Perforacion de pozos petroleros, Proyectos de ganaderia. Universidad de Oriente
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Perforacion de pozos petroleros, Proyectos de ganaderia. Universidad de Oriente

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Perforacion de pozos petroleros para la perforacion
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11.Perforación

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11. PERFORACIÓN DIRECCIONAL

11. Perforación Direccional 11.1 Tipos de Pozos Direccionales

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11.1. TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES

Figura 11.1 Patrones básicos de agujero tipo I, tipo II, tipo III y horizontal

Tipo I: El pozo se planea de modo que la desviación inicial se obtenga a poca profundidad. El ángulo de inclinación se mantiene constante hasta llegar al objetivo (figura anterior) Esta configuración se usa principalmente para pozos de profundidad moderada, en regiones en las que la producción está en un solo intervalo y en las que no se requieren sartas intermedias de revestimiento. Se usa también para perforar pozos más profundos en los que se requiere mucho desplazamiento lateral.

Tipo II. Es el pozo de configuración en “S”. La desviación se inicia también cerca de la superficie. La inclinación se mantiene, lo mismo que en el Tipo I. hasta que se logra casi todo el desplazamiento lateral. Seguidamente se reduce el ángulo de desviación hasta volver el pozo a la vertical para llevar al objetivo (Figura anterior) Esta configuración, que puede traer consigo algunos problemas, se usa principalmente para perforar pozos con intervalos productores múltiples, o en los que hay limitaciones impuestas por el tamaño y la localización del objetivo.

ZAPATA DE LA TUBERÍA DE ADEME

ÁNGULO DE DESVIACIÓN

PROFUNDIDAD TOTAL DESVIADA

ÁNGULO DE DESVIACIÓN

PROFUNDIDAD TOTAL DESVIADA

TUBERÍA DE ADEME SUPERFICIAL

ÁNGULO DE DESVIACIÓN

PROFUNDIDAD TOTAL DESVIADA

TUBERÍA DE ADEME SUPERFICIAL

ÁNGULO DE DESVIACIÓN

Tipo I Tipo II Tipo III

Tubería de Ademe Intermedia

Tipo Horizontal

11. Perforación Direccional 11.1 Tipos de Pozos Direccionales

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Tipo III. La desviación se comienza bien debajo de la superficie y el ángulo promedio de inclinación se mantiene hasta llegar al objetivo (figura anterior) Esta configuración es especialmente apropiada para situaciones tales como las de perforación de fallas o de domos salinos, o en cualquier situación en las que se requiera reperforar o reubicar la sección inferior del pozo.

Tipo Horizontal, Multilateral, y de Alcance extendido.- La productividad de los pozos horizontales llega a ser mayor que la de uno vertical. Comunican una mayor área de la formación productora, atraviesan fracturas naturales, reducen las caídas de presión y retrasan los avances de los contactos agua-aceite o gas aceite.

11. Perforación Direccional 11.2 Aplicación de los pozos direccionales

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11.2. APLICACIÓN DE LOS POZOS DIRECCIONALES

Figura 11.2

Varios Pozos desde Estructuras Artificiales

La aplicación actual más común de los métodos de desviación es en la perforación costafuera, ya que permite perforar un número óptimo de pozos desde la misma plataforma o isla artificial. Esa operación simplifica notablemente las redes de recolección y los sistemas de producción, factores que gobiernan la viabilidad económica de la industria costafuera.

Perforación en Fallas Geológicas

Otra aplicación de la perforación direccional es en el control de fallas geológicas. El pozo se desvía a través de la falla o en paralelo con ella para obtener mayor producción. Se elimina así el riesgo de perforar pozos verticales a través de planos de fallas muy inclinados, lo que puede ocasionar el deslizamiento y el cizallamiento de las sartas revestidoras.

Localizaciones Inaccesibles

Los mismos métodos se aplican cuando la localización inaccesible de un intervalo productor dicta la necesidad de situar el equipo de perforación a distancia, como ocurre cuando se desea obtener producción de intervalos situados bajo ríos, montañas, ciudades, etc.

11. Perforación Direccional 11.2 Aplicación de los pozos direccionales

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Estos ejemplos son apenas algunos de los muchos usos de la perforación direccional. Los nuevos métodos de recuperación de petróleo actualmente en desarrollo ampliarán la escala de aplicaciones a corto plazo.

Desviación Lateral y Enderezamiento

Se usa primordialmente para solventar dos problemas: el de apartarse de una obstrucción desviando el pozo, o el de enderezar el pozo si éste se ha torcido.

Perforación de Domos Salinos

Los programas de perforación direccional también se usan para eludir los problemas de perforación de domos salinos. Para alcanzar los intervalos productores que frecuentemente están situados bajo el tope protuberante del domo, el pozo se perfora primero en paralelo con el domo y seguidamente se desvía para que penetre bajo la protuberancia.

Pozos de Alivio

Esta técnica se aplicó inicialmente para perforar pozos de alivio, a fin de poder bombear lodo y agua para controlar pozos desbocados.

11. Perforación Direccional 11.3 Teoría del péndulo, del fulcro y agujero estabilizado

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11.3. TEORÍA DEL PÉNDULO, DEL FULCRO Y AGUJERO ESTABILIZADOR

El principio del péndulo (Fig. 11.3)

Este principio básico se aplica para disminuir el ángulo de inclinación cuando se perforan pozos de configuración Tipo II. El efecto pendular se produce removiendo el estabilizador puesto encima de la barrena, pero dejando el estabilizador superior. El resultado es que el estabilizador remanente, mantiene el lastrabarrenas del fondo apartado del lado bajo de la pared del pozo, la fuerza de gravedad actúa sobre la barrena y sobre el lastrabarrenas del fondo y tiende a hacerlos volver a la vertical. Pero, como quiera que la barrena está comprimida contra el lado bajo del hoyo por el peso del lastrabarrenas del fondo y puede perforar lateralmente o de frente el ángulo del pozo disminuye a medida que la barrena avanza el pozo por consiguiente se endereza.

Un conjunto que se usa comúnmente para reducir el ángulo es el de disminución gradual diseñado para mantener la dirección del pozo a tiempo que se reduce gradualmente el ángulo de inclinación. Otro conjunto es el de disminución estándar para reducir el ángulo a razón de 1º por cada centenar de pies. Finalmente, el conjunto Gilligan se usa para disminuir rápidamente el ángulo.

Figura 11.3

11. Perforación Direccional 11.3 Teoría del péndulo, del fulcro y agujero estabilizado

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El principio de “Fulcro” (Fig. 11.4)

El incremento subsiguiente de la curvatura para obtener el ángulo predeterminado de inclinación se obtiene aplicando el principio del fulcro. Este es escariador o un estabilizador que se inserta en la sarta de perforación inmediatamente arriba de la barrena. Cuando se aplica el peso debido al estabilizador ejerce efecto de palanca en la sarta y hace que aumente el ángulo del pozo. Para acción adicional de palanca arriba del punto de fulcro se puede usar un sub de extensión.

La experiencia ha indicado que mientras más flexible sea el conjunto situado inmediatamente arriba del fulcro, más rápido es el aumento de ángulo. Por consiguiente, la selección del conjunto más indicado la determina el régimen de aumento que se requiera para cada operación específica.

El conjunto estándar de incremento es relativamente flexible. Se usa para regimenes normales de aumento y se saca del pozo una vez logrado el ángulo máximo.

Para aumentos rápidos de ángulo se usan otros dos conjuntos: el Gilligan y el Corto. Pero son de tal flexibilidad que requieren estrecha vigilancia y estudios direccionales a intervalos cortos.

Otro dispositivo que se usa para aumentar el ángulo de inclinación es el motor pozo abajo, parecido al que se usa como herramienta deflectora.

Figura 11.4

11. Perforación Direccional 11.3 Teoría del péndulo, del fulcro y agujero estabilizado

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El principio de la Estabilización (Fig. 11.5)

Cuando se logra el ángulo prescrito de inclinación, éste se debe mantener hasta la profundidad total, o hasta que el pozo deba retornarse a la vertical. La estabilización requiere conjuntos rígidos de fondo de pozo y estricta atención a la combinación de velocidad rotatoria y peso sobre la barrena. Un conjunto rígido de uso común es el conjunto empacado estándar que consta de escariador o estabilizador puesto justamente encima de la barrena y de otro escariador situado arriba del lastrabarrenas grande del fondo. Este conjunto es muy rígido. Los lastrabarrenas que se usan son lo suficientemente pequeños para pescarlos, pero lo bastante grandes para evitar que la barrena se desvíe a la derecha o a la izquierda del rumbo requerido.

Otro conjunto es el de empaque máximo, todavía más rígido que el anterior, y bien apropiado para regiones donde hay pronunciada tendencia a la deriva lateral. Tiene dos estabilizadores de calibre pleno o un lastrabarrenas cuadrado justamente arriba de la barrena, un lastrabarrenas grande de fondo y dos estabilizadores más, inmediatamente encima. La rigidez del lastrabarrenas de fondo hace que el conjunto resista la tendencia a perforar en curva.

Figura 11.5

11. Perforación Direccional 11.4 Motores de Fondo

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11.4. MOTORES DE FONDO

Los motores de fondo constituyen el último desarrollo en herramientas desviadoras. Son operados hidráulicamente por medio del lodo de perforación bombeado desde la superficie a través de la tubería de perforación. Pueden utilizarse para perforar tanto pozos verticales como direccionales.

Entre las principales ventajas proporcionadas por el empleo de los motores de fondo podemos mencionar las siguientes:

♦ Proporcionan un mejor control de la desviación. ♦ Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria de un pozo. ♦ Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación. ♦ Pueden proporcionar mayor velocidad de rotación en la barrena. ♦ Generan arcos de curvatura suaves durante la perforación. ♦ Se pueden obtener mejores ritmos de penetración.

Analizando las ventajas anteriores podemos concluir que el uso de motores de fondo, reduce los riesgos de pescados, hacer óptima la perforación y en consecuencia, disminuye los costos totales de perforación.

Cabe aclarar que el motor de fondo no realiza la desviación por si solo, requiere del empleo de un codo desviador (bent sub). El ángulo del codo es el que determina la severidad en el cambio del ángulo.

Los motores de fondo pueden trabajar (en la mayoría de los casos) con cualquier tipo de fluido de perforación (base agua o aceite), lodos con aditivos e incluso con materiales obturantes. Aunque los fluidos con alto contenido de sólidos reducen en forma significativa la vida de la herramienta. El contenido de gas o aire en el fluido pueden provocar daños por cavitación en el hule del estator.

El tipo y diámetro del motor a utilizar depende de los siguientes factores:

♦ Diámetro del agujero. ♦ Programa hidráulico. ♦ Ángulo del agujero al comenzar la operación de desviación. ♦ Accesorios (estabilizadores, lastrabarrenas, codos, etc.).

11. Perforación Direccional 11.4 Motores de Fondo

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La vida útil del motor depende en gran medida de las siguientes condiciones:

♦ Tipo de fluido. ♦ Altas temperaturas. ♦ Caídas de presión en el motor. ♦ Peso sobre barrena. ♦ Tipo de formación.

Los motores de fondo pueden ser de turbina o helicoidales. En la figura 11.6 se muestra un diagrama de un motor dirigible, el cual es la herramienta más utilizada para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener la versatilidad de poder perforar tanto en el modo rotatorio, como deslizando. Estos aparejos evitan la necesidad que se tenía en el pasado de realizar viajes con la tubería para cambiar los aparejos de fondo.

Figura 11.6 Arreglo de un motor dirigible

11. Perforación Direccional 11.4 Motores de Fondo

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En la figura 11.7 se muestra una sección transversal de un motor de fondo. Ambos motores pueden dividirse en los siguientes componentes: conjunto de válvula de descarga o de paso, conjunto de etapas (rotor-estator, hélices parciales), conjunto de conexión, conjunto de cojinetes y flecha impulsora, unión sustituta de rotación para barrena.

Figura 11.7 Sección transversal de un motor de fondo

Motores Hidráulicos Tipo Turbina (Fig. 11.8)

El motor pozo abajo es la herramienta deflectora que más se usa actualmente. Lo impulsa el lodo de perforación, que fluye por la sarta de perforación. El motor genera la fuerza de torsión pozo abajo lo que elimina la necesidad de dar rotación a la sarta.

La primera variación del motor pozo abajo, que se conoce por el nombre de turbó barrena o motor tipo turbina es una recia unidad axial multietapa que ha demostrado ser muy eficiente y confiable, especialmente en formaciones semiduras a duras.

11. Perforación Direccional 11.4 Motores de Fondo

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Consta de una sección multietapa de rotor y estator, una sección de cojinetes, un eje impulsor y un sub que hace girar la barrena. La primera etapa se compone de rotor y estator de configuración idéntica. El estator es fijo y desvía el flujo de lodo de perforación hacia el rotor, el cual va fijo en el eje impulsor. Lo importante es transmitir la acción rotatoria para hacer girar la barrena.

La segunda variación del motor pozo abajo es el motor de desplazamiento positivo o “helicoidal”. Consta de un motor helicoidal de dos etapas, una válvula de descarga, un conjunto de biela y otro de cojinetes y eje. El motor helicoidal tiene una cavidad en espiral forrada de caucho (hule), provista de sección transversal elíptica que aloja un rotor sinosoidal de acero. Por consiguiente, el flujo descendente presurizado del lodo, entra entre la cavidad espiral y el rotor, el cual se desplaza y gira. La rotación energiza el eje impulsor y el efecto es fuerza de torsión que hace girar la barrena.

Ambos tipos de motores pozo abajo se pueden usar con conjunto compuesto de barrena de calibre pleno, el motor pozo abajo, un sub curvo corriente o hidráulico, un tubo lastrabarrenas antimagnético y el conjunto corriente de perforación.

El sub curvo se usa para impartir deflexión constante al conjunto. Su rosca superior es concéntrica con el eje de su cuerpo, y su rosca inferior es concéntrica con un eje inclinado de 1 a 3º con relación al eje de la rosca superior.

Se ha desarrollado también un sub hidráulico curvo que se puede fijar en posición para perforación vertical o soltar y reajustar para perforación direccional.

Por las razones arriba anotadas, los motores pozo abajo tienen muchas ventajas sobre el guiasondas. Cuando la perforación a chorro se vuelve impractica, permiten perforar pozos de calibre pleno desde el punto inicial de desviación a fin de eliminar viajes redondos innecesarios de la sarta. La orientación es también más precisa, ya que los motores pozo abajo producen una curva más suave y gradual en los tramos de incremento y disminución de ángulo. Las correcciones, en caso de que se necesiten, se hacen pozo abajo sin tener que sacar la sarta. Finalmente, los motores eliminan la necesidad de tandas de rectificación para eliminar puentes, patéperros, etc. ya que con la herramienta se puede circular y perforar hasta el fondo.

11. Perforación Direccional 11.4 Motores de Fondo

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Figura 11.8

Figura 11.9

11. Perforación Direccional 11.5 Componentes de la trayectoria de un pozo direccional

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11.5. COMPONENTES DE LA TRAYECTORIA DE UN POZO DIRECCIONAL

Factores a considerar al planear programas de perforación direccional

Tamaño y forma del Objetivo

El primer paso para planificar la perforación direccional consiste en especificar el objetivo (la zona que debe penetrar el pozo a una profundidad dada). Su tamaño y forma dependen generalmente de las características geológicas y de la localización de la zona productora con relación a los límites de propiedad del yacimiento y al espaciado de los pozos. El objetivo, por consiguiente, deben discutirlo todas las partes interesadas a fin de no reducirlo a un tamaño reñido con la realidad, cosa que aumenta considerablemente el costo de la operación.

Selección de la Localización Óptima para el Equipo de Perforación

Es esencial escoger un sitio óptimo para situar el equipo de perforación, a fin de aprovechar las tendencias naturales de desviación que tienen las formaciones. Tales tendencias ejercen un marcado efecto sobre el grado de inclinación del pozo. Por ejemplo, cuando se perfora en intercalaciones alternas de formaciones blandas y duras con una barrena bien estabilizada, el rumbo del pozo suele ser perpendicular al plano de estratificación. Sin embargo, cuando el buzamiento de la formación laminada es de más de 45°, la barrena tiende a perforar en paralelo con el plano de estratificación. Por lo mismo, las tendencias de las formaciones afectan también las tendencias de la perforación direccional. Si se desea perforar buzamiento arriba, nada obstaculiza las tendencias de la barrena y la inclinación se puede aumentar rápidamente. Pero si se desea perforar a la izquierda del buzamiento arriba, la barrena tenderá a perforar hacia la derecha; y si se perfora a la derecha del buzamiento arriba, la barrena se desvía a la izquierda. Por consiguiente, la elección de una localización óptima para el equipo de perforación se debe basar en toda la información conocida del subsuelo para poder aprovechar las tendencias de las formaciones y minimizar la posibilidad de que el pozo se desvíe en dirección contraria a la deseada.

11. Perforación Direccional 11.5 Componentes de la trayectoria de un pozo direccional

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Figura 11.10

Tamaño del Pozo

Los pozos de diámetro más grande son más fáciles de controlar que los de diámetro pequeño porque en éstos últimos se usan conjuntos de tubos lastrabarrenas y tubos más flexibles y más pequeños. Por consiguiente, en pozos de diámetro reducido las características de las formaciones ejercen un efecto más pronunciado en la pérdida de rumbo del pozo. Tales problemas, afortunadamente, no son insolubles y puede obviarlos el personal competente de perforación.

Programas de Revestidoras y de Lodo

En casi todos los programas de perforación direccional se pueden usar los mismos programas de tubería revestidora que se usan en perforación vertical. La única excepción es en pozos profundos o muy inclinados, en los que es necesario instalar protectores de caucho (hule) en la sarta de perforación a fin de evitar el desgaste de ésta y de la tubería revestidora.

El control de lodo es también muy importante para reducir el arrastre en pozos direccionales. Al lodo se le debe añadir aditivos reductores de fricción y su densidad, así como su viscosidad, se deben mantener bajo control en todo momento.

11. Perforación Direccional 11.5 Componentes de la trayectoria de un pozo direccional

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Efecto del magnetismo de la Sarta de Perforación y de los Pozos Vecinos Sobre los Instrumentos de Estudios Direccionales

La experiencia ha demostrado que la sarta de perforación en rotación a veces se magnetiza. Sin embargo, ese efecto conocido se puede compensar usando tubos lastrabarrenas no magnéticos que evitan las inconsistencias de los registros.

Además, los estudios direccionales pozo abajo que se toman cerca de pozo existentes pueden afectarse por el magnetismo residual de las sartas revestidoras de dichos pozos. El magnetismo, sin embargo, es de pequeña magnitud pero debe tenerse en cuenta durante la planificación inicial.

Planificación de la propuesta

Selección del Punto Inicial de Desviación

La desviación y el rumbo iniciales adecuados son indispensables para ejecutar un trabajo de perforación direccional. Por consiguiente, un factor determinante en el éxito de la operación es la elección del punto inicial más apropiado; es decir la profundidad a la cual debe comenzar la perforación del tramo desviado.

Debe prestarse especial atención a la intensidad del ángulo de inclinación necesaria para lograr la desviación deseada. En muchos casos deben usarse ángulos grandes, de 15 a 45 grados, ya que con ellos hay más “flexibilidad” para escoger el punto inicial más indicado. Con ellos, además, se logra más estabilidad del rumbo que con ángulos pequeños, tales como los de 5 a 10 grados.

Cantidades Aceptables y Límites de Desplazamiento Lateral

El desplazamiento lateral o “avance” es la proyección del desplazamiento angular de la barrena, ya sea la derecha o a la izquierda del rumbo propuesto.

Por consiguiente, y como quiera que la barrena tiende naturalmente a perforar una curva, el plan direccional debe concebirse cuidadosamente a fin de poder tolerar un desplazamiento de unos pocos grados a uno u otro lado de la línea horizontal imaginaria que conecta la localización de la superficie con la ubicación del objetivo. Tratar de contrarrestar la tendencia natural de la barrena sólo trae como consecuencia más tiempo de perforación y rendimiento inadecuado.

11. Perforación Direccional 11.5 Componentes de la trayectoria de un pozo direccional

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Hay un límite, sin embargo, en lo que toca a la cantidad aceptable de desplazamiento lateral. En sitios donde los pozos están poco especiados, por ejemplo, el pozo se debe perforar y mantener dentro de un cilindro imaginario alrededor del eje propuesto, para evitar la interferencia de los pozos vecinos. A causa de las características específicas de los reservorios o de las formaciones geológicas, tal vez existan restricciones similares en lo que respecta al objetivo.

11. Perforación Direccional 11.6 Intensidad de patas de perro

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11.6. INTENSIDAD DE PATAS DE PERRO

Inevitablemente, todos los pozos direccionales tienen patas de perro que es la curvatura total del recinto del pozo. Pero las patas de perro también pueden significar que la curvatura total del pozo se afecta por cambios de dirección y de inclinación.

Este tipo de patas de perro se puede detectar tempranamente, efectuando estudios direccionales a intervalos periódicos, para evitar que se vuelvan muy pronunciados, lo cual puede causar muchos problemas y grandes perdidas de dinero. Estas patas de perro no causan problemas inmediatos porque los tubos lastrabarrenas trabajan en compresión y pueden adaptarse fácilmente a las variaciones del rumbo del pozo. Los efectos perjudiciales, tales como el daño de la sarta de perforación, la formación de chaveteros y el desgaste de las sartas revestidoras no aparecen sino mucho más tarde. Por consiguiente, las patas de perro deben detectarse y corregirse tan pronto como sea posible. Las patas de perro poco pronunciadas se deben eliminar escariando el tramo correspondiente, después de lo cual se deben efectuar nuevamente estudios direccionales. Si no se pueden eliminar, el pozo se debe retrotaponear y desviar.

Hay, por consiguiente, un cierto límite que, una vez sobrepasado, redunda en daños de la sarta de perforación o de revestimiento. El límite se denomina “pata de perro permisible” y lo determinan las dimensiones del aparejo tubular a la profundidad en que ocurre. Generalmente se expresa en grados por cada 30 metros ó grados por cada 100 pies.

11. Perforación Direccional 11.7 Métodos de cálculo de estudios direccionales

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11.7. MÉTODOS DE CÁLCULO DE ESTUDIOS DIRECCIONALES

Puesto que los instrumentos actuales no permiten definir exactamente el rumbo del pozo entre cada punto de estudio, para calcular la localización tridimensional de cada punto o estación se han desarrollado varios métodos.

a) Método tangencial (también denominado de “ángulo terminal”) Este antiguo método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la

misma inclinación y el mismo rumbo entre estaciones, y es muy fácil de calcular. Sin embargo, es muy impreciso, especialmente en pozos de configuración Tipo I y III en los que indica menos desplazamiento vertical y más horizontal de los que hay en la realidad, y también en los de Tipo II. En los que indica más desplazamiento vertical y menos horizontal de los que realmente hay en el pozo. La falta de precisión de este método ha servido de estímulo para desarrollar medios más exactos.

b) Método en ángulo promedio Se basa en la suposición de que el recinto del pozo es paralelo al

promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre dos estaciones. Este método que es mucho más difícil de justificar teóricamente es, sin embargo, lo suficientemente sencillo para usarlo en el campo, ya que los cálculos se pueden efectuar en una calculadora no programable.

c) Método de radio de curvatura Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un

arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudio. Es teóricamente sensato y es muy preciso. Sin embargo, no es de fácil aplicación en el campo porque requiere el uso de una calculadora o computadora programable.

d) Método de curvatura mínima Presupone que el pozo es un arco esférico con mínimo de curvatura: en

otras palabras, que hay máximo radio de curvatura entre puntos o estaciones de observación. Aunque este método también comprende muchos cálculos complejos que requieren computadora programable, es el de mejor justificación teórica y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo.

11. Perforación Direccional 11.7 Métodos de cálculo de estudios direccionales

199

Figura 11.11

11. Perforación Direccional 11.8 Sistema de registro durante la perforación (MWD)

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11.8. SISTEMA DE REGISTRO DURANTE LA PERFORACIÓN (MWD)

Uso del equipo M.W.D. (descripción)

Lo más práctico para el control direccional de un pozo, es tener de una manera directa en la superficie información continua, el ángulo alcanzado y el rumbo al que está orientada la herramienta deflectora, el sistema que se utiliza en la zona marina, es el equipo M.W.D. (Medición Mientras Perfora).

Por medio de una probeta alojada dentro de la sarta de perforación (MWD), se transmiten pulsos a través de el lodo hasta la superficie, para ser exactos en el stand pipe donde está colocado un primer receptor de señales llamado translucer, esta a su vez manda la señal a un equipo de computo, donde se decodifica la señal dándonos información usual (ángulo, rumbo, temperatura, presión y orientación).

El equipo MWD consta de cuatro componentes importantes los cuales son:

♦ Conjunto del generador de pulsos con sustituto ♦ Sensor / elementos electrónicos de la zonda ♦ Unidad con largueros de arrastre ♦ Sistema de cómputo

Se hace mención que anteriormente para tomar un registro direccional, nos requería aproximadamente un tiempo de hasta tres horas por cada toma (dependiendo de la profundidad y estado del Pozo), sin embargo ahora nos toma de tres a cuatro minutos así como también, el tiempo para un inicio era de tres días promedio solo para levantar +/- 10 grados, sin embargo ahora nos lleva toda la sección de incremento de ángulo (dependiendo del ángulo máximo) el mismo o menor tiempo, todo esto debido a que se cuenta con motores navegables y equipos M.W.D.

En la siguiente figura se describen los componentes del equipo M.W.D.

11. Perforación Direccional 11.8 Sistema de registro durante la perforación (MWD)

201

Figura 11.12 Sistema MWD con caseta con largueros de arrastre

11. Perforación Direccional 11.9 Rumbo y Azimut

202

11.9. RUMBO Y AZIMUT

La posición o la dirección de la trayectoria de un pozo direccional se proporciona en una medida de “Rumbo o Azimut”.

Se puede definir el rumbo magnético de un objeto como el ángulo que forma con la dirección Norte-Sur magnética (este ángulo se mide a partir de dicha dirección). El rumbo corregido o verdadero, se deduce del anterior y corresponde al ángulo formado por el objeto con el meridiano geográfico. El ángulo para el rumbo se mide de cero a noventa grados, dando su denominación a partir de la línea Norte-Sur, como se muestra en el siguiente ejemplo. El azimut (o acimut) es el ángulo medido a partir de la línea Norte-Sur en dirección al movimiento de las manecillas del reloj, variando de cero a 360 grados solamente.

Dirección de los siguientes puntos:

Rumbo Azimat

A N – 45° - E 45° B S – 30° - W 210° C W - franco 270°

W C

B

S

N

A

45°

E

30°

V° - 360°

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