las líneas de latitud están detonadas por un numero de grados cero hasta 180 grados, este u oeste de greenwich en Inglaterra. Greenwich tiene una longitud de cero grados o líneas de meridiano cero en resumen la tierra tiene 360 grados de longitud.
1.4.2- Sistema UTM.- Sobre muchas proyecciones, las líneas de longitud y latitud son
curveadas. Los cuadrangulares formados por la intersección de estas líneas (normalmente
preferidas como paralelos y meridianos) son de diferentes formas y tamaños, lo cual complica
enormente la localización de puntos y la medición de direcciones.
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En el sistema UTM (universal transversal mercator), el mundo esta dividido igualmente dentro de 60 regiones (cada región en 6 grados de longitud) entre 84 grados norte y 80grados sur. Las regiones polares son cubiertas por otras proyecciones especiales.
1.4.3.- Norte verdadero (norte geográfico).- Es la dirección polo norte geográfico, el cual
yace sobre el eje de rotación de la tierra. Esta dirección esta indicada por la estrella polar.
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1.4.4.- Norte cuadricular o norte de mapa.- Es la dirección norte sobre un mapa. El norte
cuadricular corresponde al norte verdadero solo en el meridiano central. Todo los otros
puntos deben corregirse por convergencia, esto es, por el ángulo entre el norte del mapa y el
norte verdadero en cualquier punto.
1.4.5.- Norte Magnético.- Es la dirección de la componente horizontal del campo magnético
terrestre en un punto seleccionado sobre la superficie de la tierra.
En la perforación de pozos petroleros, todas las mediciones direccionales son dadas por
herramientas de tipo magnética, las cuales leen un azimut preferido al norte magnético. En
este sentido los cálculos finales de las coordenadas siempre son convertidos al norte
verdadero o al norte del mapa.
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Convergencia.- La convergencia es la diferencia entre el norte cuadricular y el norte verdadero. La convergencia varía con una distancia a través del meridiano central y con una distancia a través del ecuador. La convergencia es negativa hacia el este y positiva hacia el oeste.
1.4.6.- Declinación Magnética.- Es el ángulo entre el norte verdadero y el norte magnético en cualquier punto sobre la tierra. La declinación del ángulo es negativa si el norte magnético se inclina hacia el oeste del norte verdadero y es positiva si el norte magnetico inclina hacia el oeste del noter verdadero.
1.4.7.- Corrección por declinación magnética.- Es la corrección angular en grados, para
convertir la lectura magnetica a una lectura de norte verdadero.
Interferencia magnetica.- Son los cambios en el campo magnetico 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 magneticas
de la misma formación.
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Buzamiento magnetico.- Es el angulo de intersección, medido desde la horizontal, entre las
líneas del flujo magnetico y el plano horizontal, entre la línea del flujo magnetico y el plano
horizontal (superficie de la tierra).
1.5.- Los Perfiles o Geometría de Pozos Direccionales
Para alcanzar las coordenadas de fondo requeridas hay varios perfiles o geometrías para
utilizar según mas convenga:
1) Slant
2) Tipo J “incrementa y mantiene”
3) Tipo S
4) El Alcance Extendido “ extended reach”
5) Horizontal.
Estos perfiles pueden ser combinado también como sea necesario para alcanzar el objetivo u
objetivos
1.5.1.- Slant
Perforación especializada y equipos de perforación especiales son usados para estos perfiles.
El pozo es perforado desde superficie con una inclinación mayor que el 0º y menor o igual a
45º . Este perfil es típicamente usado en los pozos poco profundos al intentar alcanzar un
objetivo con un desplazamiento horizontal que es del 50% o más del TVD.
El modelo más común es la Estrella que ha permitido tantos como 27 pozos se taladren de una
misma pera. Incrementa la economía en los recursos y la producción puede ser bastante
sustanciales.
1.5.2.- Tipo J
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Éste es el perfil principal o mas común para la mayoría de los pozos direccionales. Incluye una
sección de construcción de ángulo Terminal y una sección que mantiene dicha inclinación
para atravesar los objetivos .
Una vez que el blanco se ha alcanzado o no existe riesgo de que se pierda este se rota el resto
del agujero dejando así que tome el camino natural de la formación.
La inclinación normalmente es 15º o más.
1.5.3.- Tipo S
La curva tipo S tiene una sección de construcción una para mantener y una de tumbar a 0
grados. Esta forma es por las razones siguientes:
• Pegarle a los objetivos múltiples al mismo desplazamiento horizontal
• Ganar un desplazamiento horizontal deseado pero permite perforar a través de
Formaciones severamente accidentadas o las formaciones molestas en un modo cercano a la
vertical
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• Evita las regiones accidentales locales
1.5.4..- El Alcance Extendido
Una modificada o la geometría compleja, construye y sostiene típicamente una inclinación
entre 60y 80 grados con un alcance que es entre 4 y 7 veces mayor que el TVD .
Las situaciones más comunes para estos pozos es en el mar perforados desde una plataforma
central.
1.5.5.- Horizontal
Un perfil que consiste en una sección de construccion a 90º + / - con una sección horizontal a
través del mismo depósito o brecha productora.
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1.5.6.- Los Límites de Perforación Direccional
Cualquier límite de perforación direccional descrito en un libro de texto hoy, simplemente se
romperían mañana por algún operador direccional. Nosotros hemos perforado los pozos
horizontales con el laterales a mas de 6,100m de largo; los pozos del alcance extendido a mas
de 10,000m de alcance horizontal; los pozos horizontales multi-laterales con 10
ramificaciones; los pozos horizontales girados 180º en dirección; Perforado 27 pozos en una
sola y sencilla locación en tierra; re-entrado en cada configuración del agujero para perforar
un nuevo objetivo y posteriormente perforar un pozo al par de este con una distancia de 3m a
lo largo de toda la trayectoria. Casi todo puede ser perforado con tal de que usted tenga el
apoyo financiero. Es bueno saber el potencial del equipo o las limitaciones del agujero. Lo
siguiente es una lista de algunos de los factores considerada al planear un pozo direccional
eso se discutirá más allá en una sección más tarde:
1.) A través de la experiencia muchos operadores han establecido su propio máximo
la inclinación y/o la severidad limite del dogleg para minimizar problemas de
revestimiento.
2.) La Severidad es una limitante también al momento en que se van a tomar
registros eléctricos con cable debido al diámetro de las herramientas que utilizan
y la longitud de las mismas.
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3.) El peso sobre la barrena también es una limitante para perforar el pozo es posible
no obtener el necesario debido a factores como son: el arrastre, diseño de la
configuración de la herramienta, el fluido de perforación, el tipo y geometría del
agujero por nombrar algunos.
4.) El asiento de llave y el alto potencial de pegaduras por diferencial.
5.) La limpieza del agujero también es una limitante en la perforación
6.) La estabilidad del agujero ( las condiciones tectónicas, desprendimientos o
derrumbes)
7.) La habilidad de dirigir el BHA a lo largo del curso requerido (el Torque reactivo).
8.) La habilidad de el equipo de construir la inclinación a las proporciones
requeridas.
Como las tecnologías de perforación direccional continúan desarrollándose, nuevas
aplicaciones van surgiendo. Aunque el aceite y gas que se perforan continuarán dominando el
futuro de la industria direccional, las consideraciones medioambientales y económicas
podrían forzar a otras industrias para considerar como alternativa las perforaciones
direccionales como tecnologías convencionales.
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1.6.- Terminología de Perforación Direccional
Un glosario corto de los que más frecuentemente usamos, las condiciones para la Perforación
Direccional están incluidos aquí y sólo se utiliza como una ayuda para el entendimiento de la
perforación direccional. Algunos del más importantes y normalmente usados de las
condiciones son:
1.6.1- El Objetivo (Target)
El blanco u objetivo, Teóricamente, es el punto o puntos en el subsuelo hacia donde la
trayectoria es dirigida. En la mayoría de casos se definirá por algún otro que no sea el
perforador direccional. Normalmente éste será un geólogo, ingeniero del proyecto o ingeniero
de la producción. Ellos definirán a menudo el limite del objetivo - es decir un círculo con un
radio especificado centrado sobre un punto en el subsuelo.
1.6.2.- El Desplazamiento al Objetivo
El desplazamiento al objetivo se define como la distancia horizontal desde la superficie de la
locación hasta el centro del objetivo en una línea recta. Ésta también es la suma direccional de
Departure (desplazamiento al Esto u Oeste) y la latitud (desplazamiento al Norte o Sur).
Los rumbos designado son una medida de la dirección en grados, minutos y segundos
(o decimales) y típicamente expresó con la referencia para centrar bien.
1.6.3.- La Profundidad Vertical Real
La Profundidad Vertical Real (TVD) es la profundidad del agujero a cualquier punto medido
en un plano vertical y normalmente es referenciado del plano horizontal del Kelly bushing del
equipo perforando.
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1.6.4.- Punto de Inicio de Curvatura “Kick Off Point”
Éste es el punto al que la herramienta de la desviación se utiliza para la salida en el aumento
del ángulo. La selección de los puntos de inicio de la curva depende de muchos factores,
inclusive de la formación, trayectoria del agujero, programa del lodo, el desplazamiento
requerido y la severidad e inclinación máxima aceptable.
Este Punto (KOP) se selecciona cuidadosamente para que el ángulo máximo está dentro de los
límites. Menos problemas se enfrentan cuando el ángulo del agujero está entre 30 y 55
grados. Mientras mas profundo sea el KOP , será mayor la inclinación necesaria para alcanzar
el objetivo o hacer severidades mas agresivas. El KOP debe estar a tal una profundidad
promedio dónde el ángulo máximo para construir sería
40 grados y el mínimo preferido es 15 grados.
1.6.5.- Grado de Construcción
El cambio en la inclinación por longitud moderada perforada (típicamente en º/100 ' u º/30
m).
La proporción de la curva se logra a través del uso de una herramienta desviadora (defección
en el motor de fondo la cual crea la construcción de ángulo y se regula a través de la camisa
ajustadora del motor).
1.6.6.- Sección de Construcción.
Ésta es la parte del agujero dónde el ángulo vertical se aumenta a una cierta proporción,
dependiendo de las formaciones y las herramientas de perforación utilizadas. Durante la
construcción se debe verificar constantemente la inclinación del ángulo y el rumbo por si debe
realizarse alguna corrección.
Esta parte del agujero es más crítico asegurar la trayectoria deseada, se mantiene y el blanco
final se alcanza.
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1.6.7.- La Tangente
Esta sección, también llamada la Sección del Sostenimiento, es una porción recta del agujero
perforado con el ángulo máximo a alcanzar para obtener el objetivo requerido. Los cambios
del curso sutiles pueden que se haga en esta sección.
Muchos pozos de alcance extendido que se perforan en los proyectos se ha completado con
éxito a inclinaciones de 80º, exponiendo mucho más área de superficie de depósito y
alcanzando los objetivos múltiples. Sin embargo, la inclinación orienta que arriba de 65 º
pueden resultar excesivo el torque, arrastre y complica la limpieza del agujero, toma de
registros, bajar TR y Problemas de producción. Estos problemas en la actualidad pueden ser
superados gracias a las diferentes tecnologías pero debe optarse por la alternativa mas
económica.
1.6.8.- Sección de Decremento
En los agujeros del tipo S, la sección donde la inclinación del agujero se induce para el
decremento del mismo y en algunos de los casos vertical a una proporción definida una ves
logrado la perforación continua hasta alcanzar la profundidad total con lecturas tomadas cada
30m, el decremento optimo es de entre 1º - 2 º ½ por 30m y se selecciona principalmente con
respecto a la facilidad de correr TR, la terminación y eliminación de
los problemas de la producción.
1.6.9.- La Longitud del Curso
Esta longitud del curso es la distancia real perforada de un punto del agujero al próximo
punto como medida. La suma de todo las longitudes del curso es la medida de la profundidad
del agujero. El término normalmente se usa como una referencia de distancia entre los puntos
del estudio, es decir cada junta de tubería.
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1.6.10.- La Proyección Horizontal (la Vista del Plan)
En muchos programas de pozo, la proyección horizontal es simplemente una línea recta
dibujada de el centro del pozo en superficie al centro del objetivo. En plataformas de multi-
pozos es necesario en ocasiones iniciar el pozo en diferentes direcciones para evitar otros
pozos. Una vez librado de los demás pozos se vuelve a apuntar a su objetivo. La trayectoria de
los pozos perforados en el plano horizontal es ploteado a través de las coordenadas de
Norte/Sur totales y las coordenadas de Este/Oeste totales calculado por las lecturas.
1.6.11.- La Sección vertical
La Sección Vertical de un pozo es dependiente del azimuth de interés. Este es el
desplazamiento horizontal de la trayectoria del pozo proyectado 90 º al rumbo del plan
deseado.
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MOTORES DE FONDO Y TURBINAS
2.1.- DESCRIPCION DE LO MOTORES
2.1.1.- Generalidades
Los motores direccionales hacen posible la perforación completa de una sección del poso con
un arreglo de fondo de pozo (BHA) y para alcanzar diversas ratas de penetración en cualquier
tamaño de hueco.
En cada una de las aplicaciones descritas previamente, la camisa (bent housing) ajustable
puede ser rápidamente colocada en el piso de la plataforma. Las camisas (housing) están
disponibles en ángulos de 0º a 2º y ángulos de 0º a 3º. El motor extra curvo (XC) para pozos
de radio corto tiene una superficie ajustable para ángulos de 0º a 4º.
El motor direccional consiste de 3 subarreglos principales:
- La sección de poder, compuesta por un rotor y un estator, la cual convierte la energía hidráulica en energía mecánica rotacional
- La sección de transmisión, la cual transmite la energía rotaria desde la sección de poder hasta la (bearing) sección de rodamientos en la cual esta incorporada la camisa (bent housing) ajustable.
- La sección de los rodamientos (bearing), la cual soporta los esfuerzos axiales y radiales durante la perforación y transmite la energía rotacional al trepano da través del eje conductor.
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Hay dos tipos predominante de motores de fondo impulsados por el flujo de lodo;
1) El de turbina que es básicamente un centrífugo o bombeo axial y 2) El de desplazamiento
positivo (PDM). Se muestran los principios de funcionamiento en la siguiente figura y el
diseño de la herramienta son totalmente diferentes. Las turbinas fueron muy utilizadas hace
algunos años pero últimamente el PDM es el mecanismo de batalla principal para taladrar un
pozo direccional.
Figura. Tipos de Motores.
2.1.2.- La Selección de motor
Cuatro configuraciones de motores de fondo proporcionan un ancho rango de velocidades de
la barrena y de rendimientos del torque requerido, satisfaciendo una multitud de
aplicaciones para perforar.
Éstas las configuraciones incluyen:
La Velocidad Alta / Torque Bajo
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La Velocidad Media / Torque Medio
La Velocidad Baja / Torque Alto
La Velocidad Baja / Torque Alto - el Vestido Redujo.
2.1.3.- Diseño Y Prueba
Los motores han sido diseñados de acuerdo a los requerimientos establecidos para la
perforación direccional, dándole un énfasis particular en la dureza, simplicidad y tecnología
probada que se traduce en un rendimiento fiable y superior en el pozo. Los requerimientos
operacionales y del cliente están establecidos a través de un vinculo con los operadores de
perforación. Los ingenieros han utilizado sus conocimientos y experiencia obtenida en más de
4 décadas de trabajo en el campo de la perforación direccional para establecer un criterio de
diseño enfocado en la fiabilidad.
se ha enfocado en un sistema de fondo de pozo en el cual se pueda minimizar la interferencia
con el ruido en la telemetría de medición mientras se perfora (MWD – measurements while
drilling) y asegurar que los motores PowerPak no presentarán limitaciones innecesarias en la
rata de flujo como en procedimientos de perforación.
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2.2.- Tipos De Motores Direccionales :
- Serie M Los motores poseen soportes lubricados por lodo. Una porción del flujo del fluido de perforación es enviada para el enfriamiento y lubricación de los soportes del motor.
- Serie S Los soportes del motor son sellados con óleo (petróleo). Los soportes son aislados del fluido de perforación y resguardados en un reservorio sellado de petróleo. Estos motores están disponibles para un número limitado de tamaños y deben ser especificados para condiciones particulares.
- Motores XC Estos motores son de radio pequeño con soportes y secciones de potencias pequeñas. Poseen una articulación simple para la perforación de secciones de radio corto.
- Motores XF Estos motores son utilizados para la perforación de secciones curvas de radio muy pequeño. Difieren de los motores XC ya que tienen dos articulaciones y un arreglo de almohadillas ajustable.
2.2.1.- Partes de un Motor
Todos taladrando los motores consisten en cinco asambleas mayores:
1. Ensamble de drenar “Dump Sub”
2. Sección de Poder
3. Ensamble de transmisión
4. Ensamble de Ajuste
5. Valeros sellados o lubricados por lodo
2.2.1.1.- Ensamble de drenar “Dump Sub”
Como resultado de la sección de poder (describió debajo), el motor sellara casi por completo
el diámetro interior, este dispositivo se utiliza para prevenir viajes mojados y problemas de
presión, El ensamble para drenar actúa hidráulicamente localizada en la parte superior del
motor permite llenar la tubería mientras realiza viajes hacia abajo y drena cuando viaja hacia
afuera del agujero.
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Cuando las bombas están encendidas, la válvula cierra automáticamente y dirige todo el flujo
a través del motor.
En caso de que no sea necesaria por perforar con gas o aire como en el caso de Bajo Balance se
le colocarían a este ensamble plugs o tapones ciegos en los orificios de drenaje esto permite
ajustar el motor según las necesidades.
2.2.1.2.- Sección De Potencia
La sección de potencia convierte la energía hidráulica
obtenida a partir del fluido de perforación en energía
mecánica para hacer rotar al trepano esto se lleva
a cabo a partir de una aplicación reversa del principio
de Moineau. El fluido de perforación es bombeado
en la sección de potencia del motor a tal presión que
hace girar al rotor través del estator.
Esta fuerza rotacional es luego transmitida a
través del eje transmisor al trepano.
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El rotor es manufacturado de manera que sea de acero inoxidable. Este por lo general tiene
una capa delgada de cromo y platino para reducir la fricción y abrasión. También se dispone
de rotores con una capa de carburo de tungsteno para reducir la corrosión y abrasión del
mismo.
El estator es un tubo de acero con un revestimiento flexible (de goma) en el borde (calibre). El
revestimiento esta diseñado para resistir la abrasión y el deterioro producido por los
hidrocarburos.
2.2.1.2.1.- Radio Lobular Rotor / Estator
Los lóbulos en un rotor y estator actúan como una caja de cambios. A medida que su número
incrementa para un tamaño de motor dado, la imposición del torque del motor por lo general
aumenta y la velocidad del eje por lo general disminuye.
La figura 2-2 muestra un ejemplo de la relación entre la velocidad de la sección de potencia y
el torque y la configuración lobular de la sección de potencia. Ya que la potencia esta definida
como la velocidad por el torque, un mayor numero de lóbulos en un motor por lo general no
producirá una mayor potencia (horsepower). Hoy en día lo motores con un mayor número de
lóbulos son menos eficientes ya que el área sellante entre el rotor y el estator incrementa con
el número de lóbulos.
La potencia mecánica del motor es calculada de la siguiente forma:
5252
rmecanico
STHP
Donde:
HPmecánico potencia mecánica del motor, hp
T torque impuesto, lb.-ft
Sr velocidad rotacional del eje direccional, rpm.
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Interferencia Impuesta Rotor / Estator
La diferencia entre el tamaño de un rotor se encuentra en el diámetro (medido desde el valle
hasta el tope del lóbulo) y el diámetro menor del estator (de tope a tope de lóbulos) esta
definido como la interferencia rotor / estator (Fig. 2-3).
Los motores son generalmente ensamblados a manera que el rotor sea de mayor tamaño que
el diámetro interno del estator bajo las condiciones planeadas de fondo de pozo. Esto resulta
en un gran interferencia positiva denominado encaje positivo. Los motores que funcionan con
un rotor de diámetro 0.022 pulgadas mayor que el menor diámetro del estator a condiciones
de fondo de pozo son muy potentes (capaces de producir altas caídas de presión).
La longitud de la estación del estator esta definida como la longitud axial requerida para que
un lóbulo del estator gire un ángulo de 360º alrededor de su trayectoria helicoidal alrededor
del cuerpo del estator. La longitud de la estación del rotor, de todos modos, no es equivalente
al largo de la estación de su correspondiente estator. El rotor posee una estación menor que la
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de su correspondiente estator. La ecuación que describe la relación general entre la estación
del rotor y la del estator es la siguiente:
estatordelestacionesn
nrotordelestaciones ....
1....
Donde
n numero de lóbulos del rotor.
Nota: para los propósitos del presente handbook, una estación esta definida como el giro del
espiral helicoidal de 360º en el estator.
Por ejemplo, para un motor PowerPak modelo A675 con lóbulo 4:5, estación de sección de
potencia 4.8, la sección de potencia y el estator individual contienen 4.8 estaciones. De
cualquier moto, el rotor posee más de 4.8 estaciones. Por que
estatordelestacionesn
nrotordelestaciones ....
1....
Para un rotor de lóbulos 4:5, la sección de potencia de 4.8 estaciones realiza 6 rotaciones
completas para cada lóbulo. La figura 2-4 muestra la longitud de la estación para un rotor. El
numero de estaciones que posee un estator también puede ser determinado contando el
numero de estaciones del rotor y reversando el calculo.
Los motores con mayor longitud de estación usualmente producen un mayor torque y pocas
revoluciones por minuto que aquellos cuya longitud de la estación es menor. Como se había
mencionado previamente, el no disminuir la longitud de la estación, tal como la longitud de
sello alrededor del rotor /estator incrementa con la longitud de la estación, de igual manera la
eficiencia del sello y la velocidad del motor decrecen. La principal aplicación para los diseños
de longitud de estación mayor es la perforación bajo balanceada (a aire).
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2.2.1.2.2.- Numero De Estaciones
Para la sección de potencia con un radio lobular fijo, a mayor número de estaciones
incremente el número de cavidades para el pasaje del fluido por la misma. Cada cavidad es
capaz de sostener la presión, por la tanto con el incremento de número de cavidades, la caída
total de presión sobre la sección de potencia incrementa. Por lo tanto, la caída total de presión
y la capacidad de atascamiento del torque incrementa linealmente con el número de
estaciones.
En condiciones similares de presión diferencial, la sección de potencia con mayor número de
estaciones mantendrá la velocidad del motor. Ya que la caída de presión será menor por
estaciones, se tendrá un menor escape (fuga).
2.2.1.2.3.- Caída De Presión Por Estación
La máxima caída de presión designada para cada estación esta en función del perfil lobular y
la dureza del revestimiento de caucho. Cambios en la dureza del caucho afectarán no
solamente a la caída de presión si no también a la elasticidad y tiempo de vida útil del mismo.
2.2.1.2.4.- Ajuste Rotor / Estator
La relación de ajuste rotor / estator es un punto critico para el rendimiento y el tiempo de
vida útil del revestimiento de caucho en el tubo del estator. Un motor con una relación muy
grande (el diámetro del rotor es mucho mayor que el del estator) correrá con una alta presión
diferencial pero a su vez desarrollara una prematura dureza (chuking) en pocas horas de
circulación (por ejemplo 6 – 8 horas). La dureza (chuking) podrá ser uniforme o seguir un
camino espiralado a través del motor.
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Una baja relación rotor / estator resultara en un motor débil que se cala con una baja presión
diferencial. El atascamiento del motor es la condición en la cual el torque requerido para
hacer girar el trepano es mucho mayor que aquel que el motor es capaz de producir.
2.2.1.2.5.- Temperatura Del Lodo
La temperatura de circulación es un factor clave para determinar la relación del arreglo rotor
/ estator. A una mayor temperatura anticipada en fondo de pozo, se requerirá una menor
compresión entre el rotor y el estator. La reducción de la relación en el arreglo del motor será
compensada con la expansión del caucho debido a la temperatura del lodo. Si la relación entre
el rotor y el estator es muy alta bajo condiciones de operación, el estator experimentara altas
cargas de estrés, las cuales resultan en daños por fatiga. Estos daños por fatiga acarrean una
falla prematura por dureza (chuking). La falla ocasionada por las altas temperaturas en fondo
de pozo es el resultado de la falla del motor.
2.2.1.2.6.- Fluidos De Perforación
Los motores están diseñados para operar efectivamente con diferentes tipos de lodos ya sean
base agua o aceite, tanto como con las emulsiones inversas, fluidos de perforación de alta
viscosidad y densidad, aire, espuma y niebla. Los fluidos de perforación pueden tener muchos
aditivos, de los cuales algunos pueden tener un efecto perjudicial en el revestimiento del
estator y en rotor de acero inoxidable / cromo – platino.
Los cloruros en el lodo causan corrosión al cromo platinado en los rotores estándares.
Además del caño causado por la corrosión, los bordes ásperos permiten que los lóbulos del
rotor dañen el revestimiento de caucho cortando su superficie en el perfil de los lóbulos.
Estos cortes reducen la eficacia del sello rotor / estator y ocasionan el atascamiento del motor
(endureciendo – chuking el estator) en condiciones de baja presión diferencial.
Para fluidos base aceite (OBM – oil based mud) con fases súper – saturadas de agua y para
lodos salidos, los rotores de carburo de tungsteno son recomendados.
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Utilizando componente no – magnético, por ejemplo estatores de acero no – magnéticos, se
puede incrementar el tiempo de vida útil de los motores PowerPak cuando perforamos en
medios con Acido Sulfhídrico. Además que el acero no – magnético es más duro que el acero
común y esto ayuda a reducir el quebrajamiento por estrés frente al sulfuro, las mejores
medidas de prevención son aquellas enfocadas en el sistema del fluido de perforación.
2.2.1.2.7.- Presión Diferencial:
Entendiendo La Curvas De Rendimiento Del Motor
La diferencia entre la presión de circulación en superficie y en fondo de pozo esta definida
como la presión diferencial. Esta diferencia de presión es generada por la sección del rotor
/ estadote en el motor. A mayor diferencia de presión, mayor la imposición del torque del
motor y menor la velocidad impuesta en el eje.
Para una vida de duración más larga, se debe correr el motor a no más del 80% de su máximo
valor para cualquier rata de flujo y mantener la rata de flujo por debajo del 90% del máximo
valor. Bajo condiciones favorables de perforación, ambas deben ser incrementadas a los
valores máximos.
Material para Pérdida de Circulación
El material para pérdida de circulación (LCM lost circulation material) puede ocasionar dos
problemas cuando es bombeado a través del motor. El material puede taponar interiormente
el motor, por lo general en la válvula de descarga si este es utilizado en el tope del eje o en los
rodamientos (bearing) radiales, y esto puede ocasionar el desgaste del estator. De todos
modos, el material para perdida de circulación puede ser utilizado con los motores si se toman
las siguientes precauciones:
- Adhiera el material para perdida de circulación equitativamente – evite de bombear un gran bache de material.
- Si es posible, no bombee concentraciones mayores a 50ppg de cáscara de nuez mediana o su equivalente.
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Se igual manera esta guía ayuda a minimizar problemas de taponamiento asociados con el
material para perdida de circulación, no podemos eliminar completamente la posibilidad de
un taponamiento en el motor o en la sección de rodamientos (bearing).
2.2.1.2.8.- Pata De Perro
Al rotar un motor en un intervalo de alto valor de pata de perro puede ocasionar daños al
estator. La geometría del diámetro del pozo ocasiona que el motor se doble y flexiones,
especialmente si el motor posee un bent housing. Debido a que el estator es la parte más
flexible del motor, será la que se doble más. Como la housing bend del estator, el
revestimiento de caucho empujará al rotor y lo doblará, lo cual ocasiona la compresión de los
lóbulos del estator y puedo terminar en el endurecimiento (chuking) del mismo.
Pata de Perro ( Dog Leg / DL)
Es la curvatura total del pozo (la combinación de cambios en inclinación y dirección) entre
dos estaciones de registros direccionales.
La pata de perro se mide en ángulos.
D.L.= cos-1 [sen I1 sen I2 cos (A2-A1)+cos I1 cosI2]
donde:
I1 e I2 son dos medidas de inclinación consecutivas.
A1 y A2 son dos medidas de dirección consecutivas
2.2.1.2.8.1.- Severidad de la Pata de Perro
Es la cantidad de DL referido a un intervalo estándar (usualmente 100 pies ó 30 metros).
D.L.S. = (D.L. x 100) / C.L.
donde:
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DL es la pata de perro calculada entre dos estaciones.
CL (Course Length) es la profundidad medida entre dos estaciones
2.2.1.2.8.2.- Sección Vertical
En un plano de pozo, el perfil vertical corresponde usualmente a una propuesta en un plano
definido por la dirección recta entre la boca de pozo y el objetivo.
Esta dirección se conoce como “azimuth de la sección vertical” o “ubicación propuesta del
fondo del pozo” o “plano propuesto” o “dirección del objetivo”.
En este caso, se llama sección vertical a la desviación horizontal total del pozo proyectada
sobre este plano.
2.2.1.2.8.3.- Cierre (Closure)
Esta se define como una recta trazado desde el punto de referencia del taladro a cualquier
coordenada rectangular en un plano horizontal (generalmente usada para definir el fondo del
pozo).
Se calculan la longitud y la dirección de la recta.
Por ejemplo, si la posición localizada es 630 m N, 930 m E, el cierre puede ser calculado
usando el Teorema de Pitágoras y la trigonometría: de manera que el cierre será 1123.3 m con
dirección N 55.88° E.
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Diferencia de Direccion (DD)
- La diferencia de Dirección (DD) representa el ángulo entre el closure y la dirección del target
(plano Propuesto).
- Usando DD, Distancia del Closure y una función trigonometriíta simple, la Sección Vertical
puede ser calculada.
- Para calcular DD, ambos, la dirección del Target y del Closure deben ser expresados en
Azimut.
Lado Alto ( High Side)
Es el lado del pozo directamente opuesto a la fuerza de la gravedad.
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El punto que representa el lado alto es importante para la orientación (toolface).
Con una inclinación de 0°, no hay lado alto.
Con inclinación 0°, el pozo no tiene dirección horizontal. Es decir, el eje del pozo se
representaría como un punto y no como una línea sobre el plano horizontal.
Sin inclinación, no hay lado alto; sin lado alto, no hay dirección.
2.2.1.3.- Sección De Transmisión
El arreglo de transmisión, el cual esta
colocado en la parte inferior del rotor,
transmite la velocidad rotacional y
torque generado mediante la sección de
poder a los anillo y al eje conductor.
También esta compensado por el
movimiento excéntrico
de la nutación del rotor y
absorbe empuje descendente.
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La rotación es transmitida a través del eje de transmisión, el cual esta ajustado con una junta
universa en ambos extremos para absorber el movimiento excéntrico del motor (fig. 2-6).
Ambas juntas universales están empacadas con grasa y selladas para alargar su tiempo de
vida.
La sección de transmisión se ajusta en una camisa (bent housing) en el piso de la torre (rig
floor). Las camisas (bent housing) ajustables estándares permiten ángulos de 0 – 3º. Para
algunos motores, se tienen disponibles camisas de 0 – 2º. Para motores de radio corto,
camisas de 0 – 4º están disponibles.
También se dispone de camisas rectas cuando el motor no es utilizado para propósitos
direccionales, como para perforación vertical y aplicaciones especiales.
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2.2.1.4.- Eje Conductor (Drive Shaft) Y Sección De Rodamientos
La sección de rodamientos soporta los esfuerzos axiales y radiales. Esta también transmite el
torque y la velocidad rotacional desde el eje de transmisión hacia el trepano. Esta sección
consiste de un eje conductor soportado tanto por los rodamientos axiales como radiales. El eje
conductor esta hecho de acero forjado para una mayor dureza. Dependiendo de los
requerimientos direccionales, la camisa de los rodamientos puede ser forjada (slick) o
ajustada con un (rig floor) – deslizante y reemplazable o por una hoja (blade) integral de tipo
estabilizador. El diámetro de los estabilizadores está disponible para diversas aplicaciones. La
sección de los rodamientos puede ser lubricada por lodo o sellada por óleo (aceite).
2.2.1.4.1.- Arreglos Lubricados Por Lodo
El arreglo de rodamientos axiales esta comprendido por múltiples bolillas y carreras que
soportan el peso en el trepano (WOB – weight on bit) permitiendo la perforación y el
desplazamiento hidráulico descendente mientras se esta circulando, perforar con un WOB
menor al balanceado o haciendo repasos de fondo.
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La chumacera (journal bearing) de carburo de tungsteno empaquetado montada por encima y
debajo de los rodamientos axiales
- Contrarresta la fuerza ejercida sobre el trepano cuando se perfora. - Restringe el flujo de lodo a través del anular de los rodamientos radiales con lo cual un
solo un pequeño porcentaje del lodo es utilizado para lubricar los rodamientos.
2.2.1.4.2.- Arreglos Sellados Con Óleo (Aceite)
El funcionamiento de los arreglos sellados con aceite es muy parecido a los arreglos
lubricados con lodo. En vez de rodamientos de bolillas para sostener el empuje descendentes,
de todos modos, este utiliza un rodamiento giratorio (Soller bearing) tanto para asentar o
levantar peso. El componente crítico en el arreglo de rodamientos sellados es el sello
rotatorio.
Si un arreglo deslizable (slick) es corrido, tanto una camisa deslizante o una camisa roscada
de rodamientos debería ser utilizada con su protector hacia arriba. Cuando es utilizado un
estabilizador, se recomienda un tamaño menor a 1/8 o ¼ de pulgada.
Para la mayoría de los tamaños de motores se puede elegir entre una camisa estabilizadora
espiral de tres hojas o uno recto de cinco hojas. Por lo general es muy fácil desplazarse con un
estabilizador de hojas rectas; de todos modos, la opción espiral reduce el arrastre mientras se
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rota y provee un rendimiento direccional más consistente cuando se perfora de modo
rotacional.
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2.2.1.5.- Sección de Valeros Sellados o Lubricados por Lodo
Esta sección esta compuesta por balines y cojinetes los cuales transmiten las cargas axiales y
radiales generados por la sección de poder y transmite la rotación hacia la barrena.
Esta sección puede utilizar valeros sellados, llenos de aceite o lubricados por lodo.
El Valero sellado no esta sujeto al flujo del lodo y su funcionamiento es fiable con su uso
mínimo, como no es lubricado por lodo el 100 % del flujo va hacia la barrena y maximiza la
eficiencia de la hidráulica incrementando asi la limpieza del agujero, el rango de penetración y
alarga la vida de la barrena.
Con los valeros lubricados por lodo normalmente se desvían 4% a 10% del flujo del lodo, esto
para enfriar y lubricar los valeros.
En la siguiente figura mostraremos los ensambles arriba mencionados:
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2.2.1.6.- IDENTIFICACION DE MOTORES COMMANDER
Existe una nomenclatura para la identificación del funcionamiento de los motores commander
basado en un código alfanumérico como se muestra en la parte de abajo estos nos dan las
caracteristicas del motor en cuestion en un manual y se puede localizar pintado sobre la
armadura del motor.
L B 7 8 2 8
1er letra indica la velocidad o revoluciones a la que trabaja el motor de fondo:
L: Low Speed “Velocidad Baja ”
M: Medium Speed “ Velocidad Media”
H: High Speed “Velocidad Alta”
2da letra indica modificaciones o variaciones para una mayor gama de su funcionamiento
A: Air Drilling Motor “Motor para perforar con aire”
B: Modified Bearing Section “Seccion de Valeros Modificados”
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E: Extender Power Seccion. “Seccion de Poder Extendida”
N: Normal Motor “Motor Normal”
S: Short Radios Motor “ Motor para Radio Corto”
Los 2 siguientes números indican la relación lobular del motor es decir, el primer numero
indica los lóbulos del Rotor y el segundo los lóbulos del Estator:
Es decir: Rotor 7 lobulos Estator 8 lobulos
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2.2.2.- Turbinas.
Es utilizado para perforar a altas velocidades, se corre idealmente con trépanos de diamantes
y no puede ser corrido con triconos.
Funciona bajo el mismo concepto del motor de fondo, es decir, por potencia hidráulica que es
dada por el fluido de perforación
Funciona bajo el concepto simple de un rotor y un estator que estan hechos de metal con
piezas internas de soporte y amortiguación revestidas con insertos PDC .
La sección de potencia del motor tiene aproximadamente cien etapas axiales de turbina que
incluyen un disco rotor y un disco estator
Los estatores estan unidos dentro del cuerpo externo y los rotores estan unidos al eje
impulsor.
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Las paletas del estator desvían el lodo hacia las paletas del rotor impulsando la caja del rotor,
haciendo girar la broca.
TURBINAS DE PERFORACION.-
La turbina convierte la energía hidráulica proveniente del lodo en energía mecánica rotativa
para brindarle a la mecha de perforación. Su revolución en el fondo es de 600 rpm y 1500
rpm. El movimiento de la mecha es independiente de la rotación de tubería. Trabaja en
formaciones duras con trépanos impregnados ya que estos son de alta RPM.
Cuando uno trabaja con turbinas se controla la presión (ΔP=200psi) y las RPM más que el
peso de la HTA.
2.2.2.1.- Partes de la Turbina
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Partes de una turbina.-
-Sección de Potencia
-Sección de Rodamientos
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2.2.2.1.1.- Sección de potencia.-
Provee la potencia a la turbina
- 1 , 2 hasta 3 secciones de potencia por turbina - 70 a 150 piezas de alabes por sección de potencia
2.2.2.1.2.- Sección de rodamientos.-
Soporta Fuerza Axiales que se transmite a través del eje, desde la sección de potencia.
2.2.2.2.- Clasificación de turbinas.-
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Se clasifica según:
-Tamaño de Turbina. (2 7/8, 3 3/8, 4 ¾, 6 5/8, 9 ½ )
-El numero de secciones de potencia (T1, T2, T1XL)
-El perfil del Alabe o aletas.
2.2.2.3.- Ventajas del Empleo de Turbinas:
• Muy Alta Potencia
• Herramienta de Principio muy Confiable
• Perfecto Balance Radial
• Muy Larga Vida
• Las Turbinas tienen Excelente Resistencia al Calor
• Velocidad y Torque son manipulables desde Superficies
2.2.2.4.- Aplicaciones
A diferencia de los motores las turbinas no dependen de los elastómeros para obtener
potencia haciéndolos fáciles de configurar para aplicaciones de lata temperatura.
Los nuevos cojinetes metálicos de las turbinas han resistido 145º C durante más de 300 horas
continuas y hasta 210º C durante más de 150 horas.
La no restricción de la temperatura en el desempeño de las turbinas las hace excelentes para
aplicaciones de alta presión y alta temperatura para cualquier rango de diámetro del pozo.
2.2.2.5.- Comparación de turbina Vs. Motor de fondo.-
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Desventajas comparado con motor de Fondo PDM
- Limitación en bombeo de material antiperdida grueso.
- Costo diario de herramienta mayor.
- Alta velocidad para uso de mechas Ticónicas. Ahora con la nueva turbina de baja revolución
tiene aplicación con este tipo de mecha.
- Poca aplicación en primeras secciones del pozo y formaciones blandas.
- Alta caída de presión, limitación para taladros de poca capacidad de bombas.
- Menor torque de salida.
Ventajas en pozos Desviados:
Respuesta del efecto WOB y BHA
- Confiable control de ángulo y azimut.
- Mantiene un uniforme perfil del hoyo, reduciendo incremento del torque.
- Mantiene ROP en modo sliding como en rotaria.
- Reduce el número de viajes por cambio de Bha
- Evita viajes por cambios de bent sub o falla en la herramienta
- Gira progresivamente a la izquierda usando una estabilización convencional de turbina
recta.
2.2.2.6.- POWER DRIVE.- (SLUMBERGER)
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Herramientas de navegación 3-D que hacen cambios en inclinación y dirección mientras la
sarta de perforación se encuentra en rotación (Trabaja con rotación continua y alta RPM 200-
350 RPM) hasta 150ºc.
Es un mecanismo que trabaja en modo rotario (con la sarta), no lleva motor de fondo. Su
componente esencial es su control electrónico de fondo para activar ya se las aletas o los
pistones dependiendo de que sistema estamos utilizando.
2.2.2.6.1.- PARTES DE POWER DRIVE
Existen 4 sistemas:
Sistemas Push-the-bit – PowerDrive Xtra – PowerDrive X5 – PowerV Sistemas Point-the-bit – PowerDrive Xceed PowerDrive-VorteX PowerV-Vortex
2.2.2.6.1.1.- Funcionamiento de un Sistema Push-the-bit.-
Deriva de empujar al trepano obligándolo a ir a una dirección determinada. En este sistema se
le da información al sistema electrónico de fondo mediante presiones o caudales para que las
aletas se accionen dirigiendo al pozo en una dirección determinada.
Ventaja de Push-the-bit.-
Es muy preciso
Desventaja de Push-the-bit.-
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En formaciones blandas no cumple su función y las aletas no duran mucho tiempo en zonas
abrasivas.
2.2.2.6.1.2.- Funcionamiento de un Sistema Point-the-bit.-
En el interior del mecanismo tiene unos pistones hidráulicos accionados electrónicamente
que pensionan una tubo conectado al trepano, así de esta manera cambiamos la dirección.
Beneficios del POWER DRIVE.-
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Desviación Continua, Rotación continua durante la navegación, hoyo más limpio, hoyo suave ,
menos arrastre, menos riesgo de pega de tuberías, menor costo de completación, ahorro de
tiempo, menos costo por pie, menos costo por barril
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PLANIFICASION Y LOS METODOS DE DESVIACION
3.- Planificación de un Pozo Direccional
3.1.-Definición
– La Planificación de Pozo Direccional es un proceso de diseño que utiliza un conjunto
de datos e información, y desarrolla un plan optimo de pozo direccional.
3.2.- Criterios de diseño utilizados incluyen:
Localización en Superficie
Localización del Objetivo
Tamaño del Objetivo
Norte de Referencia
Tendencias de Formación
Ratas de Aumento y Caída (BUR&DROP)
Proximidad de otros pozos
Puntos de Casing
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Tecnología y Técnicas de Perforación Disponibles
Analisis de datos
3.2.1.- Criterio para selección de Candidatos
� Diseño y Planificación del Pozo
� Evaluación de Dificultades de Perforación
� Selección del Equipo de Perforación
� Selección de las Herramientas
� Estimado de Tiempo y Costo
3.3.- Planificación del pozo
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Para planificar un pozo direccional se necesita un equipo integrado, multi-
disciplinario
RESERVORIO - GEOLOGIA
� Caracterización del reservorio y características geológicas
COMPLETACION - PRODUCCION
� Limitaciones de completacion y requerimientos de producción
PERFORACION
� Limitaciones/dificultades de perforación
� Requerimientos de perfil de pozo/radio de curvatura
� Tamaño del agujero/programa de casing
� Equipo de perforación necesario
� Consideraciones de costo
Kick Off Point y Build Up Rate
La selección del KOP y BUR dependen:
� Tipo del Perfil Direccional seleccionado
� Programa de Cañería
� Programa de Lodo
� Desplazamiento Horizontal requerido
� Angulo de Inclinación Máximo
� Requerimientos de anti-colisión
� Rangos Normales de BUR: 1.5 a 4.0 Grad/100’ MD
Planificación del pozo
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� El target define el perfil mas apropiado para el pozo
� Considerar requerimientos de completacion
� Definir el Fluido de Perforación mas Apropiado
� Diseñar un Programa Apropiado para Trépanos
� Diseñar perfil de casing; definir procedimientos de carreras/cementacion
� Usar programa de Torque y Drag para predecir y evaluar futuras dificultades
de perforación
� Optimizar el programa basado en la capacidad disponible del equipo de
perforación
3.4.- METODOS DE DESVIACION DE POZO
Hay varios métodos de desviar un pozo. Desviando nosotros queremos decir cambiando la
inclinación y/o dirección de un agujero. Los métodos más comunes usados hoy son:
1. Ensambles de Fondo
2. Utilización de Tobera.
3. Utilización de Cuchara
4. Motores de Fondo - más común
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Las sartas estabilizadas son el método mas barato para desviar un pozo y debe usarse
siempre que sea posible. Desgraciadamente, la respuesta exacta de estas sartas es muy difícil
predecir y los cambios izquierdo o el paso a la derecha es casi imposible de controlar. Cuando
la exactitud del curso es necesario normalmente el último método que se utiliza.
3.4.1.- ENSAMBLE DE FONDO
Antes de la invención del (MWD) las herramientas y de los motores, las sartas estabilizadas
fueron (BHA) fueron utilizadas para desviar el agujero. Un ensamble de fondo es conformado
por barrena, el estabilizador, escariadores, Drill Collars, subs y herramientas especiales. Algo
mas sencillo que se corre en el agujero para perforar, la conforma una barrena, Drill Collars y
tuberías de perforación y es a menudo la mas usada. El uso de este ensamble limita la
perforación direccional y normalmente es utilizado para secciones verticales del agujero
dónde la desviación no es un problema.
Para entender por qué un ensamble de este tipo desviará un agujero, consideremos el
ensamble más simple y más fácil entender. Explicaremos a continuación algunos de los efectos
que genera estas herramientas. La tendencia de desviación es el resultado de la deflexión que
sufren los Drill Collars cuando se le aplica cierto peso.
Aunque los Drill Collars parecen ser muy rígidos, ellos se doblarán bastante para causar la
desviación.
El punto de acción a través del drill collar generalmente por si solo no tiene esfecto sobre la
desviación. Cuando el peso se aplica a la barrena, el drill collar se flexionará y el punto de
apoyo sobre la parte baja del agujero se moverá mas cerca de la barrena (Figura 4-1).
Debido a la deflexión del drill collar, la fuerza del resultante aplicada al formación no está en
la dirección del eje del agujero pero está en la dirección del drill collar. Cuando el peso de la
barrena es aplicado, los movimientos de punto de tangencia hacia la barrena actúa
aumentando el ángulo. Puede verse prontamente que un aumento en el peso de la barrena
lleva a un aumento en la tendencia de desviación.
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Figura 4-1 Efecto de peso sobre la barrena
Bajo las condiciones dinámicas, el relativo lado-cortante de la barrena y estabilizadores
se complica el calculo de la tendencia a la que se desvia. La relación entre la barrena y
estabilizador lado-cortante es dependiente en el tipo de barrena, tipo de estabilizador, la
proporción de penetración, la velocidad rotatoria, la litología, tamaño del agujero, y tipo de
diseño de sarta.
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Hay tres tipos básicos de ensambles usados para la perforación direccional, ellos son:
1.) Ensamble para construcción
2.) Ensambles para Decremento
3.) Ensambles para mantener
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3.4.1.1 .- Ensambles para construcción
El ensamble de construcción utiliza un estabilizador como fulcro o palanca y coacciona
fuerzas laterales sobre la barrena. La magnitud de esa fuerza es una función del
distancie del momento al punto de acción. Un aumento en el peso en la barrena incrementa la
flexión del Drill Collar e incrementara el grado de construcción.
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Figura: Ensamble de Construcción.
3.4.1.2.- Ensamble de Decremento
Un ensamble de decremento a veces es llamado un ensamble de péndulo. En este ensamble
un estabilizador se pone a 30, 45, o 60 pies del momento o palanca. El estabilizador produce
un efecto del péndulo; de ahí su nombre. El propósito del estabilizador es prevenir drill collar
se recargue sobre alguna de las pared y cause un punto de la tangencia en la barrena y
estabilizador.
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Figura: Ensamble de Decrementar.
3.4.1.3.- Ensambles para Mantener
Mantener la inclinación en un agujero es mucho más difícil que construirlo o dejarlo caer. La
mayoría las configuraciones de ensambles tienen tendencias a construir o tumbar. Así como
también la mayor parte de las secciones rectas de los pozos tiene tendencias a construir o
tumbar. A continuación se muestran las configuraciones mas comunes para las sarta que
mantienen una inclinación.
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Figura: Ensamble de Mantener.
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3.4.2.- DEFLECCION POR TOBERA
El método de desviación de un pozo por medio de Tobera (JETTING) era el método mas
común utilizado en formaciones suaves. Este método se a utilizado con éxito a las
profundidades de 8,000 pies (2,400m); sin embargo la economía de este método y la habilidad
de otras herramientas de perforación direccional limitan su uso.
Una formación conveniente para toberear debe seleccionarse cuidadosamente. Debe haber
suficiente potencia de impacto hidráulico disponible y la formación debe ser bastante suave
para ser corroído por un chorro de lodo a través de una tobera de la barrena.
Hay barrenas especiales para esta aplicación constituidas por dos conos y el tercero sustituido
por una gran tobera. La boquilla larga proporciona el alto impacto para erosionar la
formación y así desviar el agujero mientras los dos conos proporcionan el mecanismo para
perforar. Otras barrenas de desviación de tri-cono están disponibles con
una tobera fluida agrandada para el mismo efecto. Esto permite bombear una cantidad mayor
de fluido a través de la tobera durante la operación del la erosión a través de la barrena.
Desviar usando bien el método tobera, La sarta se baja al fondo del agujero, y la tobera de
reacción grande se orienta en la dirección deseada. Los kelly deben ser largos para permitir la
perforación rotatoria después de que la desviación se empieza. El centro de la tobera grande
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representa la cara de la herramienta y se orienta en la dirección deseada. El máximo gasto de
la circulación se usa mientras chorreando (jetting). La velocidad de la reacción de la tobera
pora chorrear debe ser 150 m/sec (500'/sec).
Después de que unos metros se han chorreado, el flujo de las bombas regresan a
aproximadamente 50% del utilizado para desviar y la sarta comienza a rotar. Puede ser
necesario levantar del fondo para iniciar a rotar debido al alto torque (el estabilizador cercano
a la barrena acuñó dentro del deslave).
Se usan WOB alto y la RPM baja para intentar flexionar los drill collars cerca del estabilizador
de la barrena y le obliga al BHA a que lleve a cabo la tendencia que estableció mientras
chorreaba. La longitud restante en el kelly se perfora rotando. La
desviación se produce en la dirección del deslave es decir en la dirección en que la boquilla o
tobera grande fue originalmente orientada. Y posteriormente se repite la operación.
3.4.3.- WHIPSTOCK “CUCHARA”
La cuchara para abrir-agujero recuperable es una herramienta de perforación direccional
vieja que es raramente usada en las desviaciones para abrir-agujero hoy. La cuchara se fija a
un BHA flexible que incluye una pequeña barrena. Un BHA típico sería como sigue:
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Cuchara-la barrena piloto-el estabilizador-un shearpin sub-1 juntura de tubería de
perforación-orientador(para singularizar el estudio del tiro “survey”)- Drill Collar non-
magnético
El agujero debe estar limpio antes de ejecutar la cuchara. Al alcanzar el fondo la herramienta
se saca ligeramente fuera de-fondo y la cara cóncava de la cuchara es orientada en la dirección
deseada. La herramienta se orienta entonces en la dirección y es anclada firmemente,
posteriormente se le aplica peso suficiente a la sarta para romper los pines que la sujetan de
la cuchara. La barrena se baja al fondo e inicia la rotación. Aproximadamente 15 a 20 pies (4.5
a 6m) a una velocidad controlada. La cuchara se recupera entonces y el agujero se abre con
una barrena ampliadora. Otro viaje con una
barrena, estabilizador cerca de la barrena y BHA flexible se hace perforar otros 30 ' (9m). Un
BHA a completo calibre es utilizado posteriormente para su perforación normal.
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3.5.- MOTORES DE FONDO CON SUBSTITUTO DE FLEXION
El uso de estos motores han estado muy reducidos con la invención de los motores de fondo
actuales pero todavía se usa en algunas áreas con el turbodrill, en la conjunción para lograr las
proporciones de las construcciones más altas y cuando otro las opciones no están disponibles.
Se usaron Turbodrills primero en los 1800 con el éxito limitado debido a su alto RPM (500 a
1200). El uso de turbodrills también estuvo limitado como una herramienta de la desviación
debido a su rendimiento del torque bajo. La rotación de un turbodrill se deriva del la
interacción del fluido de perforación y las fases múltiples de las aletas de la turbina. El rpm se
relaciona directamente a la velocidad del flujo y torque. Una desventaja del turbodrill es que
la eficacia es más baja que el motor del desplazamiento positivo.
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Por consiguiente, requiere más caballos de fuerza en la superficie. Muchos equipos no tienen
suficientes caballos de fuerza hidráulica para ejecutar un turbodrill. Las hidráulicas siempre
deben ser verificada prioritariamente para ejecutar un turbodrill. El Principio del motor de
fondo actual aventaja al turbodrill. Esta herramienta ha encontrado una gran aplicación en la
perforación direccional e incluso en el agujero vertical.
El plan básico y componentes de un motor del desplazamiento positivo serán
discutido en la siguiente sección
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3.6.- TIPOS DE ARREGLOS
3.6.1.- HERRAMIENTA ROTARIA FULCRUM
EL PRINCIPIO DE FULCRUM
– es usado para levantar ángulo (incrementar inclinación)
• El incremento en ángulo dependerá de lo siguiente:
– incremento en la distancia del estabilizador de barrena al primer estabilizador de
tubería
– Incremento en inclinación del pozo
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– Reducción en el diámetro del drill collar
– Incremento en peso sobre la barrena
– Reducción en la velocidad de rotación
– Reducción en la tasa de flujo (formaciones suaves)
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3.6.1.1.- EL PRINCIPIO DE ESTABILIZACION
– es usado para mantener el angulo y direccion
– alto rpm y suficiente peso sobre la barrenapara perforar
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STABILIZACION
� Alta revolución
� Bajo WOB
� Este ensamblaje es bastante rígido con alto torque
3.6.2.- HERRAMIENTA ROTARIA EMPACADA
3.6.2.1.- PROPIEDADES DEL ENSAMBLAJE ROTARIO
– Fuerza Lateral y ángulo de apoyo
– Principio de Fulcrum
– Principio de estabilización
– Principio de Péndulo
– Rigidez del Drill Collar
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- Efecto del tipo de Barrena
- Efecto de Formación
- Motores de Fondo
– Modos de Operación
• Orientado
• Rotado
Fuerza Lateral-Angulo de Apoyo
– Factores que afectan la trayectoria de la barrena
• Medida y lugar de estabilizadores
• Diámetro y longitud de collares
• Peso sobre la barrena
• Velocidad de rotación de la barrena
• Tipo de barrena
• Formación anisótropa y buzamiento de las capas
• Dureza de formación
• Tasa de flujo (caudal)
• Tasa de penetración
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¡Error!
3.6.3.- EL PRINCIPIO DE PÉNDULO
– es usado para reducir angulo de inclinación
– alto rpm y bajo peso sobre la barrena
3.6.3.1.- HERRAMIENTA ROTARIA PENDULO
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3.7.- METODOS DE CALCULOS DIRECCIONAL
INTRODUCCIÓN
Los resultados de un registro direccional de un pozo, se dan en términos de inclinacion
y azimut, a una cierta profundidad.
Se debe analizar esta información para calcular la posición actual del pozo, en relación
a su ubicación respecto a la superficie.
Para hacer esto se deben calcular las distancias progresivas entre las estaciones de
registros direccionales.
Por lo tanto, es necesario asumir alguna clase de trayectoria idealizada entre las
estaciones. La trayectoria asumida puede ser simplemente una línea recta que una dos
estaciones o alguna clase de curva definida por dos puntos extremos.
3.7.1.- METODOS ANGULO PROMEDIO
MÉTODO: ANGULO PROMEDIO
- Asume que el pozo es paralelo al promedio simple de los ángulos de inclinación y
dirección y realiza el cálculo entre dos estaciones localizadoras.
- Es un método bastante preciso y los cálculos son suficientemente simple.
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3.7.2.- MÉTODO: RADIO DE CURVATURA
- Usa los ángulos medidos en los extremos de las secciones a lo largo de la longitud registrada.
Este método genera una curva en el espacio que representa la trayectoria del pozo.
Para cada intervalo de registros direccionales el método asume que las proyecciones vertical y
horizontal de la curva tienen radio de curvatura constante.
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3.7.4.- MÉTODO: MINIMA CURVATURA
- Asume que el pozo es un arco de circunferencia con mínima curvatura (máximo radio de
curvatura) entre dos estaciones de registros direccionales. Este método es el mas preciso para
la mayoría de las trayectorias de pozos. Sin embargo el método conlleva cálculos complejos
que usualmente se hacen con una computadora
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Sección de Ejercicios
4.- INTRODUCCIÓN
Los resultados de un registro direccional de un pozo, se dan en términos de inclinacion
y azimut, a una cierta profundidad.
Se debe analizar esta información para calcular la posición actual del pozo, en relación
a su ubicación respecto a la superficie.
Para hacer esto se deben calcular las distancias progresivas entre las estaciones de
registros direccionales.
Por lo tanto, es necesario asumir alguna clase de trayectoria idealizada entre las
estaciones. La trayectoria asumida puede ser simplemente una línea recta que una dos
estaciones o alguna clase de curva definida por dos puntos extremos.
4.1.- Cuadrantes De Rmbo y Azimut
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El rumbo o dirección a al que se encuentra dirigido un pozo es representado en dos diferentes
formas que son: Azimutal o Cuadrantes .
La dirección azimutal es representada de o a 360 grados como se muestra en la figura
superior al sentido de las manecillas del reloj.
La dirección representada en cuadrantes es referenciada a los ejes N (norte), S (sur) que son
los ejes de interés, es por esto que una medida en cuadrante siempre va encabezada por N o S
es decir:
N # E
N # W
S # E
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S # W
Si ponemos atención en la numeración de la parte de afuera de la circunferencia podremos
observar que, el incremento tanto a la derecha “E” como a la izquierda “W” tienen como
origen o como = 0 el punto alto “N” así como el punto bajo “S”.
Es decir, siempre debemos buscar y tomar los ángulos sobre los ejes N y S, nunca los ejes E y
W.
Como un ejemplo pasaremos lecturas de Azimutal a cuadrante y viceversa.
4.1.1.- Ejemplo 1
Angulo en el cuadrante I
Azimuth= 60º
Este es el único cazo de 0º a 90º en que tanto en azimuth y cuadrantes la cantidad de grados
pasa directo solo se le adiciona las siglas N E es decir, nuestro rumbo en cuadrante seria:
N 60 º E
N
S
E W
60º
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4.1.2.- Ejemplo 2
Angulo en cuadrante II
Azimuth= 130
Realizamos un calculo para obtener el ángulo pegado al eje de interés en este caso el Sur “S”,
entonces tenemos que:
180º – 130º = 50º entonces podemos decir que nuestro rumbo en forma de cuadrante es: S 50
E.
4.1.3.- Ejemplo 3
Angulo en el cuadrante III
Azimuth= 210 º
En este caso en que el azimuth cae dentro de nuestro tercer cuadrante la operación para
obtener nuestro ángulo de interés seria la siguiente:
130 º
N
S
E W
N
S
E W
220 º
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220 º - 180 º = 40 º por lo tanto nuestro rumbo en cuadrante es S 40 º W
4.1.4.- Ejemplo 4
Angulo en el cuadrante IV
Azimuth = 330 º
En este caso en que el azimuth cae dentro de nuestro cuarto cuadrante la operación para
obtener nuestro ángulo de interés seria la siguiente:
360 º - 330 º = 30 º por lo tanto nuestro rumbo en cuadrante es N 30 º W
4.2.- Calculación de Surveys
Para iniciar este tema iniciaremos recordando las funciones trigonométricas básicas.
Matemáticas Básicas – Asignaciones
1. Define lo Siguiente:
Sin =
Cos =
Sin =
330 º
N
S
E W
C
B
A
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Cos =
Tan =
Tan =
A2 + B2 =
2.
A = 3 and B = 4
Encuentra:
C =
=
=
3.
A = 1 y B = 1
Encuentra:
C =
= =
C
B
A
C
B
A
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4.
C = 120 y B = 75
Encuentra:
A =
= =
= 65°
Encuentra:
A =
= =
= 50°
Encuentra:
B =
C =
=
En el triangulo de arriba, cual es la hipotenusa? ________
En todos los triángulos, Los ángulos internos deben sumar _______ grados.
C
B
A
C
B
A
C
B
A
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4.2.1.- Calculo de Survey
Ahora con ayuda de las funciones trigonométricas arriba señaladas y de una hoja de calculo
nos propondremos a calcular una estación de Survey completa.
95.5
183
.01
1227
.80
3
96.0
378
.60
1218
.50
2
92.8
993
.16
-5.9
511
75.1
296
.36
72.0
912
09.0
01
15*C
os(P
D-
14)
sqrt(
11^2
+13^
2)
Atan
(13/
1
1)D
ep+
129*
Sin
(6)
Lat+
10
9*C
os (6
)4*
Sin
(5)
TVD
+ 7
4*C
os (5
)Av
e Az
Ave
Inc
CL
Az
Inc
MD
Vert
ical
Sect
ion
Clo
sure
Clo
sure
Dire
ctio
nD
epar
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Cha
nge
in
Dep
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titud
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hang
ein
Latit
ude
Cha
nge
in
Dis
plac
em
ent
TVD
Cha
nge
in
TVD
Aver
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e
Azim
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Aver
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Incl
inat
i
on
Cou
rse
Leng
th
Azi
mut
h
Incl
inat
i
on
Mea
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ed
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1615
1413
1211
109
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65
43
21
88Pr
opos
alD
irect
ion:
Ave
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Ang
leS
urve
yC
alcu
latio
nS
heet
95.5
183
.01
1227
.80
3
96.0
378
.60
1218
.50
2
92.8
993
.16
-5.9
511
75.1
296
.36
72.0
912
09.0
01
15*C
os(P
D-
14)
sqrt(
11^2
+13^
2)
Atan
(13/
1
1)D
ep+
129*
Sin
(6)
Lat+
10
9*C
os (6
)4*
Sin
(5)
TVD
+ 7
4*C
os (5
)Av
e Az
Ave
Inc
CL
Az
Inc
MD
Vert
ical
Sect
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Clo
sure
Clo
sure
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in
Dep
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reLa
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ude
Cha
nge
in
Dis
plac
em
ent
TVD
Cha
nge
in
TVD
Aver
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e
Azim
ut
h
Aver
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i
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Cou
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Leng
th
Azi
mut
h
Incl
inat
i
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Mea
sur
ed
Dep
th
1615
1413
1211
109
87
65
43
21
88Pr
opos
alD
irect
ion:
Ave
rage
Ang
leS
urve
yC
alcu
latio
nS
heet
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Paso # 4
Calcula la longitud de curso de la estación, esta se logra restando la profundidad a la que
estuvo la barrena la conexión anterior a la profundidad actual a la que se encuentra la
barrena, esto es.
1218.50 – 1209 = 9.5
Paso # 5
Calcula la inclinación promedio entre ambas estaciones, esto se obtiene sumando las
inclinaciones de ambas y dividiéndolas entre 2.
(78.6 + 72.09 )/2 = 75.34
Paso # 6
Calcula el azimuth promedio entre ambas estacones, sumando los dos azimuth y dividiéndolas
entre 2.
(96.03 + 96.33) / 2 = 96.18
Paso # 7
Calculo para el incremento en TVD, este se obtiene partiendo de que tenemos nuestro sección
de profundidad perforada y debe ser llevada al plano vertical utilizando la inclinación
promedio obtenida como ángulo.
ΔTVD = 9.5 Cos 75.34
= 2.40
9.5 ΔT
V
D 75.34
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Paso # 8
Calcula la profundidad Vertical a esa profundidad perforada sumando a la profundidad
vertical de la estación pasada el incremento obtenido en el paso anterior.
TVD = 1175.12 + 2.40 = 1177.40
Paso # 9
Calcular la cantidad desplazada en esta estación, para esto utilizaremos funciones
trigonométricas utilizando nuestro ángulo promedio entre estaciones y la longitud perforada
en esta misma o utilizando el incremento de la profundidad vertical ΔTVD
Desp.= 9.5 Sen 75.34 Desp= 2.4 Tan 75.34
= 9.19 ó = 9.19
Paso # 10
Una ves que conocemos nuestro desplazamiento ahora haremos cálculos en el plano
horizontal para conocer el movimiento generado a través de coordenadas, primero
calcularemos el cambio o incremento en Latitud utilizando nuestro azimuth promedio entre
estaciones y la distancia desplazada calculada en el paso anterior.
9.5
2.40 75.34
Desp.
9.19 m
96.18º
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Para obtener el cambio en latitud utilizamos valores trigonometricos complementarios esto
es:
Utilizando los datos calculados de la figura de arriba calcularemos el cambio en Latitud es
decir. Movimiento en el eje N-S.
A= Δ Latitud = 9.19 Cos 83.82 = .99 m
Paso # 11
Calcular la latitud actual, esto se obtiene sumando la latitud acumulada con el valor obtenido
del incremento en Latitud
Latitud = -5.95 - .99 = -6.94 m
B
A 83.82º 9.19 m
96.18º
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Paso # 12
Calculo del incremento en Longitud, este se calcula del mismo modo que utilizamos para el
calculo del incremento de Latitud esto es:
B= Δ de Longitud = 9.19 Sen 83.82 = 9.13 m
Paso # 13
Calculo de la longitud actual, esto se obtiene sumando la longitud acumulada anterior con el
valor obtenido del incremento de longitud, esto es:
Longitud = 9.13 + 93.16 = 102.29 m
Paso # 14
Calculo de la dirección del cierre. Utilizando nuestras coordenadas obtenidas en los pasos 11 y
13 calcularemos nuestra dirección de cierre
ө
ß C
102.29
- 6.94
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Tan ß = 102.29 / -6.94
ß = 86.11º
Por lo tanto la dirección del cierre es:
ө = 86.11º- 180º = 93.89º
Paso # 15
Utilizando el teorema de Pitágoras obtendremos el valor del Cierre
A² + B² = C²
C = √ A² + B²
C = √ (-6.94) ² + (102.29) ² = 102.53
Paso # 16
Calculo de la sección vertical, en este paso necesitamos utilizar la dirección del cierre y la
magnitud del cierre calculados en los pasos 14 y 15 para que sean proyectados hacia el rumbo
del programa que en este caso es 88º
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Por lo tanto tenemos que la sección vertical es :
SV= 102.53 Cos 5.89 = 101.97 m.
Así de este modo y paso a paso hemos calculado la estación de un survey
1
r sin =
r cos =
Sqrt (x2 + y2) =
r y son ___________ coordinas.
x & y Son ____ ______ coordinadas.
r
r y
x
r
5.89º
88º
93.89 º
102.53
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?
2. Convierte las siguientes coordenadas de rectangular a polar y viceversa :
Latitud = 100m Departure = 100m r = dirección =
Latitud = -65m Departure = 84m r = dirección =
Latitud = -84m Departure = -2m r = dirección =
Latitud = 65m Departure = -20m r = dilección =
R = 100m Dirección = 20 º Latitud: Departure:
R = 65m Dirección = 140 º Latitud: Departure:
R = 3000m Dirección = 225 º Latitud : Departure:
R = 1000m Dirección = 280 º Latitud: Departure:
3. Convierte los siguientes rumbos de Azimutal a Cuadrante y de Cuadrante a Azimutal:
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33 º
60 º
345 º
237 º
138 º
360 º
270 º
N32.5W
S57E
N87 E
S55W
N73.4W
S1.05W
N0.5W
4 Calcula las siguientes estaciones:
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1312111098765
89
.65
7.8
51
058
.80
4
89
.06
4.0
21
049
.40
3
80
.47
3.0
31
045
.00
2
10
.77
10
.56
6.1
71
039
.43
69
.92
1.8
11
039
.60
1
15*C
os(P
D-
14)
sqrt
(11^
2+13
^
2)
Ata
n(13
/1
1)D
ep+
12
9*S
in (
6)La
t+ 1
09*
Cos
(6)
4*S
in (
5)T
VD
+ 7
4*C
os (
5)A
ve A
zA
ve In
cC
LA
zIn
cM
D
Ver
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l
Sec
tio
nC
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Dir
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nD
epar
ture
Cha
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in
Dep
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reL
atit
ud
eC
hang
ein
Latit
ude
Cha
nge
in
Dis
plac
em
ent
TV
DC
hang
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TV
D
Ave
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e
Azi
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inat
i
on
Cou
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Leng
th
Azi
mu
t
h
Incl
inat
i
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Mea
sure
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epth
1615
1413
1211
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rop
osa
lDir
ecti
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ge
An
gle
Su
rve
yC
alc
ula
tio
nS
he
et
1312111098765
89
.65
7.8
51
058
.80
4
89
.06
4.0
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049
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3
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3.0
31
045
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2
10
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10
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71
039
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.60
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15*C
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D-
14)
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(11^
2+13
^
2)
Ata
n(13
/1
1)D
ep+
12
9*S
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6)La
t+ 1
09*
Cos
(6)
4*S
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5)T
VD
+ 7
4*C
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5)A
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zA
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cC
LA
zIn
cM
D
Ver
tica
l
Sec
tio
nC
losu
reC
losu
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Dir
ectio
nD
epar
ture
Cha
nge
in
Dep
artu
reL
atit
ud
eC
hang
ein
Latit
ude
Cha
nge
in
Dis
plac
em
ent
TV
DC
hang
ein
TV
D
Ave
rag
e
Azi
mut
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Ave
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Incl
inat
i
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Cou
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Leng
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Azi
mu
t
h
Incl
inat
i
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Mea
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dD
epth
1615
1413
1211
109
87
65
43
21
88P
rop
osa
lDir
ecti
on
:A
vera
ge
An
gle
Su
rve
yC
alc
ula
tio
nS
he
et
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1
/
/
1187.79
432.32
70º
/
1187.79
70
1264.02
180 70
110
E Wtg
N S
tg
E WSin
d
dSin
d
Azimut
Az
4.3.- Cambio de Inclinación
Projection Example:
Vertical section Plane: 85 deg.
MD Inc Azi TVD VS N/S E/W
3500 39 110 3235,92 1038,53 -391,92 1076,79
3699,99 33,4 110 3397,31 1145,59 -432,32 1187,79
3800 30,6 110 3482,12 1193,61
-
450,44 1237,59
4001,06 25,04 110 3659,94 1278,67 -482,54 1325,77
Calculate and fill in the missing parameters in the above table and also calculate the following:
o Target Displacement: o Target Azimut:
2)
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110 85
25º
25*1264.02
1145.59
VsCos
d
Vs Cos
Vs ft
/ 432.32 ( 391.92)
/ 40.4
/ 1187.79 1076.79
/ 111
N S
N S
E W
E W
1
Pr
Pr
/
/
111
40.4
70
. 180 70
. 110
om
om
E Wtg
N S
tg
Azi
Azi
2 2
2 2
1
3397.31 3235.92
161.39
( / ) ( / )
(40.4) (111)
118.12
118.12
161.39
36.20º
TVD
TVD
HD N S E W
HD
HD ft
HDtg
TVD
tg
Sección Vertical:
Azimut:
Inclinación:
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1
Pr
Pr 1
. ..
2
. 2* . .
. 2*36.20 39
. 33.4
survey Obj
om
Obj om survey
Obj
Obj
Inc IncInc
Inc Inc Inc
Inc
Inc
2 2
2 2
2 1
2
( ) ( )
(161.39) (118.12)
199.99
3699.99
MD TVD HD
MD
MD
MD MD MD
MD
2
Pr
Pr
Pr
. ..
2
33.4 30.6.
2
. 32º
3800 3699.99
100.01
survey Obj
om
om
om
Inc IncInc
Inc
Inc
MD
MD ft
32*100.01
84.81
TVDCos
MD
TVD Cos
TVD ft
32*100.01
53
HDSin
MD
HD Sin
HD ft3 2
3
3
3397.31 84.81
3482.12
TVD TVD TVD
TVD
TVD ft
Profundidad medida:
3) Cálculo del TVD:
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Pr. 110
180 110
70
omAzi
/
/ 70*53
/ 49.80
E WSin
HD
E W Sin
E W
/
/ 70*53
/ 18.12
N SCos
HD
N S Cos
N S
/ 432.32 18.12
/ 450.44
N S
N S
/ 1187.79 49.80
/ 1237.59
E W
E W
2 2
2 2
( / ) ( / )
(450.44) (1237.59)
1317.01
d N S E W
d
d ft
25*1317.01
1193.61
VsCos
d
Vs Cos
Vs ft
/ 482.54 ( 450.44)
/ 32.1
N S
N S
/ 1325.77 1237.59
/ 88.18
E W
E W
1
Pr
Pr
/
/
88.18
32.1
70
. 180 70
. 110
om
om
E Wtg
N S
tg
Azi
Azi
Cálculo de las coordenadas:
Sección Vertical:
4) Cálculo del azimut:
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3659.94 3482.12
177.82
TVD
TVD ft
2 2
2 2
( / ) ( / )
(32.1) (88.18)
93.84
HD N S E W
HD
HD ft
1 93.84
177.82
27.82º ( _ Pr )
HDtg
TVD
tg
Angulo omedio
3
Pr
Pr 1
. ..
2
. 2* . .
. 2*27.82 30.60
. 25.04
survey Obj
om
Obj om survey
Obj
Obj
Inc IncInc
Inc Inc Inc
Inc
Inc
2 2
2 2
3
( ) ( )
(177.82) (93.84)
201.06
3800 201.06
4001.06
obj
obj
obj
MD TVD HD
MD
MD
MD MD MD
MD
MD ft
Inclinación:
Profundidad Medida:
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2 2
2 2
( / ) ( / )
(482.54) (1325.77)
1410.85
d N S E W
d
d
Target Displacement:
4.4.- Realizar los cálculos respectivos para llegar al objetivo, en todos los casos diseñar el
perfil apropiado, graficar perfil adecuado o diseñado.
1.- DATOS
- Ubicación del Pozo en coordenadas UTM.
X = 457880 m.
Y = 7523430 m.
VD1 = KOP = 1098 m.
VD4 = Objetivo = 1855 m.
Separación al objetivo = 600 m.
Dirección del pozo = 15º (azimut)
BUR = 6º/30 m.
DOR = 5º/30 m.
TVD objetivo final = 1950 m.
CALCULOS
Pozo direccional Tipo “S”
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Calculo de las coordenadas del objetivo
d
xsen
d
ycos
mx
senx
mtsdsenx
29.155
600*15
*
my
y
mtsdy
55.579
600*15cos
*cos
Coordenadas del objetivo = N/S 579.55 m E/W 155.29 m
Radio de curvatura.
.*
54001 mts
BURR .
*
54002 mts
DORR
mR 478.2866*
54001
mR 774.3435*
54002
Desviación del Pozo cuando H3 < R1+R2.
14
3211tanVDVD
HRR
321
211 *
HRR
senRRsen
288.210981855
600774.343478.286tan 1
276.56600774.343478.286
288.2*774.343478.2861 sensen
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.988.53288.2276.56
Profundidad Medida del tramo de la construcción del BUR.
.30*1 mtsBUR
kopMD
mtsMD 94.136730*6
988.5310981
Profundidad Verdadera hasta el tramo de la contracción del BUR.
.*112 mtssenRVDVD
mtssenVD 73.1329988.53*478.28610982
Desplazamiento del tramo de la construcción del BUR.
.cos1*11 mtsRH
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mtsH 041.118988.53cos1*478.2861
Profundidad Verdadera hasta la Sección Tangencial.
.*243 mtssenRVDVD
mtssenVD 923.1576988.53*774.34318553
Profundidad Medida hasta la Sección Tangencial.
.cos
23
12 mtsVDVD
MDMD
mtsMD 348.1787988.53cos
73.1329923.157694.13672
Desplazamiento hasta la Sección Tangencial.
.*tan 1232 mtsHVDVDH
mtsH 297.457041.11873.1329923.1576*988.53tan2
Profundidad Medida hasta la construcción del DOR.
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.*30
23 mtsDOR
MDMD
mtsMD 276.21115
988.53*30348.17873
Profundidad Medida Total.
.453 mtsVDVDMDTMD
mtsTMD 276.220618551950276.2111
- Resultados Obtenidos.-
Coordenadas del objetivo = N/S 579.55 m E/W 155.29 m
R
(mts.)
R2
(mts.)
Φ
(gradosº)
θ
(gradosº)
ά
(gradosº)
MD1
(mts.)
VD2
(mts.)
H1
(mts.)
286.478 343.774 2.288 56.276 53.988 1367.94 1329.73 118.041
VD3
(mts.)
MD2
(mts.)
H2
(mts.)
MD3
(mts.)
TMD
(mts.)
1576.923 1787.348 457.297 2111.276 2206.276
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4.4.1.- EJEMPLO DE TIPO “S”
2.- DATOS
- Ubicación del Pozo en coordenadas UTM.
X = 478260 m.
Y = 8256450 m.
VD1 = KOP = 1928m.
VD4 = Objetivo = 3100 m.
Separación al objetivo = 600 m. Calculado
Dirección del pozo = 45º (azimut)
BUR = 3º/30 m.
DOR = 2º/30 m.
TVD objetivo final = 3200 m.
- Coordenadas del Objetivo N/S 424.26 m E/W 424.26 m
CALCULOS
Pozo direccional Tipo “S”
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Cálculo de separación del objetivo
Coordenadas del objetivo = N/S 424.26 m E/W 424.26 m
Aplicando el teorema de Pitágoras encontraremos la distancia del objetivo al pozo.
mtsSNWEdomtsyxd 2222 //
mtsd 60026.42426.424 22
Desplazamiento D o H3= 600m
Radio de curvatura.
.*
54001 mts
BURR .
*
54002 mts
DORR
mR 957.5723*
54001
mR 436.8592*
54002
Desviación del Pozo cuando H3 < R1+R2.
14
3211tanVDVD
HRR
321
211 *
HRR
senRRsen
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383.3519283100
600436.859957.572tan 1
159.85600436.859957.572
383.35*436.859957.5721 sensen
.776.49383.35159.85
Profundidad Medida del tramo de la construcción del BUR.
.30*1 mtsBUR
kopMD
mtsMD 767.242530*3
776.4919281
Profundidad Verdadera hasta el tramo de la contracción del BUR.
.*112 mtssenRVDVD
mtssenVD 467.2365776.48*957.57219282
Desplazamiento del tramo de la construcción del BUR.
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.cos1*11 mtsRH
mtsH 954.202776.49cos1*957.5721
Profundidad Verdadera hasta la Sección Tangencial.
.*243 mtssenRVDVD
mtssenVD 798.2443776.49*436.85931003
Profundidad Medida hasta la Sección Tangencial.
.cos
23
12 mtsVDVD
MDMD
mtsMD 064.2547776.49cos
.2365798467.2443767.24252
Desplazamiento hasta la Sección Tangencial.
.*tan 1232 mtsHVDVDH
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mtsH 579.295954.202467.2365798.2443*776.49tan2
Profundidad Medida hasta la construcción del DOR.
.*30
23 mtsDOR
MDMD
mtsMD 704.32932
776.49*30064.25473
Profundidad Medida Total.
.453 mtsVDVDMDTMD
mtsTMD 704.339331003200704.3293
- Resultados Obtenidos.-
Desplazamiento H3= 600m
R
(mts.)
R2
(mts.)
Φ
(gradosº)
θ
(gradosº)
ά
(gradosº)
MD1
(mts.)
VD2
(mts.)
H1
(mts.)
572.957 859.436 35.383 85.159 49.776 2425.767 2365.467 202.954
VD3
(mts.)
MD2
(mts.)
H2
(mts.)
MD3
(mts.)
TMD
(mts.)
2443.798 2547.064 295.579 3293.704 3393.704
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4.4.2.- EJEMPLO TIPO “S” II
3.- DATOS
- Ubicación del Pozo en coordenadas UTM.
X = 560000m.
Y = 7864235 m.
VD1 = KOP = 2000 m.
VD4 = Objetivo = 3000 m.
Separación al objetivo = 450 m.
Dirección del pozo = 35º (azimut)
BUR = 1º/10 m ó 3º/30 m
DOR = 2.5º/30 m.
TVD objetivo final =3050 m.
CALCULOS Pozo direccional Tipo “S”
Calculo de las coordenadas del objetivo
d
xsen
d
ycos
mx
senx
mtsdsenx
109.258
450*35
*
my
y
mtsdy
618.368
450*35cos
*cos
Coordenadas del objetivo = N/S 368-618 m E/W 258.109 m
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Radio de curvatura.
.*
54001 mts
BURR .
*
54002 mts
DORR
mR 957.5723*
54001
mR 549.6875.2*
54002
Desviación del Pozo cuando H3 < R1+R2.
14
3211tanVDVD
HRR
321
211 *
HRR
senRRsen
024.3920003000
450549.687957.572tan 1
302.78450549.687957.572
024.39*549.687957.5721 sensen
278.39024.39302.78
Profundidad Medida del tramo de la construcción del BUR.
.30*1 mtsBUR
kopMD
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mtsMD 24.239030*3
024.3920001
Profundidad Verdadera hasta el tramo de la contracción del BUR.
.*112 mtssenRVDVD
mtssenVD 729.2362278.39*957.57220002
Desplazamiento del tramo de la construcción del BUR.
.cos1*11 mtsRH
mtsH 44.129278.39cos1*957.5721
Profundidad Verdadera hasta la Sección Tangencial.
.*243 mtssenRVDVD
mtssenVD 723.2564278.39*549.68730003
Profundidad Medida hasta la Sección Tangencial.
.cos
23
12 mtsVDVD
MDMD
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mtsMD 186.2651278.39cos
729.2362723.256424.23902
Desplazamiento hasta la Sección Tangencial.
.*tan 1232 mtsHVDVDH
mtsH 616.29444.129729.2362723.2564*278.39tan2
Profundidad Medida hasta la construcción del DOR.
.*30
23 mtsDOR
MDMD
mtsMD 522.31225.2
278.39*30186.26513
Profundidad Medida Total.
.453 mtsVDVDMDTMD
mtsTMD 522.317230003050522.3122
- Resultados Obtenidos.-
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Coordenadas del objetivo = N/S 368-618 m E/W 258.109 m
R1
(mts.)
R2
(mts.)
Φ
(gradosº)
θ
(gradosº)
ά
(gradosº)
MD1
(mts.)
VD2
(mts.)
H1
(mts.)
572.957 687.549 39.024 78.302 39.28 2390.24 2362.729 129.44
VD3
(mts.)
MD2
(mts.)
H2
(mts.)
MD3
(mts.)
TMD
(mts.)
2564.723 2651.186 294.616 3122.522 3172.522
Comentario: para realizar el diseño de este pozo tuve que disminuir mi KOP para q así poder
llegar al objetivo programado
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4.4.3.- EJEMPLO DE CALCULO DE OBJETIVO IV TIPO “J”
4.- DATOS
- Ubicación del Pozo en coordenadas UTM.
X = 560000m.
Y = 7864235 m.
VD1 = KOP = 1643 m.
VD4 = Objetivo = 3100 m.
Separación al objetivo = 1000 m.
Dirección del pozo = 65º (azimut)
BUR = 9º/30 m
TVD objetivo final =3200 m.
CALCULOS Pozo direccional Tipo “J”
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Cálculo de las coordenadas del objetivo
d
xsen
d
ycos
mx
senx
mtsdsenx
307.906
1000*65
*
my
y
mtsdy
618.422
1000*65cos
*cos
Coordenadas del objetivo = N/S 422.618 m E/W 906.307 m
Radio de curvatura.
.*
5400mts
BURR
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.985.1909*
5400mtsR
Profundidad verdadera del Objetivo al KOP.
.. 1 mtsVDTVDobjTVD
.14571643.3100 mtsTVD
Desviación del Pozo cuando H2 > R.
TVD
RHTan
RHTVD
R 21
2
2
2
1cosº90
622.351457
985.1901000
985.19010001457
985.190cosº90 1
22
1 Tan
Profundidad Medida del tramo de la construcción del BUR.
.30*1 mtsBUR
MD
.74.11830*9
622.351 mtsMD
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Profundidad Medida desde superficie hasta el tramo de la construcción del BUR.
.@ 11 mtsMDVDBMD
.74.176174.1181643@ mtsBMD
Profundidad Verdadera hasta el tramo de la contracción del BUR.
.*12 mtssenRVDVD
.236.1754622.35*985.19016432 mtssenVD
Desplazamiento del tramo de la construcción del BUR.
.cos1*1 mtsRH
.737.35622.35cos1*985.1901 mtsH
Profundidad Medida de la Sección Tangencial.
..2
12
2
2 mtsHHVDTVDobjTMD
.825.1737737.351000236.1754320022
mtsTMD
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Profundidad Medida Total.
.@ mtsTMDBMDTMD
.565.3499825.173774.1761 mtsTMD
- Cálculos Obtenidos.-
Coordenadas del objetivo = N/S 422.618 m E/W 906.307 m
R
(mts.)
ΔTVD
(mts.)
ά
(grados)
MD1
(mts.)
MD@B
(mts.)
VD2
(mts.)
H1
(mts.)
ΔTMD
(mts.)
TMD
(mts.)
190.985 1457 35.622 118.74 1761.74 1754.236 35.737 1737.825 3499.565
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PERFILES DE POZOS TIPO “S” Y “J”
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4.4.4.- EJEMPLO DE CALCULO DE OBJETIVO V TIPO “J”
PERFORACION DIRECCIONAL
POZO TIPO “ J “
DATOS
UBICACIÓN
X 450325
Y 7825450
OBJETIVO
X 450025
Y 7825050
TVD 3000
Cñ 9 5/8 950
KOP 1000
BUR 3⁰/30
VD4 2700
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DESARROLLO
ESC 1: 50 (cm-m)
DISTANCIA EN PAPEL : 9.7 cm
DESPLAZAMIENTO =H2=485 m.
2.-
Si H2 es menor que R
POZO
OBJETIVO
Título del gráfico
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3.-
4.-
5.-
6.-
m.
7.-
8.-
1139.9
Sen (α)= 467.59/ h
h = 467.59/(sen(14.11)) = 1918.04
3000 (485-17.41)
9.-
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4.4.5.- EJEMPLO DE CALCULO DE OBJETIVO VI TIPO “S”
PERFORACION DIRECCIONAL
TIPO “ S “
DATOS
UBICACIÓN
X 450325
Y 7825450
OBJETIVO
X 450025
Y 7825050
TVD 3000
Cñ 9 5/8 950
KOP 1000
BUR 3⁰/30
VD4 2700
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1.-
2.- Si H3 < R1+R2
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ANEXO
MOTOR DE SCHLUMBERGER DE 4 3 /4
PowerPak A475xf OD 4 3/4 plg.
Ajustes del pad ajustable Shimmed para permitir
ángulos de 20º/10 ft hasta
145º/100 ft en incrementos
de 5º/100 ft.
Tamaño del Trepano 5 7/8 – 6 1/8 plg
Conexión de trepano 2 3/8 REG
Conexión superior 3 ½ IF o 3 ½ REG
Overpull de trabajo (sin daño al motor 58200 lbf (259 kN)
Máximo WOB con flujo (sin daño al
motor)
25000 lbf (111 kN)
Máximo WOB sin flujo (sin daño al
motor)
50000 lbf (222 kN)
Overpull absoluto (puede ocurrir daño al
motor)
272000 lbf (1210 kN)
Nota Estos límites se aplican únicamente cuando el trepano esta embotado
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Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
PowerPak A475XF, OD 4 3/4 plg, Lóbulos 7:8, Estaciones 2.0
Datos Herramienta
Peso 670 lbm (225 kgm)
Longitud nominal (A) 12.60 ft. (3.84 m)
De la caja del trepano a la curvatura (B) 1.51 ft (0.46 m)
De la caja del trepano al centro del estabilizador (C) Na
Datos de Rendimiento
Rata de flujo estándar 100 – 250 gpm (380 – 950 L/min)
Rata de flujo de las boquillas Na
Velocidad del trepano (corriendo libremente) 100 – 245 rpm
Revoluciones por unidad de volumen 0.98 /gal (0.26 /L)
Potencia máxima 24 hp (18 kW)
Na = no disponible
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 148
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
MOTOR DE SCHLUMBERGER DE 4 3/4
PowerPak A475XC OD 4 3/4 plg.
Bent Housing Adjustable
Ajustes (0º - 4º)
0.00º
0.69º
1.37º
2.00º
2.57º
3.06º
3.46º
3.76º
3.94º
4.00º
0.35º
1.04º
1.69º
2.29º
2.83º
3.28º
3.63º
3.86º
3.98º
Torque Makeup ajuste para la Bent
Housing
9000 lb – ft (12300 Nm)
Tamaño del Trepano 5 7/8 – 6 1/8 plg
Conexión de trepano 3 1/2 REG
Conexión superior 3 ½ IF o 3 ½ REG
Overpull de trabajo (sin daño al motor 58200 lbf (259 kN)
Máximo WOB con flujo (sin daño al
motor)
25000 lbf (111 kN)
Máximo WOB sin flujo (sin daño al
motor)
50000 lbf (222 kN)
Overpull absoluto (puede ocurrir daño al
motor)
272000 lbf (1210 kN)
Nota Estos límites se aplican únicamente cuando el trepano esta embotado
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 149
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
PowerPak A475XC, OD 4 3/4 plg, Lóbulos 7:8, Estaciones 2.0
Datos Herramienta
Peso 670 lbm (225 kgm)
Longitud nominal (A) 13.32 ft. (4.06 m)
De la caja del trepano a la curvatura (B) 3.03 ft (0.92 m)
De la caja del trepano al centro del estabilizador (C) Na
Datos de Rendimiento
Rata de flujo estándar 100 – 250 gpm (380 – 950 L/min)
Rata de flujo de las boquillas Na
Velocidad del trepano (corriendo libremente) 100 – 245 rpm
Revoluciones por unidad de volumen 0.98 /gal (0.26 /L)
Potencia máxima 24 hp (18 kW)
Na = no disponible
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 150
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
MOTOR DE SLUMBERGER DE 6 ¾
PowerPak A675 OD 6 3/4 plg.
Bent Housing Adjustable
Ajustes (0º - 2º)
0.00º
0.52º
1.00º
1.41º
1.73º
1.93º
2.00º
0.26º
0.77º
1.22º
1.59º
1.85º
1.98º
Bent Housing Adjustable
Ajustes (0º - 3º)
0.00º
0.78º
1.50º
2.12º
2.60º
2.90º
3.00º
0.39º
1.15º
1.83º
2.38
2.77º
2.97º
Torque Makeup para la los
estabilizadores deslizables
10000 lbf – ft (13560 Nm)
Torque Makeup ajuste para la Bent
Housing
25000 lb – ft (33900 Nm)
Tamaño del Trepano 8 3/8 – 9 7/8 plg
Conexión de trepano 4 1/2 REG
Conexión superior 4 ½ REG o 4 ½ IF
Overpull de trabajo (sin daño al motor 142700 lbf (635 kN)
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 151
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
Máximo WOB con flujo (sin daño al
motor)
50000 lbf (222 kN)
Máximo WOB sin flujo (sin daño al
motor)
75000 lbf (334 kN)
Overpull absoluto (puede ocurrir daño al
motor)
518800 lbf (2391 kN)
Nota Estos límites se aplican únicamente cuando el trepano esta embotado
PowerPak A675SP, OD 6 3/4 plg, Lóbulos 1:2, Estaciones 4.0
Datos Herramienta
Peso 1780 lbm (805 kgm)
Longitud nominal (A) 23.60ft. (7.19 m)
De la caja del trepano a la curvatura (B) 6.03 ft (1.84 m)
De la caja del trepano al centro del estabilizador (C) 1.75 ft. (0.53 m)
Datos de Rendimiento
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 152
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
Rata de flujo estándar 200 – 500 gpm (760 – 1890 L/min)
Rata de flujo de las boquillas Na
Velocidad del trepano (corriendo libremente) 180 – 465 rpm
Revoluciones por unidad de volumen 0.93 /gal (0.25 /L)
Potencia máxima 115 hp (86 kW)
Na = no disponible
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 153
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
MOTOR DE SCHLUMBERGER DE 9 5/8
PowerPak A962 OD 9 5/8 plg.
Bent Housing Adjustable
Ajustes (0º - 2º)
0.00º
0.52º
1.00º
1.41º
1.73º
1.93º
2.00º
0.26º
0.77º
1.22º
1.59º
1.85º
1.98º
Bent Housing Adjustable
Ajustes (0º - 3º)
0.00º
0.78º
1.50º
2.12º
2.60º
2.90º
3.00º
0.39º
1.15º
1.83º
2.38
2.77º
2.97º
Torque Makeup para la los
estabilizadores deslizables
37000 lbf – ft (50170 Nm)
Torque Makeup ajuste para la Bent
Housing
60000 lb – ft (81350 Nm)
Tamaño del Trepano 12 ¼ – 26 plg
Conexión de trepano 6 5/8 o 7 5/8 o 8 5/8 REG
Conexión superior 6 5/8 o 7 5/8 o 8 5/8 REG
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 154
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
Overpull de trabajo (sin daño al motor 338200 lbf (1504 kN)
Máximo WOB con flujo (sin daño al
motor)
75000 lbf (334 kN)
Máximo WOB sin flujo (sin daño al
motor)
225000 lbf (1000 kN)
Overpull absoluto (puede ocurrir daño al
motor)
1340000 lbf (5961 kN)
Nota Estos límites se aplican únicamente cuando el trepano esta embotado
PowerPak A962SP, OD 9 5/8 plg, Lóbulos 1:2, Estaciones 5.0
Datos Herramienta
Peso 5180 lbm (2350 kgm)
Longitud nominal (A) 29.21 ft. (8.90 m)
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 155
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
De la caja del trepano a la curvatura (B) 7.78 ft (2.37 m)
De la caja del trepano al centro del estabilizador (C) 2.35 ft. (0.72 m)
Datos de Rendimiento
Rata de flujo estándar 400 – 800 gpm (1140 – 3030 L/min)
Rata de flujo de las boquillas Na
Velocidad del trepano (corriendo libremente) 190 – 380 rpm
Revoluciones por unidad de volumen 0.48 /gal (0.13 /L)
Potencia máxima 236 hp (176 kW)
Na = no disponible
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 156
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 157
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 158
UNIVERSIDAD AUTONOMA “GABRIEL RENÉ MORENO”
Facultad de Ciencias Exactas y Tecnología Carrera Ingeniería Petrolera
Seminario de Grado
Nomenclatura y unidades
AN = área total de flujo de las boquillas, plg2 (mm2).
D = Profundidad, ft (m).
E = Eficiencia, porcentaje
HPmecánico = Potencia mecánica del motor, hp (watt)
HPhidraulico = Potencia hidráulica, hhp (watt).
n = Numero de lóbulos del rotor
Om = Máximo overpull, lbf (N).
pb = Caída de presión en el trepano, psi (pascales).
pd = presión diferencial del motor, psi (bar).
pd+f = Presión diferencial esperada a través de la sarta de perforación + presión de fricción, psi
(bar).
Phidrostatica = presión hidrostática, psi (bar).
Ptubería = presión de tubería, psi (bar).
q = Rata de flujo que atraviesa la sección de potencia, gpm (L/min).
qm = Rata de flujo del lodo, gpm (L/min).
Sr = Velocidad rotaria del dardo conductor, rpm.
T = Torque impuesto, lbf – ft (Nm).
th = thrust hidraulico, lbf
vf = velocidad del fluido, ft/s (m/s).
Wbc = Capacidad de peso de los rodamientos, lbm (kgm).
Wm = Peso del lodo, ppg (sg).
Wmb = Peso máximo sobre el trépano, lbm (kgm).
Wpartes = Peso de las partes (herramientas) rotarias en el lodo, lbm (kgm).
X = Una constante relacionada con el área seccional del rotor. Ver tabla 2-5.
Y = Una constante relacionada con el área seccional de los rodamientos. Ver tabla 2-5.
Estudiante : Eduardo Velasquez Gomez Tutor : Ing.Eliodoro Camacho Página 159
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Seminario de Grado