Manual direccional

1 CROL_140_revG_0710

Directional Drilling I Course # 140

Course Description: This 5-day introductory level course concentrates on the essential background knowledge that a directional driller must possess in order to effectively drill simple well geometries. The course provides classroom instruction in company policy, procedures, job paperwork, directional drilling calculations and terminology, survey instrumentation functions and applications, mud motors (types, configurations and applications), and basic use of WELLZ and FIRST software. Assignments designed to measure the student’s understanding of the subject matter will be administered throughout the course and a written assessment will be given upon completion of the course material. Prerequisites: This course will assume the students will have knowledge of basic mathematics (algebra and trigonometry), Windows operating procedures, and have had 3 months or more previous experience steering wells as a directional driller trainee. Course Outline: Day One

Introduction o Well Site Procedures

Introduction To Directional Drilling

o Vertical Wells o Directional Wells

Slant Build & Hold S-Curve Extended Reach Horizontal with Single or Multiple Legs

Applications of Directional Drilling

o Directional Drilling Limitations o Methods of Deflecting a Well Bore

Design Principles • Side forces • Fulcrum Principle • Weight on Bit • Reactive Torque


Whipstock Jetting Assemblies Rotary Bottom Hole Assemblies

• Build/Fulcrum Assemblies • Drop/Pendulum Assemblies • Hold/Packed Assemblies

Bottom Hole Assemblies • Principal Configurations • Rotate versus Slide

Drilling Motors

o Overview of Down Hole Motors Operation Motor Components

• Dump Sub • Power Section • Drive Assembly • Adjustable Assembly • Bearing Section

o Motor Handbook Introduction Motor Naming Convention Motor Specifications Motor Performance Charts & Calculations Operational Limitations & Drilling Constraints Motor Performance Charts & Specifications

• Determine RPM, Torque, Full Load, Maximum Differential Pressure

• Make-up Torque Specifications • 3/4° Adjustable Set Up Procedure • MWD Make-Up Torque Specifications

Trigonometry

o Definitions of Sine, Cosine, Tangent o Right Triangles and Pythagoras’ Theorem o Polar/rectangular Co-ordinate Conversions

HP48GX Calculator Functions (when available) o Basic data entry and operations o Average angle survey entry procedure

Under-balanced Drilling


Day Two

Quiz #1

Introduction to Directional Surveying and Measurement While Drilling (MWD)

o Definitions Inclination, Hole Direction (Azimuth), Drift (Inclination), Measured

Depth, Magnetic Tool face, High side/Gravity Tool face o Gravitational and Magnetic Fields

Local Gravitational Field Strength Local Magnetic Field Strength Local Magnetic Dip Angle Horizontal and Vertical Components of the Total Magnetic Field

o Directional Survey Corrections True North Reference Correction (Declination) Grid North Reference Correction (Convergence) Survey System Coordinate Descriptions

o Directional Survey Accuracy and MWD Survey System Accuracy Specifications Factors Affecting Inclination Accuracy

• Hardware Failure • Unstable Gravity Vectors • Calibration Out of Specifications • Sensor Measurement Accuracy

Factors Affecting Azimuth Accuracy • Unstable Gravity Vectors (used in calculation of azimuth) • Hardware Failure • Unstable Magnetic Vectors (Monel Spacing Calculator) • Calibration Out of Specifications • Sensor Measurement Accuracy

Additional Factors Affecting Survey Accuracy • Latitude, Inclination, Azimuth of Well • Incorrect Magnetic Correction(s) Applied • BHA Misalignment in Borehole • Real-time MWD Transmission Resolution

o Survey Quality Checks Btotal and Gtotal tolerances

o Hole Direction Conversions Quadrant/azimuth conversion calculation

o Co-ordinate Conversions Polar/Rectangular conversion calculation

MWD Component Demonstration (if available)


Introduction to Slide Sheets

o Basic calculations using sample proposal o Determine slide required at Kick-Off Point o Calculate slide seen at survey station o Calculate motor output o Extrapolating survey to bit o Determine required slide

Average Angle Survey Method Calculation o Determine Course length, Average Inclination and Azimuth, True Vertical Depth

(TVD), Displacement, Latitude, Departure, Closure, Vertical Section (VS)

Day Three Quiz #2

FIRST Reporting Software o Job Setup & Data Entry Process o Standards of conduct, procedures, company expectations, costing

Drilling Motor Assembly Demonstration (if available) Single Shot Survey Instrument Demonstration (if available)

o Assembly and Test Procedure o Running Gear Assembly

Required Compass Spacing o Operating Procedure Exercise

Loading film Developing and reading survey film disks

o Reactive Torque

Offset Tool Face (OTF) Calculations o Internal Offsets (G4 / Precision Pulse) o External Offsets (OTF)

OTF Calculation Procedure o Application of Offsets for each MWD/LWD system o MWD/LWD Software Input Screens o OTF Simulator Exercise

OTF Verification Sheet

Tool Measurement and Sizing o Generating a fishing diagram o Using gage rings


Day Four

Quiz #3 Drilling a Directional Well Demonstration w/WELLZ Survey Software

o Load a proposal Verify target co-ordinates and well information

o Set up new survey file Header Information Field Center Configure target(s) Tie-on Point selection Depth shifting, rotate well

o Graphics – Plan and Section View o File nomenclature o Ground Level (GL) and Kelly Bushing (KB) Elevation adjustments o Set up slide sheet o Simulate drilling a simple directional well

Use a real proposal • Kick-off from vertical, hold to TD

Entering new surveys in Wellz Updating the slide sheet Enter extrapolation to bit in Wellz View well profile via graphics module in Wellz Determine theoretical required slide using estimated average motor output Reference actual slide sheet to illustrate practical versus theory Demonstrate logical approach to determining corrective action from survey to

survey station Discuss values of planning ahead of bit, consequences of “being ahead” or

“behind the line”, formation considerations

Day Five

Course review and questions

FINAL EXAMINATION

© 2006 Weatherford. All rights reserved.

Directional Drilling IArribo a la Locación

Revision 4


1- Chequearse con el company man

• Introduzcase

• Pregunte e infórmese acerca de:

– Cuando el servicio se necesitará o comenzará?

– Qué actividad esta actualmente realizando el rig?

– Dónde esta previsto el alojamiento?

– Dónde se establecera su centro de trabajo oubicacion de la cabina?


2 – Chequeo de las Herramientas

• Mida fisicamente las herramientas

• Chequee y registre todas las conecciones

• Verifique que todas las piezas esten en locación

• Verifique que todas las conecciones de las herramientassean las apropiadas.

• Chequee que tenga en sitio todas las conecciones - XOpara armar el BHA con los DP y HW del Rig.


3 – Revise las Necesidades con el Company Man

• Verifique que la propuesta que tiene el company man coincida con la suya

• Verifique la licencía del pozo y las coordenadas de superficie yasegurese que sean las mismas

• Coincide el pozo con el que tiene en los plots impresos (aseguresede tener todas las copias)

• Compare la elevacion del terreno y la del KB del Rig con company man. Asegurese de las cifras que se van a usar esten claras y todosla comprendan

• Confirme el emplazamiento del Jar

• Confirme la Mecha (Bit) y los chorros a usar


Directional Drilling IBásico de Perforacion Direccional

Revision 5


Introducción a la Perforación Direccional

• La Perforación Direccional se define como la practica decontrolar la dirección y la desviación del hoyo del pozohacia un objetivo subterraneo predeterminado.


Progreso en la Perforación Direccional

1980’sS-Wells

RelativamenteSimple

ActulidadComplejos

Multilaterales Horizontales


Progreso en la Perforación Direccional

Finales de 1970 ActualidadFinales de

1980Single Shot/Steering Tool

Bent Sub

Straight Motor

MWD

SteerableBentHousingMotor

LWD/MWD

Performance Motors Near Bit Inc/GammaRotary Steerable


Herramientas de Perforación Direccional

– Herramientas de Perforación

– Sistemas de Surface logging

– Servicios de Surveying/orientation

– Steerable motors

– Instrumented motors for geosteering applications

– At-bit inclination and gamma ray

– Rotary Steerable


Limitaciones de la Perforación Direccional

• Doglegs (Maximum well curvature)– Establece el cliente, desempeño del motor, componentes del BHA

• Torque Reactivo (Rotación de la sarta en contrasentido del Reloj)– Dificulta el mantenimiento o fijacion del Tool Face del ensamble

• Drag (Arrastre por Friccion entre el hoyo y el BHA)– Aumenta con la profundidad y la inclinacion

• Hidraulica (Presión de Circulación)– La maxima presión operativa del rig y el equipo, ECD

• Limpieza del Hoyo (Caracteristicas del Fluido y el ambiente del Flujo)– Remoción de Cortes

• Peso sobre la Mecha / Weight on Bit (Carga aplicada a la mecha durante la perforación)– Regulación de la presión diferencial para la optima ROP y vida de la mecha

• Estabilidad del Hoyo (Habilidad fisica del hoyo para mantenerse abierto)– Caracteristicas Fisicas de la Formacion, fallas mobiles etc


Tipos de Pozos Direccionales

• Caracterizados por elperfil del pozo

– Verticales(Controlados)

– Slant / Inclinados

– Build and Hold (J-Well / tipo J)

– Build, Hold and Drop (S-Well/ tipoS)

– Horizontales

– Extended Reach



• Tipo S-Curve



Short Radius

45' 200'

Medium Radius

300' 2,000'

Long Radius

1,400' 4,000'

• Pozos Horizontales

– Short Radius / Radio Corto

• 2°-3°/Foot Build Rates

• Equipo Especializado

– Flexible Collars - Tubing

– Medium Radius / Radio Medio

• 10°-22°/100’ Build Rates

• Ensambles de Double Bend

– Long Radius / Radio Largo

• 1.5°-6°/100’ Build Rates

• Ensambles Navegables

• Shorter radius well = less lateral section


Aplicaciones de la Perforación Direccional

• Multiples pozos desde una estructura offshore

• Control de la verticalidad de pozos

• Pozos de Alivio (Relief wells)



• Extended-Reach Drilling / Rango Extendido

– Remplazo de pozos submarinos y desarrollo deyacimientos offshore desde menos plataformas

– Desarrollo de Campos Costaneros desde Tierra Adentro

– Reduccion del impacto ambientalal desarrollar campos desde emplanadas o clusters / pads



• Sidetracking

• Localizaciones Inaccesibles



• Perforación bajo Balance / Underbalanced Drilling

– Cuando la presión Hidrostática o la de circulaciónhoyo abajo ejercida por el fluido de perforacián esmantenida por debajo de la presión de poro de la formación.

– Beneficios

• Minimiza el skin damage

• Reduce los incidentes de pérdidas de circulacióny de pegas o atasco de tuberia

• Aumenta la ROP mientras extende la vida de la mecha (Bit)

• Reduce o elimina la necesidad de costososprogramas de estimulación

• El pozo puede ser producido mientras de perfora(IPR)


Metodos para Deflectar un Hoyo

• Operaciones con Whipstock

– Aún en uso

• Jetting / Chorros

– Raramente usado hoy dia, pero valido y barato, en formacionesblandas

• Ensambles Convencionales de Perforación Rotaria

– Build, Drop, Hold / Construir, tumbar y Mantener Angulo

• Ensambles Navegables / Steerable Assemblies (Mud Motors)

– De mayor uso, rápido y preciso

• Rotary Steerable

– Rotación continua de la sarta mientras se orienta y perfora


Operaciones con Whipstock



• Mill & Melon Stabilizer

– El Mill corta yabre la ventanaen el casing

– El Melon Stabilizer ampliala abertura delhoyo



• Whipstock en el catwalk antes de ser izado a la boca del pozo



• Ensamble del Whipstockcolgado del mill held por elshear bolt



• Extremo Inferior del whipstockmostrando el plunger ( buzo) extendido y el troquel en posicionretractil (no disparado / unfired)


Whipstock Operations

• Bottom end of whipstock showingretracted plunger and dies in set (fired) position


Jetting / Chorros


Jetting / Chorros

• Tipicamente se emplea una mecha de chorrosespecial (o una de tri-conos normal)

• Dos de los tres chorros (jets or nozzles) tienenpequeño diametro, y un tercero es mucho másgrande

• La mayor parte del flujo pasara por el chorro demayor diametro (big jet)

• El hoyo se socavará preferentemente en la direccion del chorro mayor

• Diseño simple pero podria ser tedioso deimplementar en el Rig

– El Build rate varia dependiendo de lascaracteristicas de la formación (podriagenerar doglegs extremadamente altos)

– Cambios en la tasa de flujo, en el procesode sliding, etc. podrian producir resultadosinesperados


Ensambles Convencionales de Perforación Rotaria

• Diseñados para controlar el desvio (inclinación) del pozodurante la perforación rotaria (normal)

• Usa el principio de control del comportamiento del BHA de perforación rotaria

– Side Forces / Fuerzas Laterales

– Weight on Bit / Peso sobre la mecha

– Stabilization / Estabilización

– Fulcrum Principle / Principio de la Palanca



• Side Force

– Es la fuerza en la mecha resultante del pandeo dela tuberia al aplicar WOB

– FS = Bi * SC * 3.0

LT3

– Bi : distancia desplazada por la interferencia del pandeo (in.)

– SC : stiffness coefficient / coeficiente de rigidéz (lb-in2)

– LT : distancia axial sobre la cual el pandeo ocurre (in.)



• Efecto del PSM / Weight on Bit (WOB)

– Las cargas axial creadas por el weight on bit produce fuerzas de pandeo /doblez entre el estabilizador y la mecha

– El diámetro del hoyo, el diámetro del collar, el calibre delestabilizador y su ubicación en el BHA determinarán comoel PSM ( weight on bit ) se va a concentrar en esta y lasmagnitud de las fuerzas laterales resultantes



• Aumento del Weight on Bit = Incremento del Build Rate



• Estabilizador– Dispositivo adicionado al BHA con OD similar al del hoyo– Diseñado para:

• Ayudar a concentrar el PSM (weight on bit)• Minimizar el pandeo y las vibraciones• Reducir el torque (fricción) de la perforación por medio de disminuir

el contacto del collar con las paredes del hoyo• Ayudar a prevenir el atascamiento por diferencial y el key seating

( ojo de llave o cerradura)



• Tipos de Ensambles de Perforación Rotaria

– Clasificación por el efecto sobre la inclinación del hoyodurante la perforación

• Fulcrum / Palanca (build / construir)

• Pendulum (drop / tumbar)

• Packed / Empacado o Rígido (hold / mantener)

• Los ensambles de Rotación NO permiten el control de la dirección del pozo (azimuth)



• Principio del Fulcrum / Palanca

– Usa una palanca y punto de apoyo o pivote para obtenerventaja mecanica

F1 L1 = F2 L2



• Ensambles Fulcrum (Build / Construir)

– Un estabilizador insertado en la sarta justo encimade la mecha actua como apoyo o pivote

– El drill collar encima del estabilizador actua comopalanca

– Al aplicar peso / WOB provocara que el drill collar se doble/pandee (bow/buckle)

– Encima de 5o inclinación el collar se pandea haciala cra baja del hoyo (por gravedad)

– Empujando a la mecha fuertemente contra la parte alta del hoyo, creando una tendencia a construirángulo o inclinación debido a las fuerzas lateralespositivas en la mecha



• Posición del Fulcrum

– A mayor cercania a la mecha, mayores serán las fuerzaslaterales generadas para un diametro de drill collar dado



• Estabilizador String

– Un ensamble de dos estabilizadoresaumenta el control de las fuerzaslaterales (side force) y alivia otrosproblemas

– El longitud de la tangente determinala efectividad del largo de la palanca



Alta-

Alta -

Alta -

Media -

Media -

Media -

Low -

• Respuesta del el Ensamble de Construir / Build Assembly



• Tecnicas para el aumento de la tendencia a construir– Incrementar el WOB

• Incrementar la flexibilidad del collar– Reducir las RPM en la mesa

• Disminuir la tendencia de los collares a mantenerse derechos– Disminuir la tasa de flujo

• Reducir el socavamiento (washout) de la formación– Trabajar la tuberia y/o menos rotación

• Preservar los doglegs perforados en la formación– Circulara fuera de fondo (off-bottom)

• Reducir el washout


Conventional Rotary Drilling Assemblies

• Pendulum (Drop) Assemblies

– Pendulum Principle

• The stabilizer above the bit is removed and an additional drill collar is added, making the bottom hole assembly more flexible

• The upper stabilizers, properly placed, hold the bottom drill collar away from the low side of the hole

• Gravitational forces act on the bottom collar and bit, causing the hole to lose or decrease angle

• Increasing the tangency length, drill collar weight, and collar stiffness enhances drop tendency of the assembly



Alta -

Media -

Baja-

• Respuesta de Ensambles de Tumbar / Drop Assembly



• Técnicas para Incrementar la Tendencia a Tumbar Angulo ( Drop Tendency) – Disminuir el WOB

• Reduce la flexibilidad del collar – Aumentar las RPM en la mesa

• Aumenta la tendencia de los collares a permanecer derechos– Aumenta la tasa de flujo

• Aumenta el socavamiento o washout de la formación– Trabajar rotar la sarta tanto como sea posible

• Socava/reduce las pata de perro (dog leg) perforados– Circular en el fondo

• Incrementa el washout



• Ensambles de Mantener ángulo : Hold (Packed/ Empacado oRígido)

– El ensamble empacado/rígido se usa para mantener elángulo

– Multiplicar la cantidad de estabilizadores emplazados enpuntos especificos espaciados de forma regular paracontrolar la sarta minimizando la desviacion del hoyo

– El aumento de la rigidéz en el BHA al adicionarestabilizadores previene a la sarta del pandeo y fuerza a la mecha a ir derecho adelante



Alta -

Alta -

Alta -

Medio-

Baja -

• Respuesta del Ensamble Empacado/Rígido (Hold / Mantener)


Ensambles Navagables (Mud Motors)

• Motores de Fondo: ComDrill™ y PrecisionDrill™



• Aplicaciones

– Hoyos rectos / Straight-Hole

– Directional Drilling / Sidetracking

– Horizontal Drilling

– Re-entry Wells

– Underbalanced Wells / Air Drilling

– Cruce de Rios o Bahias / River Crossings



• Mud Motor

– Requiere de flujo de liquido/gas para generar torque para girar lamecha

– Contiene un ensamble mecanico que permite el ajuste del angulo bend/ defleccion del motor

– Al aumentar la severidad del bend se aumenta la tendencia a construirdel motor

– Inherentemente el bend permite al perforador directional controlar lacara del motor (tool face) desde la superficie al orientar la mesa rotariadel Rig (operación sliding)

• ComDrill™ es el diseño original de Computalog de rodamientos de camarasellada lubricados con aceite

• PrecisionDrill™ es el diseño de Precision con rodamientos de camaraabierta lubricados por el lodo


Rotary Steerable

• Revolution™ Rotary Steerable System (RSS)


Rotary Steerable

• Permite el control direccional completo mientras se perfora rotando toda la sarta aldeflectar el arbol del dispositivo dentro de una camara de pistones hidraulicos

• Beneficios

– La ausencia del sliding reduce el riesgo de pandeo de la tuberia

– La rotación continua de la sarta reduce el chance atascamiento por diferencial

– Reduce la fricción por torque & drag ( torsion y arrastre) debido a que genera un perfil curvo mas sueve, reduce la rugosidad del hoyo

– Posibilita la perforación de secciones alargadas de extended reach wells, horizontales y laterales

– Mejora la evaluación de las formaciones debido a la mejoria del contacto de los pads de la herramientas de wireline, y de LWD (menos stand off effect)

– Control de la Desviación en pozos verticales


Rotary Steerable

• La tecnologia del sistema Revolution™ es lallamada “Point-the-bit” que usa un estabilizadorpivote entre la mecha y la unidad mecanicapara orientar el eje axial de la mecha con la del eje de direccion requerida del hoyo

• La rotación relativa entre el arbol de giro(driveshaft), (el cual trasnmite el torque a la mecha) y la camisa no rotativa mueve unabomba hidraulica

• Esta bomba genera una fuerza motriz internasuficiente para deflectar el arbol de giro en la orientación que se requiere para dirigir el pozohacia el objetivo dado


Rotary Steerable

PUSH POINT• Calidad del Hoyo


Planeación de un Pozo Direccional

• Geología

• Completación y Producción

• Limitaciones de la Perforación


Geología

• Litologia que se atraviesa en la perforación

• Estructuras Geologicas que se perforarán

• Tipo de target que el geologo espera alcanzar

• Localización de los topes/horizontes de agua y gas

• Tipos de pozos (gas o aceite)


Completación y Producción

• Tipo de completación requirida (“frac job”, bomba electrosub obalancin/cabillas, etc.)

• Requerimientos de la completación por recuperación mejorada(Enhanced recovery)

• Requerimientos de emplazamiento del Hoyo para futurosplanes de producción y drenaje

• Temperatura y Presión de Fondo


Limitaciones de la Perforación

• Selección de la ubicación superficial y diseño del pozo

• Conocimiento o experiencia previa de perforación en el area e identificación de areas problematicas en particular


Limitaciones de la Perforación

• Dimensiones del Casing y profundidadesde asentamiento

• Dimensiones del Hoyo

• Fluidos de perforación requeridos

• Capacidad del taladro (rig) y sus equipos

• Longitud de la seccion o el tiempo que serequiere para realizar el servicio direccional

• Influencia del tipo de instrumento de survey y la trayectoria del pozo


Planeamiento

• Build rates / Tasa de Construir

• Perfirles de Build & hold deben al menostener 50m

• Las tasa de Tumbar / Drop para pozostipo S-curve se planifica preferentementecon 1.5o/30m

• El punto de arranque o Kickoff Point se coloca tan profundo como se permitapara reducir costos y disminuir desgastedel casing y sarta

• Las secciones de Construccion de pozoshorizontales se planifican con un aterrizaje suave


Planeamiento

• Evitar altas inclinaciones a travez de formacionesseveramente falladas, buzzadas, inestables o pococonsolidadas

• En pozos horizontales claramente identifique los puntos decontacto de gas / agua

• Tasa de Giro en secciones laterales de la horizontal

• Verifique la tasa de construcción del motor


Planeamiento

• Donde sea posible comience el sidetrack al menos a 20m fuera del casing

• La severidad del Dogleg podria se aproximadamente de14o/30m saliendo con un whipstock

• Identifique todos los pozos dentro de los 30m de la trayectoria propuesta del pozo y conduzca una verificacionde anticolision


Directional Drilling IDrilling Motors

Revision 8


Tipos de Drilling Motor

Positive Displacement MotorTurbine Motor


Weatherford Drilling Motors

• Anteriormente conocidos comoComputalog CommanderTM

– Oil lube / sellado

• ComDrill™

– Mud lube / abierto

• PrecisionDrill™

• Configuraciones de 1:2 a 7:8 lobulos

• Secciones de Poder: Estandar, extendidas, y para mesclas de aire o gas

• Dimensiones desde 1 3/4” hasta 11 1/4”OD

• Mas disponibilidad en OD de 3 3/8” a 9 5/8”

• Flota Mundial de más de 700 unidades



• Test con Dinamometro

• Maquinas para abrir Break-out

• Reportes de Evaluación de Desempeno del Motor de Pre & Post Perforación

• Sistema International de Kontrol de Manufactura y Reparacion(IMARKS)

– Modelo según los estandaresy protocolos de la industria de la aviación

– Trazabilidad Individual de partes y componentes

– Programación Preventativadel mantenimiento



• Desarrollo, manufactura, y servicios a motores de fondo por más de veinte años

• Extremadamente confiable - experiencia operacionalsobrepasa las 120,000 horas cada año

• El Grupo de Drilling Tools en Edmonton, Canada obtubo la certificación ISO 9001: 2000

• El alcance de la certificación incluye:

– Diseño, desarrollo y ensamble de drilling motors

– Reparación y mantenimiento de MWDs y herramientas de fondo

g1


Investigación & Desarrollo de Drilling Motor

• Desarrollo de Nuevas Tecnologias

– Alto Torque - Alto Flujo (aguas profundas / deep water)

– Prototipo de Thin Wall Motor (menos elastomero)

- Soporte Técnico

- Análisis de fallas

- Prueba y ensayo de Productos


Aplicaciones de los Drilling Motor

• Straight - Hole

• Directional Drilling / Sidetracking

• Horizontal Drilling

• Re - entry Wells

• Underbalanced Wells / Air Drilling

• River Crossings / Cruce de Rios


Componentes de los PDM Motors

• Dump Sub

• Power Section

• Drive Assembly (CV)

• Adjustable Assembly

• Bearing Assembly1/2

5/6 7/8

3/42/3

9/10


Dump Sub Assembly

• Válvula de acción hidraulica se localiza en el tope/extremo superior del drilling motor

• Permite a la sarta de perforaciónllenarse cuando se baja tuberia al hoyo

• Drenarse cuando se saca tuberiadel hoyo

• Cuando las bombas estanfuncionando, la válvulaautomaticamente se cierra dirige el fluido a travez del motor


Sección de Poder o Potencia

• Convierte la fuerza hidráulica del fluidode perforacion en fuerza mecánica parahacer girar a la mecha

– Estator –tubo de acero quecontiene un inserto interno de elastomero moldeado con lobulos, en forma helicoidal a travez del centro

– Rotor – tubo de acero lobulado, con patron helicoidal y cromado

• Cuando se perfora el fluido es forzado a pasar a travéz de las cavidades en la sección de poder. La caida de presión a travéz de esta cavidades causará que el rotor comience a girar dentro del estator


Sección de Poder

• Positive Displacement Motor ( PDM motor de desplazamiento positivo)

• Configuración Lobular

– El patrón de lóbulos helicoidal y el largo de sección dictarán lascaracteristicas de potencia de salida

– El estator siempre tendrá un lóbulomás que el rotor

• Etapas / Stage

– Una rotación helicoidal completa ( 360 grados) del rotor es una etapa

– A mayor cantidad de etapas, la seccion de poder section tendrá máscapacidad de mayor diferencial de presión, lo cual a cambio generarámayor torque para el motor


Sección de Poder1/2 3/42/3

5/6 7/8 9/10

• Más lóbulos = Aumenta el torque máximo

• Más lóbulos = Disminuye la velocidad de rotaciónmáxima


Selección del Motor

• Estas son la tres configuraciones de motores más comunes, lascuales proveen un amplio rango de velocidades y respuestas de salida de torque requeridos para satisfacer una multitud de aplicaciones de la perforación


Ensamble de Conducción / Drive Assy

• Convierte la rotación eccéntrica del rotor en concéntrica

Universal Joint

Flex Rod

Constant Velocity Joint


Ensamble Ajustable

H = 1.962 o

• De dos grados y de tres grados

• Ajustable en el campo con incrementos hasta obtener el ángulo bend máximo

• Usado en conjunto con el Drive Assembly

• Provee un amplio rango de tasas potenciales de construcción en pozosdireccionales y horizontales


Ensamble de Rodamientos / Bearing Assembly

• Transmitela carga axial y radial de la mecha a la sarta de perforación

• Thrust Bearing

• Radial Bearing

• Oil Reservoir

• Balanced Piston

• High Pressure Seal

• Bit Box Connection

• Existe tambien el

tipo de mud lubed


Mud Lube Versus Oil Lube Motors

•Los motores de rodamientos lubricados poraceite sellados ha experimentado unapopularidad ganada por la confiabilidad y mejoraen los materiales sobre previos diseños

•Los motores de rodamientos lubricados por lodose desarrollaron como complemento de la flota de oil lubes. En condiciones optimas de minimocontenidos de solidos y baja erosion muestrandesempeños mejores de MTBF y son más fácilesde serviciar


Mud Lube Versus Oil Lube Motors

• Dos generaciones de mud lubricated motors

• Mientras el resto de la industria sostiene una flota de más de 10 años de diseño de mud lubricated motor, Weatherford diseño su primer ML motor desde 0 en el 2001

• Ha obtenido ya un trazo impresionante de records –casos de corridas superiores a 400 horas continuas.


Beneficios de los Mud Lubricated motors

• Tasas predecibles de desgaste

• Rango de Temperatura Operativa Elevadas

• Simplicidad del servicio

• Simplicidad de la operación. Menor cantidad de partes

• No problemas con la invasion de fluido


Motores Especiales


Motor Handbook

• Todas la posiblesconfiguraciones de motoresesta representada en el Motor Handbook

– Información Dimensional

– Especificaciones

– Configuracion del Housing Adjustable

– Tablas de Desempeño / Performance Charts


Data Dimensional del Motor


Especificaciones del Motor


Tasas de Construcción Estimadas / Est. BR

Kick Pad/Stab Below Adjustable

Kick Pad/Stab + Stab on Top Sub


Tablas de Desempeño / Performance Charts


Uso de los Performance Charts

• Differential Pressure / Presión Diferencial

– La diferencia de presion del sistema cuando el motor esta en fondo (loaded/cargado) y cuando el motor esta fuera de fondo(not loaded/ no cargado)

• Full Load / Plena Carga

–Indica la máxima presión diferencial operativa recomendada del motor

• RPM

–Las RPM Motor se determinan al entrar la presion diferencial y proyectar verticalmente hasta interceptar la linea apropiada de la tasa de flujo

• Torque

–El torque del Motor se determina al entrar la presion diferencial �proyectar verticalmente hasta interceptar la linea de torque


Probando el desempeño del Motor


Historia de Partes/Componentes del Motor


Reporte de Servicio del Motor


Limitaciones Operacionales del Motor

• Temperatura

• Peso sobre la Mecha (WOB)

• Rotación del Motor vs Angulo de Ajuste (Bend angle)

• Fluido de Perforación

• Presión Diferencial del Motor

• Perforación Bajo Balance (Under-balanced Drilling-UBD)



• Temperatura– Maxima temperatura operativa estandar 219 °F / 105 °C

– El estator puede ser personalizado para temperaturas de hasta300 °F / 150 °C

– Se usan materiales y dimensiones especiales de los componentes

• PSM (WOB)– La carga excesiva sobre la mecha detiene la rotacion a causa de

que la seccion de poder del motor no es capaz de proveersuficiente torque a travez de esta (Paralizacion/acorralamiento del Motor o en ingles Motor Stalling)

– El rotor no puede girar dentro del estator, formando un sello queaumentara la presión (tambien se conoce como represionamientodel motor

– De continuar la circulación en esta condición se erosionará el estator y se desprenderá el elastómero (stator chunk)


• Rotación del Motor vs Angulo de Ajuste (Bend angle)


– La rotación con un bend angle mayor a 1.83 grado no se recomienda (produce fatiga y daños en el cuerpo del motor)

– La velocidad de rotación no deberá exceder 60 RPM (excesiva carga ciclicasobre el cuerpo del motor)

– No existe limite de RPM para un motor recto (sin ángulo de ajuste)

• Fluido de Perforación– Diseñado para operar practicamente con todo tipo de fluidos como agua fresca y

salada, base a aceite, lodos con aditivos para controlar la viscosidad o lasperdidas de circulación, o con gas nitrogeno

– Se recomienda el realineado o recontrucción de los estatores que trabajen en fluidos agresivos como los basados en hidrocarburos que pueden ser dañinospara el elastómero

• Lodo emulsion Invertida, Envirovert, Enviro-drill, Cutter-D, Underbalanced Diesel, Diesel, Native Crude, Drill Sol, Nitrogen, Potassium Silicate, Oil, Pureoil 2000, Aphron

– El alto contenido de chlorines puede causar daños internos a los componentes– Mantener el contenido de solidos debajo de 5%– Mantener el contenido de arena debajo de 0.5%


• Presión Diferencial


– Diferencia entre la presion del sistema cuando el motor se encuentraen fondo (bajo carga) y fuera de fondo (sin carga)

– Una caida de presión excesiva a travéz del rotor y estator causará un desgaste prematuro (chunking), o un desempeño pobre

debe ser usada para evitar

• Under-balanced Drilling (UBD / CPD)– Una proporción adecuada de gas/liquido

daños al motor (siempre necesita parte liquida para enfriar y lubricar)

– Bajo condiciones de alta presipenetrar/permear hacia la goma

ón, el gas nitrógeno puededel estator y expandirse cuando se

viaja fuera del hoyo causando el hinchado y erosion total del estator ( efecto de descompresion)


Fallas de Motores en Operaciones UBD / CPD

– Impregnación del Nitrogeno

– Inflado del Estator

• Temperatura

• Incompatibilidad del Fluido

– Operación en seco (faseliquida ausente)

– Sobre aceleración / Over-speeding


Rasgos Operacionales

• Estabilización

• Offset Kick Pad

• Rotor Bypass


Estabilización

• Puede mejorar mucho el control de la centricidaddel hoyo (rectitud)

– Screw-on stabilizer (camisa estabilizadaroscada sobre el cuerpo del motor)

– Integral blade stabilizers (Estabilizador de Aletas Integrales)


Offset Kick Pad / Camisa - Almohada de empuje o pateo Orientada

• Adjustable pad se coloca directamente debajo del bend housing

• Se orienta con el centro del pad en el lado bajo del bend ( ajuste del motor o codo)

• Provee un punto de pivote bajo en el motor para aumentar la capacidad de construir o build rate.


Rotor Bypass

• Aumenta la tasa de flujo máxima quese permite pasar por la sección de poder

• Divierte el flujo a travéz del centro del rotor por medio de un puerto de chorro(jet)

• Todos los motores multi-lobular desde3 3/8’’ y mayores poseen rotores quepueden usar este puerto

• Puede ser instalado en el campo en caso de requerir


Problemas de la Perforación Direccional

• Aumento repentino de presión

• Caida repentina de presión

• Caida repentina en la tasa de penetración (ROP)


Aumento repentino de presión

• Represionamiento del Motor

• Taponamiento del motor o la mecha

• Hoyo bajo calibre / Under-gauge (tight) hole


Caida repentina de presión

• Válvula Dump sub atascada en posición abierta

• Estator desgastado o dañado

• Sarta lavada (String washout) / desenrosque(twist-off)

• Pérdida de circulación (sin retorno)

• Arremetida de Gas (Gas Kick)


Pérdida en la tasa de Penetración

• Mecha gastada (Bit worn) / embolada (balled up)

• Estator gastado (Worn stator) / motor débil o flocho (weak motor)

• Motor represionado

• Cambio de Formación

• Sarta / Estabilizador colgado (hang-up)

OppositeHyp

81) Sin 20 = Hyp

82) .3420 = Hyp

83) Hyp = 0.3420

4) Hyp = 23.3918

Opp1) Sin 20 = 23.3918

Opp2) .3420 = 23.3918

3) Opp =

4) Opp = 8.0000

81) Sin Q = 23.3918

2) Sin Q = 0.3420

3) Q = 19.998820

9 Possible Trig Scenarios

SOH Sin =

.3420 x 23.3918

First Scenario

Third Scenario

Rounded Off =

Second Scenario

AdjHyp

21.98111) Cos 20 = Hyp

21.98112) .9397 = Hyp

21.98113) Hyp = 0.9397

4) Hyp = 23.3916

Adj1) Cos 20 = 23.3916

Adj2) .9397 = 23.3916

3) Adj =

4) Adj = 21.9811

21.98111) Cos Q = 23.3918

2) Cos Q = 0.9397

3) Q = 20.0000

Third Scenario

Second Scenario

.9397 x 23.3916


CAH Cos =First Scenario

OppAdj

Opp1) Tan 20 = 21.9811

Opp2) .3640 = 21.9811

3) Opp =

4) Opp = 8.0011

8.00001) Tan 20 = Adj

8.00002) 0.364 Adj

3) Adj = 8.00000.364

4) Adj = 21.978

81) Tan Q = 21.9811

2) Tan Q = 0.3639

3) Q = 19.996420


TOA TOA =First Scenario

Third Scenario

21.9811 x .3640

Rounded Off =

Second Scenario

Trigonometria Basica Calculos Matematicos Basicos

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QF-GEN-F000? Call Rob for number. Rev. 2

L3-COM-CA-QF-GEN-F000? Page 1 of 8

Comprendiendo la Trigonometria

Con conocimientos básicos, la trigonometría es fácil. Existen sólo 3 funciones de trigonometría. La parte complicada es poder identificar cuál función aplica. Hay tres números que se usan en cada función. Dos deben ya existir o ser conocidos y es un tercero el número que es calculado. Ésta es la base de la trigonometría. Las topicos siguientes cubren los elementos esenciales para aquéllos que tienen dificultades con la matemática.

Triangulo Basico Para poder usar una función de trigonometría, uno de los tres ángulos en el triángulo tiene que ser de 90 grados. Esta esquina de 90 grados se llama ángulo recto. Los tres lados en un triángulo de ángulo recto son el adyacente, el opuesto y la hipotenusa. El lado del triángulo más fácil de identificar es la hipotenusa. Es el lado más largo de un triángulo y siempre se denominará como hipotenusa. Los lados adyacentes y opuestos no son fijos. Sus nombres estarán relativos a que esquina del triángulo a la que están refiriéndose. El lado opuesto siempre es el contrario al ángulo que se está usando o se está intentando de encontrar o calcular (nunca el ángulo recto). El lado adyacente es el lado que queda o sobra lateral. Para claridad, hay dos diagramas debajo. Noten que cuando el ángulo de referencia cambia, los lados opuestos y adyacentes también cambian. Example # 1

Hipotenusa

Adyacente

Opuesto (Simpre es el lado mas largo del triangulo) (Siempre es el lado

opuesto al agulo que se trata de determinar o

calcular)

(el lado que sobra o queda)

a

El angulo que esta siendo calculado

Angulo recto del triangulo





Example # 2

Formulas Trigonométricas En trigonometria, hay sólo tres funciones básicas. Son el seno, el coseno y la tangente. Para simplicidad, se nombran normalmente como sen, cos y tan. Al usar una de estas tres funciones, la fórmula necesita un ángulo y un lado. El lado que se está tratando de determinar o calcular determinará cuál fórmula deberá usarse. Hay una frase que se usa para ayudar que recuerda las funciones arregladas. De una manera fonética, lea a lo siguiente como:

SOH CAH TOA Está da pie para:: Usando estas formulas, a continuación se muestra la resolución de las funciones trigométricas.

Hipotenusa Adyacente

Opuesto

(Simpre es el lado mas largo del triangulo)

(Siempre es el lado opuesto al agulo que se trata de determinar o calcular)

(el lado que sobra o queda)

a

El angulo que esta siendo calculado

Angulo recto del triangulo

Sen = Opuesto Hipotenusa Cos =

Adyacente Side Hipotenusa Tan =

Opuesto Adyacente





Ejemplo de Trigonometria Usando el Seno

64�

A

74

OpuestoHipotenusa

Sen =

A 74 Sin 64 =

.898794 = A 74

.898794 x 74 = A

A = 66.51





Ejemplo de Trigonometria Usando el Cosene

58�

B82

Adyacente Hipotenusa

Cos =

B 82 Cos 58 =

.529919 = B 82

.529919 x 82 = B

B = 43.45





Ejemplo de Trigonometria Usando la Tangente

51�

26

A

Opuesto Adyacente

Tan =

A 26 Tan 51 =

1.234897 = A 26

1.234897 x 26 = A

A = 32.11





Formulas Trigonométricas Inversas Ahora que las tres fórmulas básicas se han cubierto, debemos cubrir las funciones inversas. Éstas son las mismas funciones y las mismas fórmulas. La diferencia radica en que cuando se usan las funciones inversas cada pregunta involucrará dos lados y es el ángulo el que es calculado. En la mayoría de las calculadoras, el inverso se nota o por un A o un -1. Como un ejemplo, el inverso de Seno sería ASen o Sen� ¹. A continuación usando las funciones inversas, muestran unos ejemplos resolviendo las funciones de trigonometría.

Ejemplo Trigonometria Usando el Inverso del Seno

a

58

74

Opuesto Hipotenusa

Sen a =

58 74

.783784

51.61�

Sen a =

Sin a =

a =





Ejemplo Trigonometria Usando el Inverso del Cosene

a 41

93

Adyacente Hipotenusa Cos a =

41 93

.440860

63.84�

Cos a =

Cos a =

a =





Ejemplo Trigonometria Usando el Inverso de la Tangente

a 18

54

Opuesto Adyacente Tan a =

54 18

3.000000

71.57�

Tan a =

Tan a =

a =

140 – Directional Drilling I Suplemento de Problemas de Trigonometría

Answers: #1 – B = 34.64 C=40, #2 – A=22.36 W=48.19°, #3 – B=25.98 W=30° #4 – A=10.92 C=31.93

Con la información suminstrada debajo, calcule los lados o ángulo que falte en el triangulo:

# A B C W 1 20 30 2 20 30 3 15 30 4 30 20

Para bonificación adicional:

# A B C W 1 10 60 2 10 15 3 15 20 4 30 70

C

A

W

B

Directional Drilling I Course #140

Self-Study #1 Rev1

Nombre: ________________

Fecha: ________________

Puntuación:________________(21 total points)

2 Self-Study #1 Rev1

Seleccione la MEJOR(ES) respuesta(s) para cada pregunta basado en la directivas dadas.

1. Identifique todas las aplicacciones comunes a la perforacion direccional de la lista siguiente: Escoja todas las que apliquen

A. Multiples pozos desde una estructura costa fuera B. Correlacion Estratigrafica C. Evaluacion Cualitativa de los Fluidos de la Formacion D. Sidetracking / Desvio E. Control de la verticalidad de pozos F. Prediccion de presiones de poros anormales G. Perforacion de pozos horizontales de rango/alcance extendido / extended reach H. Locaciones Inaccesibles I. Perforacion Bajo Balance / Under-balanced drilling

2. Si la mecha se detiene debido a un peso excesivo (WOB) y la seccion de poder del motor no es capaz de proveer suficiente energia (torque) para girar, el motor eventualmente:

Escoja todas las que apliquen A. perdera la circulacion B. se dañará /chunk C. represionará D. desenroscará

3. Un Motor de Baja RPM/ Alto Torque (Low Speed /High Torque) mud tipicamnete tiene: Escoja todas las que apliquen

A. Configuration de lobulos rotor/stator de 1:1 B. Configuration de lobulos rotor/stator de 1:2 C. Configuration de lobulos rotor/stator de 4:5 D. Configuration de lobulos rotor/stator de 7:8

4. Para un ensamblaje de perforacion conventional rotaria mostrado debajo, un aumento del peso sobre la mecha (weight on bit ) causará que la inclinación:

A. Aumente B. Disminuya C. Se mantenga igual

5. Para un ensamblaje de perforacion conventional rotaria mostrado debajo, un aumento del peso sobre la mecha (weight on bit ) causará que la inclinación:

B. Aumente B. Disminuya C. Se mantenga igual


6. Para un ensamblaje de perforacion convencional rotaria mostrado debajo, un aumento del peso sobre la mecha (weight on bit ) causará que la inclinación:

A. Aumente B. Disminuya C. Se mantenga igual

7. V F ComDrill™ es el diseño original de los motores de rodamiento lubricado en aceite (sellados) y PrecisionDrill™ es el diseño de rodamientos lubricados por lodo

8. V F El sistema Revolution™ permite perforar el hoyo hacia el objetivo con solo rotaria.

9. V F El sistema Revolution™ tiene diseño de push-the-bit (empujar la mecha)

Haga coincidir las partes del motor con su funcion.

A. Dump Sub B. Power Section C. Drive Assembly D. Adjustable Assembly E. Bearing Assembly

10. ___ Convierte la rotacion eccentrica del rotor en rotacion concentrica.

11. ___ Permite ajustar el angulo de doblez / bend del motor, lo que permite a su vez controlar la tasa de construccion de angulo del motor.

12. ___ Convierte la fuerza hudraulica del fluido de perforacion en fuerza mecanica para girar la mecha.

13. ___ Transmite las cargas axiales, radiales de la mecha a la sarta de perforacion.

14. ___ Permite llenar la sarta cuando se baja tuberia al hoyo en la corrida y drenarla cuando se saca del hoyo.


Para el Motor de 6 ¾” MN4518, determine lo siguiente:

15. La tasa de construir BUR si el motor setting es de “F” y el diam. hoyo es de 216 mm / 8 ½”

___ °/30m or °/100ft

La tasa de flujo es 1,710L/min y la presion diferencial es de3,000 kPa. Determine:

16. Bit speed: _____ rpm

17. Torque: _____ N-m

18. Full load: _____ kPa

La tasa de flujo es 450 gpm y la presion diferencial es de 400 psi. Determine:

16. Bit speed: _____ rpm

17. Torque: _____ ft-lb

18. Full load: _____ psi


19. V F La maxima temperatura operative estandar del motor es 105°C / 219°F.

20. La velocidad maxima de la mesa rotaria para un motor con configuracion de 1.5° es:Escoja todas las que apliquen

A. 30 rpm B. 45 rpm C. 60 rpm D. 80 rpm

21. Las causas mas comunes de una caida de presion repentina son: Escoja todas las que apliquen

A. Desgaste /embolado de la mecha B. Valvula Dump sub atascada abierta C. Estator gastado/motor debil D. Arremetida de Gas E. Motor represionado F. Lavado de tuberia / desenrosque G. Cambio de Formacion H. Perdida de circulacion I. Colgamiento de Sarta / estabilizador

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Directional Drilling IRegistros Direccionales y MWD

Revision 5


Objetivos de los registros direccionales

• Determinar ubicación del hoyo

• Monitorear la trayectoria del pozo para asegurar la intercepción del objetivo

• Orientación de las herramientas direccionales de deflección

• Anti-colisión

• Determinar la TVD

• Evaluar la severidad de la pata de perro/dogleg del hoyo

• Llenar los requerimientos regulatorios


Aplicaciones del Sensor Direccional

– Los sensores direccionales miden:

• Survey Data (Estático óDinámico)

– Inclinación

– Dirección del Hoyo (Azimuth)

• Steering Data/ navegacional(Dinámica)

– Toolface Magnético

– Toolface Gravitacional


Qué es un Survey?

• Un survey, o en forma más apropiada “Estación de Survey”, cuenta con los siguientes componentes:

– Inclinación.

– Dirección del Pozo (Azimut).

– Profundidad Medida.

• La más alta calidad de un survey se obtiene con una medición estática.

• La información del Survey le informa al perforador direccional donde el hueco se encontraba.

• La inclinación y dirección son mediciones hechas abajo en el agujero con sensores direccionales.

• La Profundidad Medida es una medida que se realiza desde la superficie, algunas veces monitoreando la profundidad


Inclinación

• Inclinación es el ángulo medido en grados por el cual el pozo o el eje del instrumento que toma la medición varia de la línea vertical.

• Una inclinación 0° seria totalmente vertical.

• Una inclinación de 90° seria horizontal.


Dirección del Pozo

• La Dirección del Pozo es el ángulo, medido en grados, del componente horizontal del pozo o del eje del sensor direccional desde una referencia al norte conocida

• Esta referencia es norte verdadero o norte grid, y se mide por convención en sentido horario

• La dirección del pozo se mide en grados y se puede expresar en azimut (0° a 360°) o en forma de cuadrantes (NE, SE, NW, SW).


Profundidad Medida

• La profundidad medida se refiere a la longitud actual del agujero perforado desde un punto en la superficie (piso de perforación) a cualquier punto del pozo.


Qué es Steering Data?

• Steering / Navegacional, o toolface data, es la información dinámica y le comunica al perforador direccional la posición del ajuste del motor de fondo.

• La orientación del ajuste a la posición deseada le permite controlar la trayectoria que va a seguir el pozo.

• Existen dos tipos de toolface data

– Magnético

– Highside (Gravitacional)


Magnetic Toolface

• Cara de Herramienta Magnético es la dirección, en el plano horizontal, a la que el ajuste del motor de fondo esta apuntando relativo al norte de referencia

• Toolface Magnético = Dir Probe ToolfaceMag + Corrección + Toolface Offset

• Toolface Magnético es típicamente usado cuando la inclinación del agujero es menor a 5°.

• La lectura del toolface magnético toolface es cualquier dirección magnética a la que el toolface esta apuntado.


Gravity Toolface

• El toolface gravitacional es la distancia angular que la linea del motor de fondo se movió, sobre el eje de la herramienta, en relación al highside del pozo. (pto alto del pozo)

• Toolface Gravitacional = Dir Probe Toolface Gravitacional + Toolface Offset

• Si la inclinación del pozo es mayor a 5°, entonces los toolfacegravitacionales pueden utilizarse.

• El toolface estará referenciado al highside de la herramienta direccional (probe), sin importar la dirección del pozo en el momento de tomar la medición.

• El toolface será presentado en un numero de grados o a la izquierda o a la derecha del highside.


Gravity Toolface

• Por ejemplo, un toolface que apunte al highside de la herramienta tendría un toolfacegravitacional de 0°.

• Un toolface que apunta a la posición baja presentara una cara de herramienta gravitacional de 180°.

• Si la sonda en posición alta se rota a la derecha, la cara de la herramienta gravitacional presentara 70° a la derecha.


Dispositivos de Registros Direccionales

• Dos tipos principales de dispositivos de surveys:

• Magnético

– Single Shot

– Multishot

– Steering tool

– MWD

• Giroscópico

– Orientation tools

– Conventional

– Rate Gyros


Compás Magnético Flotante

• El compás mecánico usa una tarjetacompás que se auto orienta hacia el norte magnético, similar a una agujamagnética inmantada, que siempreapunta al norte magnético

• La tarjeta compás usa un magneto queesta atado a esta para obtener suorientación. Según el magneto esatraido al norte magnético la direcciónpuede ser leida

• La Inclinación es medida mediante un pendulo o un dispositivo de flotacion

• En el dispositivo de flotación, el flotadores suspendido en un fluido que permiteal tubo del instrumento moverselibremente según cambie la inclinación


Ejes de Magnetómetros y Acelerómetros electrónicos

• “El eje “Z” se encuentra a lo largo de la herramienta del sensor direccional (axial plane)

• “X” e “Y” estan en un plano de cruce-axial y son perpendiculares entre ellos y tambien al eje “Z”.

• El “Highside” esta alineado con el eje “X”.

• Los tres ejes son ortogonales entre ellos. (90° entre ellos)


Aplicación del Giroscopio

• El instrumento de survey Giroscópico ofrece una medición muy precisade la trayectoria y/o posición del hoyo bajo influecias magnéticasextrañas, como son hoyos entubados, tuberia de producción, o en presencia de pozos vecinos

• Los sensores Giroscópicos pueden ser clasificados en tres categorias:

• Free gyroscopes (convencionales)

• Rate gyroscopes

• Inertial navigation systems


Campo Gravitacional de la Tierra

• La dirección del campo gravitacional de la tierra se define como una “vertical”

• El vector de la gravedadsiempre estará perpendicular a la superficie de la tierra

• Este es esencialmente de 1.0 g independiente de la ubicación

1 gravity


Campo Magnético de la Tierra

• El centro exterior del núcleo de la tierra contiene hierro, nickel y cobalto que son ferromagnéticosen forma de plasma.

• La tierra puede ser consideradacomo una barra magnética largacon su centro alineado de norte a sur en su eje de rotación, el movimiento rotacional genera el campo magnetico como un dinamo (Geomagnetic Dynamo Theory)

• Aunque la dirección del campo esel norte magnético, Las lineas de fuerza del campo estan paralelasa la superficie en el ecuador y apuntaran perpendicular haciadentro de la tierra en en nortemagnetico.


Componentes del Campo Magnético de la Tierra

• M = Magnetic North direction (Norte Magnetico)

• N = True North direction ( Norte Verdaderoo Geografico)

• Btotal = Magnitud o Fuerza Total del campo magnetico local

• Bv = Componente Vertical del campo magnetcio local

• Bh = Componente Horizontal del campo magnetcio local

• Dip = Dip angle ( angulo de la pendienteMagnetica ) angulo entre la linea de flujomagnetico local y la superficie horizontal

• Dec = Variacion angular entre la direccionde la componente horizontal del campo magnetico local y el norte geografico o verdadero

• Gtotal = Fuerza Total del Campo Gravitacional de la Tierra


Angulo Dip versus la Latitud

• Las lineas del flujo magneticocaen perpendicularmente (90°)sobre la superficie de la tierra en los polos magneticos

• Las lineas del flujo magneticocaen paralelas (0°) sobre la superficie de la tierra en el ecuadormagnetico

• El angulo de la pendientemagentica (Dip Angle) aumentasegun aumenta la Latitud

• Según el dip angle aumente la intensidad de la componentehorizontal del campo magnéticode la tierra disminuirá


Angulo Dip versus la Latitud

• En el ecuador magnético, Bh = Btotal, Bv = 0

• En los polos magnéticos, Bh = 0, Bv= Btotal

• Bh es la proyección (usando el dip angle) de Btotal en un planohorizontal

Bh = Btotal

Bv = Btotal Bh = 0

Bh = Btotal(cos Dip)

Btotal

Bv = Btotal(sin Dip)


Movimiento de los Polos Magnéticos (1945 – 2000)

PoleNorte

PoleSur


Declinación Magnética

• Movimientos complejos de fluidos (plasma) en el núcleo externo provocan que el campo magnético de la tierra cambie lento e impredeciblemente.

• La posición de los polos magnéticos también cambia en el tiempo.

• Sin embargo se pueden compensar estas variaciones aplicando una corrección (declinación) al surveymagnético que tiene como referencia el norte verdadero.


True North / Norte Verdadero o Geográfico

• El Norte Verdadero o norte geográfico esta alineado con el eje de rotación de la tierra

• El Norte Verdadero no se mueve, haciéndolo así una referencia perfecta.

• Un survey referenciado al norte verdadero será valido hoy y en cualquier otro momento en el futuro.

• La corrección que se aplica para cambiar de norte magnético a norte verdadero se le conoce como declinación.


Aplicando la Declinación

• Para convertir del Norte Magnetico a el Norte Geográfico, La Declinación debe ser añadida:

• Dirección Verdadera = Dirección Magnética + Declinación

• Nota Importante :

–La Declinación Este es Positiva & la DeclinaciónOeste es Negativa para ambos hemiferios norte y sur


Aplicando una Declinación Este

• Una declinación este significa que el norte magnético se encuentra al este del norte geográfico o verdadero

• Por ejemplo, si la dirección del hoyo esde 75° al norte magnético y la declinación es de 5° este, la dirección al norte verdadero o geográfico se calculará como:

True Direction = Magnetic Direction + Declination

80° = 75° + (+5°)


Aplicando una Declinación Oeste

• Una declinación oeste significa que el norte magnético se encuentra al oestedel norte geográfico o verdadero

• Por ejemplo, si la dirección del hoyo esde 120° al norte magnético y la declinación es de 5° oeste, la direcciónverdadera se calculará como:

True Direction = Magnetic Direction + Declination

115° = 120° + (-5°)


Implicaciones de una Declinación Incorrecta

• Desde que la declinación es una adición en grados de corrección a la dirección magnética del hoyo, cualquiererror cometido con la declinación tendrá graves consecuencias.

• Por ejemplo, si usted intenta aplicar +18° de declinaciónpero en su lugar aplica -18 ° de declinación, entonces la dirección del hoyo reportada tendrá un error de 36°!

• Este error pudiera no ser detectado hasta que la data no se compare contra una data de fuentes independientes


Convergencia de Grilla/Cuadricula (Grid Convergence)

• Corrige la distorción causada por la proyección de la superficie curva de la tierra en un mapa plano

• Esta correccion se vuelve mas severa al moverse del ecuador hacia los polos

• Dos métodos de proyección máscomunes son Mercator y Lambert


Proyección Grid UTM

• En la proyección Grid Universal Transverse Mercator, la tierra se divide en 60 (sesenta) cuadrículas, o zonas de 6°cada una


Zonas Grid

• Un meridiano central divide en dos cada zona grid de 6°

• Cada meridiano central estáalineado a el norte verdadero o geográfico

• Directamente en la linea del meridiano central o del ecuador la corrección de convergencia (grid correction) será igual a CERO (0)

Convergence is zero here


Grid Zones

Maximum Grid Correction• La Correccion porconvergencia aumenta amedida que la ubicacion semueve lejos del meridianocentral y del ecuador

• La convergencia no podrá sermayor a +/-3°, de lo contrariose ha escogido un meridianocentral o zona grid incorrecta


Grid Zones

• Para coordenadasrectangulares, se hanestablecido valoresarbitrarios porconvención (poracuerdo) dentro de cada zona grid


Aplicando la correción por Convergencía

• Para convertir de True North a Grid North (norteverdadero a norte grid), la Convergencía debe ser sustraida:

• Dirección Grid = Dirección Verdadera – Convergencía

• Nota Importante :

–La Convergencia Este es Positiva & la ConvergenciaOeste es Negativa en el Hemisferio Norte

–La Convergencia Este es Negativa & la ConvergenciaOeste es Positiva en el Hemisferio Sur


Aplicando la correción por Convergencía Este

• Una convergencia este significaque el norte grid está al este del norte verdadero

• Por ejemplo, si la dirección del hoyo al norte verdadero es de 70°y la convergencia es de 3° al este, la dirección al norte grid se puedecalcular como:

Grid Direction = True North -Convergencia

67° = 70° - (+3°)


Aplicando la correción por Convergencía Oeste

• Una convergencia oeste significaque el norte grid está al oeste del norte verdadero

• Por ejemplo, si la dirección del hoyo al norte verdadero es de 120° y la convergencía es de 3°oeste, la dirección del norte grid se puede calcular como:

Grid Direction = True Direction -Convergencia

123° = 120° - (-3°)


Aplicando la Declinación y la ConvergencíaSimultaneamente

• Reemplace la fórmula para la direccióntrue north en la ecuación de la dirección del norte grid north y obtenemos la siguiente fórmula:

• Dirección Grid = Dirección Magnética+ Declinación – Convergencía

• (Declinación – Convergencía) tambiénse llama Total Correction

• Si la declinación magnética es de 5° al este y la convergencía grid es de 3°oeste, y la dirección magnética es de 130°, entonces la dirección grid se calcula como:138° = 130° + (+5°) - (-3°)


Comparación de la Proyecciones Grid (Cuadrícula)

• Las diferentes proyecciones genera vistas variables en lo que se refieren a la distancia, la forma, la escala y el área


Fuentes de Errores en la Inclinación en Tiempo Real

• Los factores siguientes pueden introducir errores en los valoresde inclinación del hoyo presentados al directional driller:

– Movimiento durante el survey (axial ó rotacional)

– Falla del acelerómetro ó asociada a la electrónica

– Calibración fuera de las especificaciones

– Precisión de la medición del Sensor

– Resolución transmisión en Tiempo Real


Fuentes de Errores en la Dirección (Azimuth) en Tiempo Real

• Los factores siguientes pueden introducir errores en los valores de dirección del hoyo presentados al directional driller directional driller:

– Interferencia Magnética (axial ó cross-axial)

– Falla de Magnetómetro falla de electrónica asociada

– Calibración fuera de especificaciones

– Acelerómetro “Dañado” (la inclinación y el highside toolface son partes del calculo de la dirección!)

– Error Matemático (con inclinaciones de 0° y de 90°)

– Precision de la medicion del Sensor

– Resolución de la transmision en tiempo real

– Dependiendo de los valores de Latitud, Inclinación, y Dirección del hoyo

– Una aplicacion incorrecta de la Declinación y/o la Convergencia


Comprobación de Calidad de la Inclinación

• La inclinación obtenida, concuerda con las acciones del perforador direccional?

• Se encuentra Gtotal dentro +/- 0.003 g de la Intensidad del Campo Gravitacional Local?

• Gtotal = (Gx2 + Gy2 + Gz2 ) 1/2

222 GzGyGxGtotal ��


Comprobación de Calidad de Azimuth

• El azimut obtenido, concuerda con las acciones del perforador direccional?

• Se encuentra Btotal dentro +/- 350 nT de la Intensidad del Campo Magnético Local?

Btotal = (Bx2 + By2 + Bz2 ) ½

• Se encuentra Gtotal dentro +/- 0.003 g de la Intensidad del Campo Gravitacional Local?

222 BzByBxBtotal ��


Criterio adicional para la aceptación de un survey

� �BtotalGtotalGzBzGyByGxBxASINMdip �

�� )()()(

• Se encuentra el Angulo Magnético (Dip) calculado en +/-0.3º del Angulo Magnético Local ?

• MDIP utiliza valores de los acelerómetros y magnetómetros pero no es tan sensible al criterio de aceptación como Gtotaly Btotal.

• Es posible que MDIP este fuera de especificación pero Gtotal y Btotal no lo están.

• NOTA: MDIP no debe ser utilizado como criterio de aceptación para descalificar un survey si Gtotal y Btotal se encuentran dentro de las especificaciones


Criterio de aceptación para un Survey

Gtotal = Local Gravity ±0.003 g

Btotal = Local Field ± 350nT

MDIP = Local Dip ± 0.3°

• Gtotal = (Gx2 + Gy2 +Gz2 ) 1/2

• Btotal = (Bx2 + By2 +Bz2 ) 1/2

(Bx * Gx) + (By * Gy) + (Bz * Gz)

• MDIP = ASIN {----------------------------------------------}

Gtotal * Btotal


�ontrol de calidad del Survey Ejemplo #1

• Dada la siguiente data de survey, decida si se encuentraentre los límites de control de calidad

• Local References: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355 nT Mdip = 75.20�

INC AZ Gtotal Btotal MDip

3.72 125.01 1.0012 58236 75.25

• Basado en sus observaciones, son los valores de la inclinación y el azimuth aceptables?






3.72 125.01 1.0012 58236 75.25

+0.0012 -119 -0.05


• SI / SI






5.01 127.33 1.0009 58001 74.84







5.01 127.33 1.0009 58001 74.84+0.0009 -354 -0.36


• SI / NO






8.52 125.34 0.9953 58150 74.28







8.52 125.34 0.9953 58150 74.28-0.0047 -205 -0.92

• Basado en sus observaciones, son los valores de la inclinación y el azimuth aceptables? NO / NO






17.13 129.88 1.0120 57623 73.44







17.13 129.88 1.0120 57623 73.44+0.0120 -732 -1.76

• Basado en sus observaciones, son los valores de la inclinación y el azimuth aceptables? NO / NO


Terminología usada en los Surveys



• Survey Station

– Ubicación a lo largo del hoyodonde se toman lasmediciones direccionales

• True Vertical Depth (TVD)

– Es la proyeccion de la trayectoria del hoyo en el plano vertical

• Measured Depth (MD) Prof. Medida

– La distancia real recorrida a lo largo del hoyo

• Course Length (CL) Largo del Curso

– La distancia medidarecorrida entre dos survey stations



• Horizontal Displacement (HD) / Desplazamiento Horizontal

– La Proyección del hoyo en el planohorizontal

– La distancia horizontal desde el wellhead hasta la ultima survey station

– Tambien se le llama Closure ( Cierre)

• Latitud (Northing)

– La distance recorrida en la direccionnorte-sur en el plano horizontal

– Al Norte es positiva, al Sur es negativa

• Departure (Easting) Longitud

– La distance recorrida en la direccioneste-oeste en el plano horizontal

– Este es positiva, Oeste es negativa



• Target Direction / Dirección del Objetivo

– La dirección en la propuesta del pozo

• Vertical Section (VS) / Sección V.– La proyección del

desplazamiento horizontal a lo largo de la dirección del objetivo/target direction

– La distancia horizontal recorridadesde el wellhead al target a lo largo del target direction

• Dogleg Severity (DLS) / Severidad de Pata’d’perro

– Un estimado normalizado (porejemplo en grados/100 pies) de toda la curvatura de unatrayectoria dada entre dos survey stations consecutivas



• Para determinar la sección vertical se deben conocer de antemanoel closure ( el desplazamiento horizontal), la direccion de cierre(closure direction), y el target direction (dir. Objetivo)

• La vertical section es un producto del desplazamiento horizontal por la diferencia entre la dirección del cierre (closure) y la del objetivo (target). Función Trigonométrica

VS = HD *cos (Target Direction –Closure Direction)


Proyección Vertical

• En la proyeccion vertical el perforador direccionalplotea la TVD versus la Sección Vertical

• La trayectoria del hoyo debepasar a travéz del espesor o cilindro del objetivo a lo largo de la dirección de la sección vertical de manerade que pueda alcanzar el objetivo en el plano

Kickoff Point

True

Ver

tical

Dept

h

Vertical Section

Tangent

Build Section

Locked in Section


Proyección Horizontal

• En la proyección horizontal el perforador direccional Plotea la Latitud versus Departure/Longitud

• La trayectoria del hoyo debe pasara travéz del radio del objetivohorizontal a lo largo de la dirección del objetivo propuestade menera que alcance el mismoen el plano horizontal

N

E

Latitude

Departure

ProposalDirection

Closure

Vertical Section

140 – Directional Drilling I – Terminology List_rev0.doc

140 – Directional Drilling I – Terminology List/ Spanish definition translationTerm Definition

Measured Depth (MD) La profundidad real del agujero medida a lo largo de la trayectoria del pozo perforado

True Vertical Depth (TVD) El largo total del agujero perforado proyectado en el plano vertical

Inclination (INC) El ángulo entre la vertical y el agujero perforado en el plano vertical

Azimuth (AZI) La dirección del hoyo perforado en referencia al norte verdadero o al norte grid en el plano horizontal

Magnetic Dip Angle (MDip, MagDip) El ángulo entre la fuerza del campo magnético horizontal (BH) y la fuerza del campo magnético total (BTotal)

Magnetic Field Strength (MField, Btotal) La magnitud total del campo magnético de la tierra en gauss o nanotesla para una ubicación particular en la tierra

Gravity/Highside Tool Face (GTF, HSTF) El ángulo entre la linea escriba / cara alta del motor de fondo y la cara alta / cima del agujero

Magnetic Tool Face (MTF) La dirección a la que la linea escriba / cara alta del motor fondo está apuntando en referencia al norte verdadero o norte grid

Course Length La distancia medida entre dos estaciones del survey

Vertical Section (VS) La distancia recorrida por el pozo perforado (proyectada) a lo largo de la direccion propuesta hacia el objetivo

Closure / Cierre La distancia en el plano horizontal del pozo desde la cabeza hasta la última estación del survey

Latitude (LAT) La distancia horizontal recorrida por el pozo perforado en la direccion Norte / Sur

Departure (DEP) La distancia horizontal recorrida por el pozo perforado en la direccion Este/Oeste

Magnetic Declination (MagDec) La diferencia en grados entre el norte magnético y el norte verdadero para una ubicación particular en la tierra

Convergence La diferencia en grados entre el norte verdadero y el norte grid (reja) para una ubicación particular en la tierra

Dog Leg Severity (DLS) El cambio angular total (inclinación y dirección del agujero) entre dos estaciones consecutivas de survey en grados por unidad normalizada de longitud

Etiquete el diagrama

A

B

D

E

Ubique los siguiente terminos en su linea apropiada. TVDKick Off Point Vertical Section Build Section Tangent section

A:

B:

C:

D:

E:

Vistade

PerfilC

N

E

Trayectoria

C

B

E

Ubique los siguiente terminos en su linea apropiada.Vertical Section Azimuth LatitudeVertical Section Closure Departure

A:

B:

C:

D:

E:

VistaHorizontal

A

D

TrayectoriaPropuesta

Nombre: ___________________

Convierta los siguiente formatos de cuadrante y azimuth:

1. azimuth 85 quadrant




5. azimuth quadrant S 45 W

6. azimuth quadrant N 75 E

7. azimuth quadrant S 55 E

8. azimuth quadrant N 15 W

Convierta las siguientes coordenadas rectangulares en coordenadas polares: Muestre los calculos de cada uno.

9. 55.57’ N 73.57’ E Closure = __________Azimuth = _________

10. 55.57’ S 73.57’ W Closure = __________Azimuth = __________

11. _____ N ______E Closure = 56.13 Azimuth = 296.45

12. _____N ______E Closure = 45.75 Azimuth = 109.14

Mot

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m)

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.821

15.7

2062

.748

.13

47.3

325

.50.

119

11.9

249

.94

RO

T-

-0

#VA

LUE

!#V

ALU

E!

#VA

LUE

!

Slid

es W

orks

heet

BH

A #

___

____

____

Sin

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No.

Sin

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Sur

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thIn

c.A

zm.

Slid

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B.U

.R./

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B.U

.R./

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C @

Bit

T.F.

Set

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From

ToTo

tal

Slid

e

Slid

eA

bove

/B

elow

Slid

es W

orks

heet

BH

A #

___

____

____

DD Trig Calculations_rev4.doc

Calculation: Slide vs Rotate

Distance to Slide = (Joint Length) * ((BR Proposed – BR Rotating) / (BR Sliding – BR Rotating))

Distance to Slide = (BR Required / BR Actual) * (Joint Length)

Build Rate Required = [(Sin Inc TGT) – (Sin Inc Present)] * 1719m (or 5,730’) TVD TGT – TVD Present

Rate of Build = ((Cos TF Setting) * (Expected D/L Motor) * (Meters Set)) / 30m (or 100’)

Rate of Turn = ((Sin TF Setting) * (Expected D/L Motor) * (Sin Inc)) / 30 m (or 100’)

BR Actual = (Inc Present – Inc Previous) / Course Length

Bit Inclination = (BR Actual * Bend to Bit Distance) + Inc Present

Radius = 1719 / BR Proposed (or 5,730’)

DLS = (30m or 100’ / CL) x cos-1[(sinINC1 x sinINC2) x cos(AZI2-AZI1) + (cosINC1 x cosINC2)]

Survey to Survey Calculations

Course Deviation = Course Length * (Sin IncAVG)

Latitude = Course Deviation * (Cos AzmAVG)

Departure = Course Deviation * (Sin AzmAVG)

TVD = Course Length * (Cos IncAVG)

Vertical Section = Closure Length * (Cos (AzmTGT – AzmClosure))

IncAVG = (IncPresent + IncPrevious) / 2

AzmAVG = (AzmPresent + AzmPrevious) / 2

Closure Direction = Atan (Departure/Latitude)

Closure = (Latitude2 + Departure2)1/2

COMO CALCULAR UN SLIDE SHEET Uno de los herramientas más importantes de un perforador direccional es la hoja de slide sheet. La hoja de slide sheet proporciona un registro escrito de toda la orientación del agujero en fondo. También permite a el perforador direccional poder proyectar con precisión a la mecha a través de los cálculos matemáticos. La hoja de slide también permite a otros perforar los futuros pozos según lo que se hizo y determinar el rendimiento de motor para el pozo dado.

Lo siguiente es una explicación de cómo la hoja de slide trabaja, así como lo que se registra en esta y las fórmulas que se requieren para hacer los cálculos. Cada paso completando la hoja de slide se describirá y se etiquetará en gran detalle. Toda la información para el pozo se alista debajo. En cada paso, las filas, columnas y céldas se han identificado para ayudar en las descripciones. Cada célda en la hoja de slide será identificada primero por el número de la fila seguido por el número de la columna. La Célda 1D como el ejemplo representa la casilla en la primera fila bajo la columna D. Como ayuda se describe cómo la hoja de slide se llena, cada fila se discutirá en detalle por completo y se describirá en orden secuencial.

La hoja de slide usada en este ejemplo es igual a la que que está impresa en el Programa First. La única diferencia entre las dos es que una columna se cambia. En la versión de la hoja de slide del programa First, una columna está allí para la configuración del motor de fondo. Ya que la configuración no se puede cambiar abajo en el agujero, entonces esta columna no se usa. Para los propósitos de la instruccion, se grabará la inclinación a la mecha por el momento en esta columna.

Lo siguiente es una descripción rápida de cada columna:

A B C D E F G H I J K L M N Measured

DepthSurveyDepth Inc Az

Mtsslideseen

BUR/m

BUR/30m

Inc @ Bit TF From To Total

1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - -

� Columna A: La longitud de cada cañería DP/ o heviwate a ser usada. � Columna B: La Profundidad a la que se encuentra la mecha. Incluye todas las

herramientas y cañerías. � Columna C: La profundidad a la que el survey se toma (generalmente 15. 19

metros detrás de la mecha. � Columna D: La inclinación que se graba a la profundidad del Survey, no la de la

mecha. � Columna E: El acimut que se graba a la profundidad del survey, de nuevo, no la

profundidad de la mecha. � Columna F: El total de cuántos metros/pies de slide que se han visto/hecho entre

el último survey y el Survey actual

� Columna G: Ésta es la tasa calculada a la que el motor está construyendo, calculado en la base de por cada metro.

� Columna H: Ésta es la tasa calculada a la que el motor está construyendo, calculado en la base de por cada 30 metros.

� Columna I: Ésta es la inclinación calculada a la mecha. Esta se usa más adelante en planeamiento del pozo.

� Columna J: Ésta es la dirección en la que el slide se realizó. Y puede ser un Tool Face magnético o Tool Face gravimétrico.

� Columna K: La profundidad a la que el slide empezó se graba en esta caja. Columna L: La profundidad a la que el slide terminó se graba en esta caja.

� Columna M: La cantidad de metros de slide que se realizaron se graba en esta caja.

� Columna N: Una columna libre que nos ayudará a separar las cantidades de slide según las estaciones Survey (esto se explicará después en mayor profundidad)

Para este ejemplo, toda la información del pozo se lista debajo,

Información del PozoMotor: Commander 6 ¾ LN7830 Hole Size: 216mm Build Rate: 10°/30 meters Kick Off Point: 920 meters Termination Angle: 90 Proposed Azimuth: 160° True North Motor Setting: 1.83°

Fila # 1 Comenzando un Kick Off

Usted perforó hasta alcanzar la profundidad del kick off point a 920 metros. Ocurrió que se obtuvo que el punto de Kick off cayó en una conexión. Para mantener la cosas simples, se decide comenzar el Kick off a la profundidad de la conexión. Es muy importante guardar notas buenas y hojas de slides buenas. En las secciones de construccion en pozos con tasas de construccion de ángulo altas, los surveys deben tomarse en cada conexión. Una vez que el estudio se toma, la inclinación y el acimut se graban en las columnas apropiadas (columnas D & E).


DepthSurveyDepth Inc Az M

seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - -

Paso # 1: Determinar cuanto slide hacer al punto de kick off

Al momento en que las herramientas simplemente se han armado en superficie, no hay ninguna manera de determinar lo que el motor producirá para las patas deperro (DL). En su lugar, en el libro de especificaciones del los motores solo le brindara una idea. En la página , del motor le dirá qué tipo de dogleg (BUR estimado) el motor producirá a las diferentes ajustes/ configuraciones de este. El grafico aqui desplegado es de un motor 6 ¾" LN7830. El tamaño del agujero que estamos taladrando es un 8 ½", con un ajuste de 1.83 grados.Mirando el grafico, se estima que el motor debe producir 12° / 30 metros. La tasa de construccion en la propuesta para este pozo es de 10° / 30 meters.

La formula para calcular cuanto slide se requiere es:

Or

La respuesta de 7.94 metros representa la cantidad slide que tendrá que realizar en un sencillo DP (single) para lograr una tasa de construcción (BUR) de 10 grados en el pozo.Redondeando, decidimos deslizar 8 metros en la dirección propuesta (23 magnético, célda 1J). Se grabó la longitud del slide en la célda 1M.A B C D E F G H I J K L M N

MeasuredDepth

SurveyDepth Inc Az M

seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 8

Well bore Diameter 216mm 222mm 251mm Adjustable

SettingBend Angle

8.5 in 8.75 in 9.875 in B .39 2 1 - C .78 4 4 1 D 1.15 7 7 4 E 1.5 10 9 6 F 1.83 12 11 9 G 2.12 14 14 11 H 2.38 16 15 13 I 2.6 18 17 14 J 2.77 19 18 16 K 2.9 20 19 16 L 2.97 20 20 17 M 3 21 20 17

Build Rate Requerido

MotorOutput

X Longitud de un Single

1012 X 9.53 (Cell 1A) = 7.94

Ya que el pozo se está perforando por un equipo con Kelly, todas los slides en este ejemplo empezarán a la conexion de la tuberia. En el ejemplo de hoja de slide la célda 1K se igualará a la 1B.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 8

Agregamos 8 metros al la profundidad medida del arranque ( Kick off) y escribimos este número en la célda 1L (920.5 metros + 8 metros = 928.5 metros, profundidad medida).



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8

Ya que éste es sólo el Kick off (puntapié o arranque), no hay nada más para calcular. Un slide de 8 metro fué hecho y el resto del single se rotó abajo.

Fila # 2 Paso # 1: Calculando el output (rendimiento) del motor

El siguiente sencillo perforado down (hasta fondo) hasta 929.27 metros (celda 2B). Nuestra herramienta de survey (donde se localizan los accelerometers y magnetómetros que miden inclinación y acimut en la sarta) se encuentra a 15 metros de la mecha. Los Surveys se toman a 1 metro de fondo, por lo que substraemos 16 metros (15 metros atrás + 1 metro fuera del fondo) de nuestra profundidad de la mecha para conseguir nuestra profundidad del Survey (columna C). En la fila #2, la profundidad de la mecha esta a 929.27 metros y la profundidad Survey de este sencillo esta a 913.27 metros. El punto de arranque o Kick off estaba a 920.50 metros. Por consiguiente, ningún slide se verá en este survey. Sin ver algun slide, no hay ninguna manera de influencia del motor de interes. Ningún cálculo podría hacerse a estas alturas en el pozo.

Paso # 2: Determinando cuanto se requiere de slide

Como se menciona en el paso #1, no hay modo alguno de calcular la influencia del motor de interes a estas alturas. Sin poder saber la tasa de construccion BUR (pata de perro) que el motor producirá, deben usarse los valores del libro. El cálculo que se usa para determinar cuánto deslizar es igual que en la Fila #1.

De nuevo, redondeando, decidimos deslizar 8 metros. El slide se graba igual que la fila número 1 y en la dirección originalmente propuesta. De nuevo, en este ejemplo el slide empieza siempre al principio del sencillo. Por consiguiente, 2K es igual a 2B. Debido a que estamos deslizando 8 metros de nuevo, agregamos 8 metros al principio del slide para calcular el fin del slide (929.97 (célda 2K) + 8 (célda 2M) = 937.97 (célda 2L)



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8

Fila # 3 Paso # 1: Calculando el slide visto

El próximo sencillo abajo es 939.48 metros (célda 3B) y la estación del estudio/survey es 923.48 metros (célula 3C). El survey se toma y se graban la inclinación y el acimut respectivamente en las celdas 3D y 3E. Desde que arrancamos el Kick off del pozo a 920.5 metros, sabemos que estaremos viendo solo 2.98 metros de slide. 923.48 (célda 3C) - 920.50 (célda 1K) = 2.98. Este número se entra en la célda 3F. El resto de la primer slide (de 923.48 a 928.5) se verá en el próximo survey. Para la facilidad de registrar y llevar la cuenta de cuánto slide se ha visto y cuánto se verá en el próximo survey, se escribirán 2.98 metros en la esquina superior a la mano izquierda de la celda 1N. El resto (8 (célda 1M) - 2.98 (célda 3F) = 5.02 ó los 928.5 (célda 1L) - 923.48 (célda 3C) = 5.02) se escribe en la esquina derecho al fondo de la celda1N.

10°12° X 9.47 (Cell 2A) = 7.89



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98

Paso # 2: Calculando el output (rendimiento) del motor

El próximo paso en fila #3 es calcular la tasa de construcción. La tasa de construcciónBUR nos dice simplemente cuan rápido el motor está construyendo. Esto se logra dividiendo el cambio en la inclinación por la cantidad de metros de slide que usted esta viendo en este sencillo. La fórmula para este cálculo es:

Inc Survey Actual – Inc Anterior survey Metros de Slide Vistos

= Build up Rate Por Metro

Substituyendo celda y numeros, la formula se vera como:

La respuesta a esta ecuacion se mete en la celda 3G. Para calcular el build up rate para 30 metros, justamente se multiplica este numero por 30.

Or

.48° / metros x 30 metros = 14.4° / 30m

El BUR calculado se mete en la celda 3H.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4

3D – 2D 1.85° - .43° 3F = 3G or 2.98 m = .48°/m

Build up rate por metro x 30 metros = build up rate por 30 metros

Paso # 3: Calculando la inclinación a la mecha

Ahora que tenemos el motor output calculado, es hora de calcular cual es la inclinacion a la mecha. ¡TODAS LAS PROYECCIONES FUTURAS TIENEN QUE HACERSE DESDE LA MECHA! La falla de no hacerlos asi podría producir una colision del pozo o perdida del objetivo Si un motor no está produciendo bastante BUR, se descubre fácilmente y se aumenta entonces la proporción/longitud del slide que compensara por las tasas bajas de construccion. Si se está perforando desde la estación del survey, para el momento cuando vea las bajas tasas de construccion, la inclinación a la mecha exigiría de medidas drásticas para poder compensar y salvar el pozo.

En el Paso #2 pudimos calcular el BUR basado en la cantidad de influencia que los 2.98 metros de slide tenían sobre nuestra inclinación. Ahora vamos a calcular que valor tendrá la inclinación a la mecha al usar la misma cantidad de influencia. Mirando la célda 1N sabemos que había 5.02 metros de slide que no hemos visto todavía. Además de eso, sabemos que no hemos visto aún los 8 metros de slide del segundo sencillo (célda 2M). Los metros totales de slide no vistos todavía serían los 5.02 (célda 1N) + 8 (célda 2M) = 13.02 metros de slide no vistos todavía. Sabemos que el BUR para este sencillo es de (.48° / metro (célda 3G)). Todo lo que tenemos que hacer es multiplicar y conseguiremos:

Metros de slide entre la estacion de survey y la

mecha. x

Rendimiento del Motor en °/metro

=

Grados de inclinacion entre la estacion de survey y

la mecha.

Or

13.02 metros x .48°/metro = 6.25°

Calculamos ahora que tenemos 6.25° de inclinación entre nuestra última estación de Survey y la mecha. Sabiendo esto, es fácil de calcular ahora la inclinación a la mecha. Todo lo que tenemos que hacer es sumar este número a la inclinación actual.

Grados entre la estación de survey y la mecha + inclinación del

ultimo survey = Inclinación a la mecha

Or

6.25° + 1.85° = 8.10°

Una vez que este número es calculado, es registra en la hoja de slide y se entra en el programa de registros como una extrapolación a la mecha. En la hoja de slide, se entra en la célda 3I .



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10

Paso # 4: Determinando cuanto se requiere de slide

Determinando cuántos metros para deslizar es lo mismo en todas las filas. Si está buscando las fórmulas, mire atrás a la Fila #1, Paso #1. La única diferencia es a estas alturas que estamos empezando a ver cuán rápido el motor realmente está construyendo. La misma fórmula se usa como en las filas 1 y 2, pero esta vez estaremos influenciados por el rendimiento del motor calculado en la fila #3. Usando un programa de survey o cálculos de mano, se calcula lo que se requiere para BUR para dar en el blanco / target (el calculo de tasa de construcción para dar en el blanco se cubre en el programa de planificación de pozos y no el de calculo de una hoja de slide). Después de que la planificación del pozo está completa, el BUR de 9.90°/30 se requiere para alcanzar el blanco/ target. El rendimiento del motor a estas alturas en el tiempo es de 14.4°/30 metros (calculado en fila 3). Sin embargo, éste es el primer slide en el pozo y a veces podría en este caso ser mayor el rendimiento del motor que el normal. Por esta razón en lugar de usar un 14.4 para el rendimiento del motor, vamos a usar 13°/30. Esto esta basado en un promedio general entre el valor del libro y el rendimiento de motor real (12°/30 valor según el libro y el rendimiento real del motor de 14.4°/30). La cantidad que vamos a deslizar es:

Deslizando en el lado de la cautela, decidimos delizar 7.5 metros en este sencillo. Como se describe antes, la información del slide se introduce apropiadamente



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

9.9°13° X 9.51 (Celda 3A) = 7.24 metros

Fila # 4 Cada fila que se completa será de la misma manera. Los pasos para calcular cuánto deslizarara siempre serán los mismos:

1. Calcular cuánta slide está viendo. 2. Calcular el rendimiento del motor (pata de perro o BUR) 3. Proyectar a la mecha. 4. Usar un programa de cálculo de survey, determinar el BUR requerido para pegar en el blanco (no esta cubierto en el uso de la hoja de slide). 5. Calcular cuánto deslizar.

Paso # 1: Calcular cuanto slide se ha visto

Justo como hemos hecho en el pasado, la primera cosa que registramos es el survey que fue tomado en la estacion de survey. En la fila 4 el survey resulta de 4.92° de inclinación y de 160.21° azimuth.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21

El paso uno es tomar el survey a la profundidad de 932.92 (celda 4C) y encontrar donde en la información de slide se encontrará esta profundidad. La profundidad actual esta localizada en el slide entre 929.97 y 937.97 (celda 2K y 2L). En este survey nosotros veremos desde 929.97 (el comienzo del slide) hasta 932.92 (profundidad del survey).Entonces podemos decir que veremos:

932.92 – 929.97 = 2.95 2.95 metros es cuantos metros de slide nosotros vamos a ver en este survey. De nuevo, nosotros escribiremos este numero en la parte esquina superior izquierda de la celda 2N.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21

Manteniendo las cosas simples nosotros escribiremos el recordatorio del slide en la esquina baja derecha de esta celda (8 – 2.95 = 5.05 metros).



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21

Sabemos que nuestro survey verá los 2.95 metros que nosotros simplemente hemos acabado de calcular. Mirando la célda 1N, sabemos también que habían 5.02 metros que quedaron por ver del survey anterior. Para calcular cuántos metros de slide se ven en este survey, debemos sumar los dos números (5.02 + 2.95 = 7.97). El número que acabamos de calcular simplemente es la cantidad de slide total que vamos a ver en este sencillo deslizado. Y se graba en la célda 4F.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97

Paso # 2: Calcular el rendimiento (output) del motor

Este paso tambien sera el mismo a travez de la hoja entera de slide. En summario, tomaremos el cambio en la inclinacion y la dividimos por los metros deslizados.

Una vez mas, este numero es escrito en la celda 4G



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39

4D – 3D 4.92° - 1.85° 4F = 4G or 7.97 m = .39°/m

En orden para obtener el build rate en una escala de /30 metros, justo se multiplica .39°/meter por los 30 metros (.39 x 30 = 11.7°). Este numero se escribe en la hoja de slide sheet en la celda 4H.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39 11.7

Paso # 3: Calculando la inclinacion a la mecha

En el Paso # 2, nosotros calculamos en la celda 2N que nosotros estamos viendo el tope de los 2.95 metros de slide en ese sencillo. Con esto en mente, nosotros sabemos que no estamos viendo el fondo de los 5.05 metros de slide. Nosotros tambien sabemos que no estamos viendo el ultimo slide (7.5 metros en la celda 3M). Para calcular cuanto slide tenemos por delante, tenemos justamente que adicionar a los dos en conjunto (5.05 + 7.5 = 12.55 meters). Esta cifra es cuantos metros de slide tenemos entre el ultimo survey y la mecha. Tambien sabemos cuán dificil el motor esta construyendo porque nosotros hemos estado calculandolo (filas G y H). He aqui la caja magica del directional driller. En lugar de usar el ultimo BUR de 11.7°/30 lo que heremos ahora es usar un average de lo que nostros pensamos que esta pasando hoyo abajo. Este sencillo produce 11.7°/30 de build rate, pero el sencillo anterior produjo 14.4°/30 de build rate. En este ejemplo, vamos a usar un average de los dos, pero pobdremos mas énfasis en el ultimo build rate. La razon para esto en este ejemplo es que en el primer survey solo son visto los primeros 2.98 metros de slide. El motor podría estar colocandose delante en el slide o podría influenciarse de otras maneras. El segundo Survey está viendo los 7.97 metros de slide. Hay más metros de slide para ver y esto hace que nuestros números entonces parezcan un poco más consistente que las pequeñas influencias y palmaditas. Al proyectar a la mecha en este ejemplo que vamos a usar una media de BUR de 12.5°/30 o .42° /meter. Sabiendo que tenemos 12.55 metros de slide delante de nosotros, y una media de BUR de .42° / metro, la matemática será como:

Metross de slide entre el survey station y la mecha. x

Rendimiento del Motor en °/metro

=

Grados de inclinacion entre el survey station y la

mecha.

Or

12.55 metros x .42°/metro = 5.27°

Calculamos ahora que tenemos 5.27° de inclinación entre nuestra última estación de survey y la mecha. Sabiendo esto, es fácil calcular la inclinación a la mecha. Todo lo que tenemos que hacer es sumar este número a la inclinación actual

Grados entre el survey station y la mecha + inclinación del

ultimo survey = Inclinación a la mecha

Or

Como con todos los pasos anteriores, la inclinación a la mecha se escribe en la hoja de slide en la celda 4I.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39 11.7 10.19

Paso # 4: Determinando cuanto deslizar

La inclinación a ala mecha se calcula y entra en su programa de calculo de Survey como una extrapolación. Esta extrapolación entonces se usa para calcular la tasa de construccion BUR exigida para dar en el blanco. En este ejemplo, el BUR requerido es 10.08°/30. Recordamos de proyectar a la mecha que el motor está produciendo un promedio de 12.5°/30. Usando los mismos cálculos como en las filas anteriores, concluimos:

5.27° + 4.92° = 10.19°

Build up Rate Requerido 10.08°/30

Motor Output X

Largodel

Sencillo=

Metros de Slide

Requeridosor

12.5°/30X 9.50 = 7.66

En nuestro habito de redondear este tipo de informacion, decidimos deslizar 7.5 metros. Esta informacion se escribe en la hoja de slide en la celda M4



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 7.5

Recordamos que los slides en este ejemplo comienzan al comienzo del sencillo, entonces la informacion se escribe en: K4



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 948.92 7.5

Nosotros adicionamos el largo del sencillo donde arrancamos, y resulta en: (L4)



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - - 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 948.92 956.42 7.5

Porque la dirección propuesta es de 160° acimut y estamos encaminandonos directamente en esa dirección vamos a seguir deslizando en esa dirección. Sin embargo, en los dos herramientas la de pulso y la de EM, nuestro tool face va a cambiar de una TF magnético a un TF gravimétrico. Ahora en lugar de deslizar a una dirección relacionada al norte magnético, vamos a deslizar respecto a una dirección relacionada a la gravedad. Puesto que queremos mantenernos construyendo inclinación, vamos a deslizar con una cara de la herramienta alta (HSTF) (o directamente cara arriba). Si quisiéramos voltear el hoyo ligeramente a la derecho, podríamos deslizar con un TF de 20R (20 grados a la derecha).

Si quisiéramos girar el pozo ligeramente a la izquierda, podríamos deslizar con un TF de 20L (20 grados a la izquierda).Este TF de la herramienta se graba en la hoja de la slide.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5

4 9.44 948.92 932.92 4.92 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

Fila # 5 A este tiempo, para este punto debe poderse deducir la mayoría de los cálculos y podemos movernos bastante rápido a través de esta fila. El survey resulta como 7.84° de inclinación y un acimut de 159.88°. Estos números se escriben en la hoja de slide y los cálculos comienzan.

Paso # 1: Calculando el slide visto

El survey a 942.42 metros cae entre el slide hecho desde 939.48 hasta 946.98 metros (celdas de 3K a 3L). 942.42 – 939.48 = 2.94. Este se escribe en la esquina superior izquierda de la celda 3N.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88

Estos 2.94 metros se sustraen del monto de slide de esta fila (7.5 metros), y se escriben en la esquina inferior derecha de la celda (7.5 – 2.94 = 4.56).



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88

En esta fila, sabemos que vamos a ver 2.94 metros (celda 3N), mas lo quedo sin ver del slide anterior (5.05 metros en la celda 2N). Los sumamos y nos resulta en total 2.94 + 5.05 = 7.99 metros. Este se escribe debajo en 5F.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99

Paso # 2: Calculamos el rendimiento del motor

Usando la formula, calculamos:

Este se llena en 5G: A B C D E F G H I J K L M N

MeasuredDepth

SurveyDepth Inc Az M

seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99 .36

5D – 4D 7.84° - 4.96° 5F = 5G or 7.99 m = .36°/m

Multiplicamos nuestro build rate por cada metro por los 30 para obtener nuestro build rate por 30 (.36 x 30) = 10.8°/30 metros. Este se llena en la hoja de slide:



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99 .36 10.8

Paso # 3: Calculamos la inclinación a la mecha

Sabiendo que hemos visto 2.94 metros de slide (célula 3N) en este slide, sabemos que hay todavía 4.56 metros dejados encima de que no hemos visto aún. También sabemos que no vemos aún el slide de 7.5 metros siguiente. Sumando estos dos números resultará en cuántos metros de slide tenemos entre nuestra estación Survey actual y la mecha. Sumaando los dos números obtenemos 4.56 metros + 7.5 metros = 12.06 metros de slide entre nuestra estación de survey y la mecha. Mirando la cifras de BUR, sería de un promedio de aproximadamente 11°/30 metros o .37° /metro. Multiplicando los números, obtendríamos .37° x 12.06 metros = 4.46° entre la estación de Survey y la mecha. Para calcular la inclinación a la mecha, sumamos los 4.46° al Survey presente de 7.84° y obtenemos una inclinación de 12.3° a la mecha. Este número se llena en la hoja slide.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99 .36 10.8 12.3

Paso # 4: Determinando cuanto deslizar

Una vez que la inclinación a la mecha es calculada siempre se inserta en el programa del estudio de Survey para ayudar con el calculo de la tasa de construcción BUR requerida para alcanzar el blanco. En la fila 5, BUR requerido se obtiene 10.33°/30. Recordamos de proyectar a la mecha que el motor está produciendo un promedio de 11°/30 o .37° /metro. Usando los mismos cálculos como en las filas anteriores, concluimos:

En nuestro habito de redondear este tipo de información, decidimos deslizar 9 metros de este sencillo. Este monto, asi como la profundidad de comienzo se llena en la hoja de slide.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99 .36 10.8 12.3 958.42 9

Los 9 metros son añadidos a la profundidad de comienzo, y se calcula el final del slide.



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99 .36 10.8 12.3 958.42 967.42 9

Build Rate Requerido 10.33°/30

Rendimientodel Motor

XLargo

delSencillo

=

MetrosRequerido

paraDeslizar

or11°/30

X 9.51 = 8.93

El ultimo item! Podemos decir con seguridad que estamos encaminados en la dirección correcta, por lo que vamos a continuar deslizando con una cara de la herramienta lateral alta ( HSTF).



seenBUR

/m BUR/30m


1 9.53 920.50 904.50 .23 160.33 - - - - 23 Mag 920.50 928.5 8 2.98 5.02

2 9.47 929.97 913.97 .43 160.67 - - - 3.63 23 Mag 929.97 937.97 8 2.95 5.05

3 9.51 939.48 923.48 1.85 161.01 2.98 .48 14.4 8.10 23 Mag 939.48 946.98 7.5 2.94 4.56

4 9.44 948.92 932.92 4.96 160.21 7.97 .39 11.7 10.19 HS 948.92 956.42 7.5

5 9.50 958.42 942.42 7.84 159.88 7.99 .36 10.8 12.3 HS 958.42 967.42 9

Conclusión sobre el Slide SheetHemos cubierto cada celda de la hoja de slide, incluyendo todas las formulas requeridas para poder completar la hoja de slide. No hay magia involucrada en la ejecución de estos cálculos, sólo el buen juicio cuando se requiere redondear las tasas de construcción (BUR) y anticiparse a lo que está pasando abajo en el agujero. No importa cual sea su nivel de experiencia, la proyección a la mecha es el paso crucial para determinar dónde estamos y lo que tiene que ser hecho para pegar en el blanco. Espero que esto sea de ayuda.

881

23

45

67

89

1011

1213

1415

16Su

rvey

Dep

thIn

clin

atio

nA

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Leng

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geIn

clin

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TVD

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Inc

Az

CL

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Inc

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74*

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(5)

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Sin

(6)

Dep

+ 1

2A

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13/1

1)sq

rt(11

^2+1

3^2)

15*C

os(P

D-1

4)

110

39.6

01.

8169

.92

1039

.43

6.17

10.5

610

.77

210

45.0

03.

0380

.47

5.40

2.42

75.2

05.

4010

44.8

30.

230.

066.

230.

2210

.78

59.9

812

.45

10.9

9

310

49.4

04.

0289

.06

4.40

3.53

84.7

74.

3910

49.2

20.

270.

026.

250.

2711

.05

60.5

012

.70

11.2

6

410

58.8

07.

8589

.65

9.40

5.94

89.3

69.

3510

58.5

70.

970.

016.

260.

9712

.02

62.4

813

.56

12.2

3

510

68.6

68.

3089

.90

610

78.5

49.

490

.12

710

88.2

910

.290

.05

810

97.6

114

.689

.8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

Prop

osal

Dire

ctio

n:A

vera

ge A

ngle

Sur

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Cal

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tion

Shee

t

881

23

45

67

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1213

1415

16Su

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Dep

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clin

atio

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zim

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osal

Dire

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vera

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Directional Drilling I Course #140

Self-Study #2 Rev2

Nombre: ________________

Fecha: ________________

Puntuación: ________________ (28 total points)


Seleccione la MEJOR respuesta(s) para cada pregunta basada en las directrices dadas.

Una los siguientes terminos con sus respectivas definiciones.

A. Departure/Longitud B. TVD - True Vertical Depth C. Latitud D. Vertical Section E. Horizontal Displacement

1. ___ La distancia horizontal recorrida por el pozo desde el cabezal del pozo hasta el objetivo a lo largo de la dirección del objetivo.

2. ___ La distancia horizontal desde el cabezal del pozo hasta la ultima estación de survey.

3. ___ La distancia recorrida por el pozo en la direccion este –oeste en el plano horizontal.

4. ___ La distancia recorrida por el pozo en la direccion norte – sur en el plano horizontal

5. ___ La proyección del recorrido del pozo en el plano vertical.

6. La Inclinación es calculada por las mediciones tomadas por los sensores: Escoja todas los que apliquen A. Magnetómetros B. Gravitómetros C. Potentiómetros D. Acelerómetros

7. Escoja el tipo de toolface que usarias para hacer el kick off desde un pozo vertical cuando no existe interferencia magnética.

A. HIGHSIDE (GRAVITY) B. MAGNETIC

Aplique 10 grados de declinación Este a la dirección magnética del hoyo que se muestra debajo. Muestre su trabajo para obtener credito total

MN TN

8. 109� ___


Etiquete cada eje según corresponda en el diagrama debajo:

9. El Eje B corresponda al ___________ en la herramienta de MWD. A. X-axis B. Y-axis C. Z-axis

10. El ángulo de la pendiente Magnetica (M. Dip Angle) en el norte magnético es 0�. A. VERDADERO B. FALSO

Aplique 22 grados de declinación Oeste a la dirección magnética del hoyo que se muestra debajo. Muestre su trabajo para obtener crédito total MN TN

11. 11� ___

12. La información del Toolface permite al perforador direccional controlar la trayectoria futura del agujero. A. VERDADERO B. FALSO

Corrija la siguiente dirección Norte Magnética del hoyo para la dirección Norte Grid al aplicar unos 15 grados de Declinación East Y unos 2 grados de Convergencia Oeste. Asuma que usted esta en el Hemisferio Norte. Muestre su trabajo para obtener crédito total MN GN

13. 257� ____

14. Cual es criterio limite preescrito para Gtotal? Incluya unidad de medida para crédito total

Escriba su respuesta aqui ________________________

MWDHighside

A

BC


15. V F Es posible tener un survey con buen azimuth y mala inclinación.

16. V F Es posible tener un survey con azimuth malo pero con buena inclinación.

17. V F La Sección Vertical es siempre mayor que el de cierre/closure.

18. V F El Closure puede ser un numero negativo o positivo.

19. Convertir de coordenadas rectangulares a polares Muestre su trabajo para obtener crédito total

0.00 N 10.00 W 18. Closure = ______ (ft or m) 19. Azimuth = ____°

20. El survey actual tiene una inclinación de 30°. Se ha visto un (1) metro (3 ft) de slide en HS. La cantidad de slide desde el punto del survey a la mecha es de 2 metros (6 ft). Si el rendimiento del motor (build rate) es de 3°/30 m (10°/100 ft), determine la inclinación a la mecha. Muestre su trabajo para obtener crédito total

The El survey actual tiene una inclinación de 30°. Se ha visto un (1) metro (3 ft) de slide en HS. El survey anterior tenia una inclinación de 28°, a 10 metros (30 ft) más arriba en el hoyo. La cantidad de slide desde el punto de survey a la mecha fue de 2 metros (6 ft). Determine:

21. El rendimiento BUR del motor :_______________(°/30m or °/100ft)

22. La Inclinación a la mecha: ______(°)

23. V F La formula usada para determinar el promedio de dos números es: (Primer número + Segundo número) 2

24. V F La inclinación del primer survey fue 30°. La inclinación del segundosurvey fue 26°. El promedio de la inclinación sera de 28°.


25. El programa de survey ha determinado que la tasa de construcción requerida para dar con el blanco es de 3°/30m (3°/100ft). La propuesta requiere build rates de 6°/30m (6°/100ft). Determinar la longitud del slide requerido en HS si el sencillo a perforar tiene 30ft(10m)

La cantidad de slide requerida es: ________________(m or ft)

26. La propuesta/well plan para el poso ha asumido que la elevación del KB es 300. El taladro o equipo contratado para perforar tiene una elevación de KB de 298.Cual de las siguientes podrían ser las acciones correctas a tomar antes de perforar el pozo?

Escoja todas las que apliquen A. Sustraer 2 de MD & TVD de la propuesta y entonces proceder a perforar el

pozoB. Adicionar 2 a MD & TVD a la propuesta y entonces proceder a perforar el

pozoC. Si el Company Man lo aprueba, no ajuste la propuesta proceda a perforar el

pozoD. Contacte su oficina y pregunte al Well Planner por que hay una diferencia y

deje que el resuelva el problema, y entonces proceda a perforar el pozo E. Contacte a su co-ordinator ya que la accion correctiva requerida no puede ser

resuelta en el taladro. No proceda a perforar el pozo F. Contacte a su co-ordinator porque existen dudas en como aplicar la corrección,

si es que existe alguna. No proceda con la perforación del pozo

27. V F Los Surveys y tool faces procedentes de disco de single shot deben Corregirse por la declinación (y algunas veces por convergencia).

28. La medidad en sentido horaria desde el MWD hasta la linea escriba del mud motor mirando hacia abajo es de 13 cm (5 in). La circumferencia del collar es 39 cm (15 in). Cuál de la siguientes es el OTF correcto?

A. 60°B. 90°C. 120°D. 180°E. 270°F. 360°G. Ninguno de los de arriba


Directional Drilling IAjuste por la elevación del KB

Revision 3


Ajustando la Elevación del KB

• El PD 261 perforó una sección de construcción en un proyecto. Debido a al tamaño pequeño del equipo, este se puede rasgar desarmar y mover más rápidamente que un equipo más grande. Usando esto como una ventaja, este proyecto perforará lassecciones de construcción con el equipo más pequeño, entubará y lo cementará, entonces lo moveráfuera. Y un rato más tarde el equipo grande (PD 511) que es capaz de perforar mucho más profundo se moverá hacia estepozo y completará la sección lateral. Cuando el PD 511 mueva hacia la sección de construcción de este pozo, el casing y el cemento estará duro. Esto minimizará eltiempo de espera y el coste para elcliente. Todo lo que el PD511tiene que hacer es armar y comenzar la perforación direccional. Los perforadoresdireccionales tienen que importarlos surveys de la sección de construcción y ajustarlos por la diferencia de altura antes de que comenzar.

2.5 Meters

PD 261Build Rig

PD 511Lateral Rig

90°



•Si no se realiza ningún ajuste a la profundidad medida a los surveys de la seccion deconstrucción habrávariosproblemas:

•Cuando la cañería se mete en el agujero, la zapata y el cuelloflotador parecerán estar 2.5 metros más profundo que de donde realmente están. Esto sería correcto desde que el equipo es más alto, y unos 2.5 metros adicionales de cañería se necesitan de ser corrido en el agujero para compensar por esto.Mostrado en ROJO•Los surveys que se tomaron en la sección de construcción no se aparearán con las inclinacionesen el equipo lateral. Porque senecesitan los 2.5 metros extras de cañería, cuando el equipo de la la seccion de construcciónestaba en las 90°, el equipo de la lateral se regresa unos 2.5 metros, posiblemente donde hay88°. De nuevo, mostrado en ROJO

2.5 Meters

PD 261Build Rig

PD 511Lateral Rig

90° 88°

MD = 750m

MD = 750m



•Si la TVD tampoco se ajusta,entonces habrá un problema mayor asociado con esto:

•La TVD es calculada desde lamesa / suelo del equipo (desde laprofundidad del bushing del kelly, también se llamó la profundidad del KB). Cuando no hay ningúnajuste hecho, el archivo lateral estará superior en 2.5 metros mas que lo requerido. Sin los ajustes, el equipo estará taladrando en la zona errada (mostrado en AMARILLO). La TVD (los números) serán iguale que en el equipo de la seccion decontrucción, pero debido a la diferencia de 2.5 metros entre losdos equipos, la zona es ahora 2.5 metros mas somera que en el equipo de la construccion.

•¡Recuerde, la TVD es calculada desde el KB!

2.5 Meters

PD 261Build Rig

PD 511Lateral Rig

2.5 Meters

TVD 553Meters

TVD 553Meters

KB

KB



•Cuando la profundidad medida y la TVD se ajustan apropiadamente:

•Porque se agregaron 2.5 metros a la profundidad medida (mostrado al final de la curva en VERDE), hay bastante carrera de la cañería en el agujero para alcanzar el cuello y zapata a la profundidad medida apropiada.También, los surveys de la seccion de construccioncoinciden ahora con los surveysdel taladro en la seccion lateral.

•También se agregaron 2.5 metros a la TVD, Se muestra más abajo ya corregido en AMARILLO. Haciendo esto el equipo está taladrando ahora más profundamente 2.5 metrosen TVD (como debe ser) y en la zona de produccion correcta.

2.5 Meters

PD 261Build Rig

PD 511Lateral Rig

+ 2.5 Meters

TVD 553Meters

TVD 553Meters

90°

90°

+ 2.5 m



•¡Cuando se mudan los surveysde un equipo a otro, la MD (profundidad medida) y la TVD (profundidad vertical verdadera)los dos deben ajustarse por la misma cantidad (diferencia en KB) para que los surveys estencorrectos! Esto va para los surveys tomados en el equipo de la seccion de construccion parael equipo de la lateral, para el del equipo original para el equipo de la reentrada, o el de la propuestaen papel al de la propuesta del equipo real. Si el nuevo equipo es más alto, la diferencia en KB se agrega a los dos: la profundidad medida y TVD. Si el nuevo equipo es más bajo en KB, la diferencia en KB se substrae de la profundidadmedida y TVD.

•Como una nota final, recuerde escribir las Elevaciones KBcorrectas bajo la “Informacion deEncabazado“ (Header Info) en el programa de Wellz.

2.5 Meters

PD 261Build Rig

PD 511Lateral Rig

TVD 553Meters

TVD 555.5Meters

MD = 750m

MD = 752.5m


Header - Software Wellz™

•En el Programa de Wellz hay una página de encabezado. Aqui esdonde toda la información críticasobre el pozo se entra. Este esuna foto de cómo luce la página del encabezado.

•En esta página de encabezado del programa de Wellz, se muestra en Amarillo donde es que el KB correcto se escribe. Si estátrabajando con dos archivos abra al mismo tiempo, (la propuesta y el archivo de surveys) ambosarchivos del pozo tienen que tenerlos mismos números. Si no lo hiciera falsamente pudiera creerque está delante de la línea o detrás de la línea simplemente porque estos dos números no son iguales. ¡Ésta es informacióncrítica que tiene que ser entrada!


Ejemplo de Ajuste de KB

Original Rig Segundo Rig Ajuste

KB Elevation 532.20 532.90




KB Elevation 532.20 532.90 +.70 m

+ .70 Metros son añadidos para ambas profundidad medida y TVD.




KB Elevation 532.20 m 532.90 m +.70 m

KB Elevation 788.10 ft 790.10 ft + 2 ft

+ 2 Metros son añadidos para ambas profundidad medida y TVD.




KB Elevation 532.20 m 532.90 m +.70 m


KB Elevation 990.00 ft 985.00 ft - 5 ft

- 5 Metros son sustraidos a ambas profundida medida y TVD.




KB Elevation 532.20 m 532.90 m +.70 m


KB Elevation 990.00 ft 985.00 ft - 5 ft

KB Elevation 201.50 m 199.10 m - 2.4 m

- 2.4 Metros son sustraidos a ambas profundida medida y TVD.


Wellz™ Software – Ajuste (Shifting MD & TVD)

• Ahora que sabemos ajustar nuestros archivosde pozos, es tiempo de mostrar la manera fácilde ajustar el archivo del pozo en Wellz. Usted sabe cuánto hay que ajustar, ahora sólo permita al programa hacer el trabajo.

• Cuando este en Wellz, vaya a:

• Tools• Shift or Rotate Well• Una vez que seleccione la opcion “Shift or

Rotate Well”, la siguiente pantalla aparecerá

• Todo lo que necesita hacer es entrar el montopor el cual el pozo va a ser ajustado en ambascasillas la de “Change Measured Depth” (MD)y la “Change TVD”. Una vez completada,clickee en el boton de OK y el pozo dondeeste se ajustara. Esto aplica solamente parala informacion en la pantalla se surveys. KB y la elevacion del terreno ( ground elevation ) en la pantalla del encabezado (header) debe sercambiada manualmente. Recuerde, el ajustedel pozo con “Shift the Well” no cambia la informacion del Header!

Computalog Drilling Services

21

90

70

60

50

40

30

20

10

10 20 30 40 50 60 70 80 90

ZONE 1

90

70

60

50

40

30

20

10

ZONE 2

90

70

60

50

40

30

20

10

ZONE 3

10 20 30 40 50 60 70 80 90 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Empirical Data Charts for Nonmagnetic Drill Collar Spacing

Direction Angle from Magnetic N or S Direction Angle from Magnetic N or S Direction Angle from Magnetic N or S

Compass Spacing

Area A 18’ collar: 1’ to 2’ below centerArea B 30’ collar: 3’ to 4’ below centerArea C tandem 18’+25’: center of

bottom collar

Compass Spacing

Area A 30’ collar: 3’ to 4’ below centerArea B 60’ collar: at centerArea C 90’ collar: at center

Compass Spacing

Area A 60’ collar: at centerArea B 60’ collar: 8’ to 10’ below centerArea C 90’ collar: at center

80 80 80

Day 4 OTF Worksheet_rev2.doc

OFFSET TOOL FACE(O.T.F. MEASUREMENT)

Well Name: Date:

LSD: Time:

Job #: Run#:

TOP VIEW OF MWD

MWD SCRIBE

PROPERDIRECTIONOF OTF MEASUREMENT

MOTOR SCRIBE (HIGH SIDE)

O.T.F. Distance (MWD Scribe to Motor Scribe): mm

Circumference of Collar: mm

O.T.F. Angle (Distance / Circumference) x 360: degrees

O.T.F Angle entered into Computer as: degrees

O.T.F. Distance measured by:

O.T.F. Calculated by:

O.T.F Entered into computer by:

O.T.F. Measurement and calculation Witnessed by:

Day 4 OTF Worksheet_rev2.doc

CDS MUD PULSE TOOL Positive Pulse -- Enter 0.00 into Tool Face Offset Box if MSS aligned with mud motor Negative Pulse – Measure OTF using Anchor Bolts as reference for MWD Scribe

EM/G4 TOOL WITH MAINGx SOFTWARE – Enter OTF into the “Tool Face Offset DC” Field

PRECISION PULSE / HEL TOOL / EM/G4 TOOL WITH SPECTRUM SOFTWARE Enter OTF into “Tool Face Offset” field (Note: PrecisionPulse / EM-G4 tool will also have a negative internal tool face offset)

HOW TO DETERMINE

MUD PULSE & EM

TOOLFACE OFFSETS

Toolface Offset Determination 3-1

NEGATIVE PULSE OFFSET TOOL FACE

OFFSET TOOL FACE (OTF) SHEET

This sheet is possibly the most important form that must be filled out correctly. All other work and activity performed by the MWD Operator means naught if the well must be plugged back with cement because of an incorrect OTF calculation (or the correct OTF not being entered into the TLW 2.12 software). Ensure that the OTF calculation is correct, entered into TLW 2.12 correctly and verified by the Directional Driller.

The procedure for measuring the OTF is as follows:

1. Measure in a clockwise direction the distance from the MWD high side scribe to the motor high side scribe. Record this length into the OTF work sheet as the OTF distance. In the following example, this value is 351 mm.

2. Measure the circumference of the tubular at the same location where the OTF distance is being measured. Record this length into the OTF work sheet as the Circumference of Collar.

3. Calculate the OTF angle using the following formula:

OTF Angle= OTF Distance x 360 Collar Cirumference

From the above example, if the collar circumference is 500 mm,

OTF Angle= (351/500) x 360 = 0.702 x 360 = 252.72o

A sample form is as follows:

3-2 inationToolface Offset Determ


(O.T.F. MEASUREMENT)

Well Name: Enter in the Well Name here Date: Enter in date OTF taken

LSD: Enter in the LSD here Time: Enter in time OTF taken

Job #: Enter in the MWD job number here Run #: Enter in the run number

PROPER

DIRECTION

OF OTF

TOP VIEW OF MWD

MWD SCRIBE

MEASUREMENT

MOTOR SCRIBE (HIGH SIDE)

351 mm

500 mm

252.72 degrees

252.72 degrees

Directional Driller(s)

O.T.F. Distance (Anchor Bolts to Collar Scribe):

Circumference of Collar:

O.T.F. Angle (Distance / Circumference) x 360:

O.T.F Angle entered into Computer as:

O.T.F. Distance measured by: Both MWD Operator Names

O.T.F. Calculated by: Both MWD Operator Names

O.T.F Entered into computer by: Both MWD Operator Names

O.T.F. Measurement and calculation Witnessed by:

Name(s)



252.72


POSITIVE PULSE Toolface Offset

INTERNAL TOOL FACE OFFSET (TFO) SHEET

Note: For the positive pulse MWD, the OTF is zero. Ensure that a zero OTF has been entered into TLW 2.12. The positive Tool Face Offset (TFO) sheet entries are as follows:

1. Positive Pulse Pulser Set to High Side / Directional Driller: Enter the names of the MWD Operator and Directional Driller respectively.

2.Positive Pulse T.F.O. from PROGTM: Enter the T.F.O. value reported from thehigh side tool face calibration from TLW 2.12.

TFO internal toolface offset

3-5 inationToolface Offset Determ

POSITIVE PULSE T.F.O. MEASUREMENT

Date: Enter in date OTF takenW

LSD: Time:

taken

number

ell Name: Enter in the Well Name here

Enter in n time OTF the LSD here Enter i

Job #: Enter in the MWD job number here Run #: Enter in the run

ROTATE PULSER TO HIGH SIDE

PULSER KEY WAY

PROPER

DIRECTION

OF TFO

MEASUREMENT

DAS HIGH SIDE TAB

N

163.25 degrees

0.00 degrees

/ /

nd M

Signature of Directional

Positive Pulse Pulser Se Witness t to High Side: ame of MWD hand

Directional Driller: ctional hand Witness Name of Dire

Positive Pulse T.F.O. from PROGTM:

Gravity Tool Face (gtface) Should Equal Zero:

Motor Adjustment: 2.12 G degrees setting

Alignment of Mule Shoe Sleeve Key to Motor Sc e: Name of 2rib WD hand Witness

O.T.F.=0, Entered in Name of MWD hand to Computer by:

All Calculations Witnessed by:

Driller


MWD - Positive Pulse

OTF – External Drill Collar Offset

Magnetic Declination

Toolface switch over


MEMO

i iContents of this document are property to COMPUTALOG and may not be reproduced or otherw se used in any manner whatsoever w thout prior written permission of COMPUTALOG

From: MWD and Directional Coordinators

To: All MWD and Directional Field Supervisors

CC: Bill Beattie, Don Cappelle, Paul Timmins, Marc Lahitte, Chris Hartley, Doug Hamilton

Date: April 04, 2003

Re: New OTF sheet

As many of you are aware, we had several OTF measurement errors this past winter which greatly affected our bottom line. Every time we face such problems we try to improve our procedures for measuring the OTF and try to implement stringent measures, yet we still continue to have such major incidents. One of the new measures that we had implemented recently is to have all MWD Field Supervisors phone in the Coordinator on call and report the numbers measured and entered in the computer. This is in addition to the fact that you have to fax/e-mail the completed OTF sheets to the office as soon as the correct measurements and data input have been done. Such procedure will be followed from now on until further notice. We are also introducing this new OTF sheet, which is more detailed with the intent of raising awareness of the extreme importance of this procedure. You all have to understand that the OTF is one the most important steps in your jobs, regardless whether you are a Directional Driller or a MWD Operator.

On the bottom of the sheet is stated in big letters that the responsibility of the correct OTF measurement and input in the computer is actually a shared responsibility between the MWD Operators and the Directional Drillers. We need to make it very clear for all of you: when the OTF is calculated wrong or entered wrong in the computer, it’s affecting the whole Company, not just one department. The Directional Drillers have to ensure that not only the measurement is done correctly, but part of their responsibility is to check that the correct numbers are entered in the computer. If the MWD On-line computer has to be changed for any reason during the job, please ensure that the same numbers are entered in the appropriate place in the new computer.

In light of the recent incidents, it is clear that we need some accountability from all the Field Supervisors. Effective immediately, any OTF measurement error resulting in lost rig time will result in loss of bonus and/or termination of employment.

There is no excuse for OTF errors. All field supervisors have the knowledge and skills to complete this task properly. By adhering to the set procedures we will avoid these preventable incidents and eliminate the liability associated with them.

Issue: 1 Page: 1 / 1

Rev.: 1

PROPER

DIRECTION

OF O.T.F

MEASUREMENT

G4 MWD OFFSET TOOL FACE (O.T.F. MEASUREMENT)

Well Name: Date:

LSD: Time:

Job #: Run #:

MWD SCRIBE

TOP VIEW OF M.W.D.

MOTOR

SCRIBE (HIGH SIDE)

YES NO Initial:

YES NO Initial:

YES NO Initial:

YES NO Initial:

A) Distance from MWD Scribe to Motor Scribe:

Always measured clockwise

B) Circumference of collar:

Tool Face Offset DC = (Distance A) x 360 =

O.T.F.

Zero Tool Face Offset G4:

TF offset as seen on the Main GX (3.3) screen:

(Circumference B)

mm or inches

If you answered "NO" to ANY of the above questions, call your coordinator immediately.

Is the Proper Run #, Date & Connection time for the tool entered in "Job data" for this run?

Did the "Zero toolface offset G4" in "Job data" = "0" before the G4 internal offset was recorded?

Did the "Tool face offset DC" in "Job data" = "0" before the G4 internal offset was recorded?

O.T.F. Measured and calculated by (print and sign):

O.T.F. Entered into the computer by (print and sign):

O.T.F. Measurement and calculation witnessed

by Directional Driller (print and sign):

Did the Directional driller witness you entering the O.T.F. into your on-line computer

In "Main Gx" on your on-line computer under the menu "Setup", sub-menu "Job data":

mm or inches

If you answered "YES" to ALL of the above questions, you may continue.

degrees

Enter in "Job data", same as: Zero Toolface Offset G4.

Enter in "Job data", same as: Tool Face Offset DC.

Internal offset is always negative. degrees

IT IS BOTH THE MWD OPERATORS and Directional Driller's RESPONSIBILITY TO ENSURE

THE CORRECT OTF IS MEASURED AND ENTERED INTO THE COMPUTER

EM MWD Toolface Offset

Magnetic Declination

The “Bearing Display” GEOGRAPHIC radio button must be selected for the Declination

value to be applied (by the surface software) to the transmitted magnetic hole direction.

3-8 Toolface Offset Determination

Toolface Offset

always be entered as a NEGATIVE

surface software.

Zero tool face offset G4 – this is the internal of fset for the CDS probe; this value must

om 0 to –360; this value is applied by the number fr

Tool face offset DC – this is the external (drill collar) offset; must be measured

clockwise (looking toward bit) from the muleshoe boltholes to the mud motor scribeline

(if using a stinger). For slimhole, measure from the CSGx locking bolts to the mud motor

scribeline. When using a bipod measure from the tool carrier scribeline to the mud motor

scribeline.


The main page software display can be checked to verify that the appropriate declination

and toolface offset are being applied to the transmitted data.


Toolface Offset Summary

Mud Pulse

System Negative Pulse Positive Pulse

None Directional Probe (DAS)

Internal Offset DAS highside is mechanically Determine offset as per procedure

oriented to align with pulser and PROGTM into the DAS

anchor bolts

External Offset

Surface Software

Measure clockwise from anchor

bolts to motor

0� to +360� values permitted

Surface Software

Typical: Muleshoe sleeve is

aligned with motor scribeline,

therefore offset = 0�

Optional: If muleshoe sleeve is

not aligned with motor scribeline,

calculate offset as per procedure

0� to +360� values permitted


EM System Electromagnetic Telemetry

Internal Offset

Surfac

etermine offset as per procedure and always enter value as a

IVE number. (Zero toolfac

e Software

D

NEGAT e offset G4, “Job Data” screen)

0� to -360� values permitted

Surface Software

ipod: Measure clock B�scribeline. 0� to +360� values pe itted.

wise from the tool carrier key to the mud motor

rm

External Offset tinger: Measu uleshoe boltholes to mud motor

ed.

S�scibeline. 0� to +360� values t

re clockwise from m

permit

sure clockwise from the CSGx

. 0� to +360� values permitted.

Slimhole: With CSGx module, mea

locking bolt to mud motor scribeline


Precision LWDTM Tool Face Offset

The Tool Face Offset is an external (drill collar) offset and must be measured clockwise, looking downward toward the bit from the HEL tool scribeline to the mud motor scribeline. This is one of the most important measurements that the LWD Engineer makes and MUST be done correctly. All other work and activity performed by the LWD Engineer means naught if the well must be plugged back with cement because of an incorrect TFO calculation (or the correct TFO not being entered into the Spectrum software). Ensure that the TFO calculation is correct, entered into Spectrum correctly and verified by the Directional Driller.

The procedure for measuring the TFO is as follows:

1. Measure in a clockwise direction the distance from the HEL tool’s high side scribe to the motor high side scribe. Record this length into the TFO work sheet as the TFO distance. In the following example, this value is 351 mm.

2. Measure the circumference of the tubular at the same location where the TFO distance is being measured. Record this length into the TFO work sheet as the Circumference of Collar.

3. Calculate the TFO angle using the following formula:

Dis�TFO� tan ceAngle�TFO� � �360 nceCircumfere�Collar�

From the above example, if the collar circumference is 500 mm,

351 oAngle�TFO� � �360 � 702.0 �360 � 72.252 500

A sample form is as follows:

Computalog USA, Inc. This document contains Company proprietary information which is the confidential property of Computalog

Drilling Services and shall not be copied, reproduced, disclosed to others, or used in whole or in part for any other purpose or reason except for the

one it was issued without written permission.

PRECISION LWD OFFSET TOOL FACE (O.T.F. MEASUREMENT)

Well Name: Date:

LSD: Time:

Job #: Run #:

TOP VIEW OF M.W.D.

MWD SCRIBE

PROPERDIRECTIONOF O.T.F MEASUREMENT

MOTORSCRIBE (HIGH SIDE)

After you Start the Run through "Run Changer" go into "Tool Data Editor"Have all the collars from the Motor to the MWD been torqued? YES NO Initial:Does the Tool Data Editor display the correct Well and Run? YES NO Initial:Have you added the correct "Tool" eg. Well, DIR and GAM? YES NO Initial:

Did you change the Run and enter all the Offset numbers prior to accepting a Toolface? YES NO Initial:YES NO Initial:Did the Directional driller witness you entering the O.T.F. into your on-line computer

If you answered "YES" to ALL of the above questions, you may continue.If you answered "NO" to ANY of the above questions, call your coordinator immediately.

A) Distance from MWD Scribe to Motor Scribe: Always measured clockwise looking downward B) Circumference of collar:

Tool Face Offset DC = (Distance A) x 360 = O.T.F. (Circumference B) Enter in "DIR" tab, same as: Toolface Offset

TF offset as seen on the DIR tab of Tool Data Editor: O.T.F. Measured and calculated by (print and sign):

O.T.F. Entered into the computer by (print and sign): O.T.F. Measurement and calculation witnessed

by Directional Driller (print and sign):

mm or inches

mm or inches

degrees

Date and Time:

IT IS BOTH THE MWD OPERATORS and Directional Driller's RESPONSIBILITY TO ENSURE THE CORRECT OTF IS MEASURED AND ENTERED INTO THE COMPUTER

Through the Event Log Viewer you should check to make sure that the proper offset was accepted

OTF

Select Grid or Magnetic North Reference

Enter Grid Convergence if using Grid North

Verify Total Correction

DO NOT FORGET TO HIT THE APPLY

Enter the

Enter the Magnetic Declination

BUTTON

Addendum

OFFSET TOOL FACE FOR G4-EM MWD (EMPulse™) or PrecisionPulse™ WITH SPECTRUM™ SOFTWARE

The previous section illustrates the required entries for OTF in the MainGx MWD software and the relevant form that must be completed in the field. However, the MainGx MWD software is being phased out in favor of the Spectrum™ LWD software.

When the Spectrum™ LWD software is employed with the EMPulse™ or PrecisionPulse™ MWD tools, the MWD operator must place the OTF value in the correct field (DC Offset) as depicted below:

Enter the OTF value in the DC Offset field

The value in the Internal TF Offset must be a negative number

The tool type MUST be G4, NOT HEL

PROPERDIRECTIONOF O.T.FMEASUREMENT


YES NO Initial: YES NO Initial: YES NO Initial: YES NO Initial: YES NO Initial:



Tool Face Offset DC = (Distance A) x 360 = O.T.F.


TF offset as seen on the DIR tab of Tool Data Editor:


PRECISION PULSE MWD OFFSET TOOL FACE (O.T.F. MEASUREMENT)

Well Name: Date:

LSD: Time:

Job #: Run #:

MWD SCRIBE

(Circumference B)

mm or inches


Has the MWD tool assembly been torqued and the pulser high sided prior to reading the internal?

Have you added the correct "Tool" eg. Well, DIR and GAM?Did you change the Run and enter all the Offset numbers prior to accepting a Toolface?

Does the Tool Data Editor display the correct Well and Run?

IT IS BOTH THE MWD OPERATORS and Directional Driller's RESPONSIBILITY TO ENSURETHE CORRECT OTF IS MEASURED AND ENTERED INTO THE COMPUTER

O.T.F. Measured and calculated by (print and sign): O.T.F. Entered into the computer by (print and sign):

O.T.F. Measurement and calculation witnessed by Directional Driller (print and sign):

TOP VIEW OF M.W.D.


After you Start the Run through "Run Changer" go into "Tool Data Editor"

mm or inches


Always measured clockwise looking downward

degrees

Enter in "DIR" tab, same as: Internal TF Offset.

Enter in "DIR" tab, same as: DC Offset.

Internal offset is always negative.

Date and Time:

degrees

Date and Time:

PROPERDIRECTIONOF O.T.FMEASUREMENT


YES NO Initial: YES NO Initial: YES NO Initial: YES NO Initial: YES NO Initial:



Tool Face Offset DC = (Distance A) x 360 = O.T.F.


TF offset as seen on the DIR tab of Tool Data Editor:


G4EM MWD OFFSET TOOL FACE (O.T.F. MEASUREMENT)

Well Name: Date:

LSD: Time:

Job #: Run #:

MWD SCRIBE

(Circumference B)

mm or inches


Has the MWD tool assembly been torqued high sided prior to reading the internal?

Have you added the correct "Tool" eg. Well, DIR and GAM?Did you change the Run and enter all the Offset numbers prior to accepting a Toolface?

Does the Tool Data Editor display the correct Well and Run?

IT IS BOTH THE MWD OPERATORS and Directional Driller's RESPONSIBILITY TO ENSURETHE CORRECT OTF IS MEASURED AND ENTERED INTO THE COMPUTER

O.T.F. Measured and calculated by (print and sign): O.T.F. Entered into the computer by (print and sign):

O.T.F. Measurement and calculation witnessed by Directional Driller (print and sign):

TOP VIEW OF M.W.D.


After you Start the Run through "Run Changer" go into "Tool Data Editor"

mm or inches


Always measured clockwise looking downward

degrees

Enter in "DIR" tab, same as: Internal TF Offset.

Enter in "DIR" tab, same as: DC Offset.

Internal offset is always negative.

Date and Time:

degrees

Date and Time:

OT

F SU

MM

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o O

TF

140 – Directional Drilling I – Hoja de Trabajo Dimensiones y Calibre de Herramienta

Revision 1

NOMBRE:

STAB OD:

__________

3 – Drilling a Directional Well Procedure.doc

140 – Directional Drilling I – Procedimiento de Perforación Direccional de PozosRevision 0

Nota: Este procedimiento responde sólo a la tasa de construcción exigida (BURR) para alcanzar el blanco (en un pozo mono-dimensional direccional sencillo). Un procedimiento diferente debe seguirse para un pozo direccional que requiere determinaciones exactas de tasas de construccion y giro.

0. Verifique la propuesta, blancos, la elevación del KB. Entre el punto de amarre en Wellz y en la hoja de slide. 1. Anule la extrapolación anterior a la mecha, si es necesario. Escriba los nuevos surveys en la hoja de slide y en Wellz. 2. Calcule el slide visto, el rendimiento (BUR output) del motor, y la inclinación a la mecha en la hoja de slide.

a. Slide visto - la cantidad total de slide presente entre la estación del survey anterior (Previous SS) y la estación del survey actual (Current SS) como se determina en el lado derecho de la hoja de slide

b. Motor BUR (grados por metro o pie) = (INCCurrent SS - INCPreviousSS) Slide total visto Motor BUR= INC_____

Slide total visto

c. La Inclinación a la mecha (INC @ mecha) = INC de la Estación de Survey Corriente (actual) + (Slide Total desde la Estación Survey Actual a la mecha) x (BUR del Motor)

INC @ LA MECHA = INC + (Slide hasta la mecha) x (BUR del motor)

3. Escriba la extrapolación a la mecha como un survey en Wellz usando la INC @ a la Mecha calculada en (2). Ponga el acimut igual que el acimut del survey anterior. 4. Determine la tasa BUR Requerida (BURR) con la funcion de Proyeccion de Línea Recta de Wellz. 5. Use las funciones de Gráficos en “Plan and Section View” en Wellz para observar el progreso y posición del pozo relativo a la propuesta. Verifique las observaciones con los valores del BURR calculados en (4). 6. Determine si el slide requerido (BURRCalculated > BURRProposed) 7. Calcule la Longitud del Slide requerido y el Tool Face de la Herramienta.

a. La longitud del slide = (BURRCalculated / BUR del motor) * (longitud del sencillo o pareja)

b. El tool face de la herramienta - se determina por el valor en la columna de Turn Rate de la tabla de Constant Dog Leg Projections en Wellz

i. TR negativo = requiere GTF este a la izquierda del lado alto HS (gira a la izquierda)

ii. TR positivo = requiere GTF este a la derecha del lado alto HS (giro a la derecha)

8. Determinar si se requiere una acción correctiva adicional comparando los valores contenidos en la tabla de Straight Line Projections en Wellz o si la selección del objetivo designado debe cambiarse 9. Repita los pasos (1) a hasta (8) hasta que alcance la TD

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119.

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182.

79

318

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138.

1112

3.11

5.50

179.

92

419

.26

157.

3714

2.37

7.13

184.

17

518

.56

175.

9316

0.93

9.38

183.

67

618

.80

194.

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9.73

11.8

817

9.73

719

.23

213.

9619

8.96

16.5

617

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Computalog Drilling Services - Wellz Quick Start Manual

WELLZ QUICK START INSTRUCTION MANUAL

1. INTRODUCTION The purpose of the Wellz Quick Start Instruction Manual is to provide an easy to follow, step by step guide for the Survey portion of the Wellz software. This manual outlines how to properly setup a new Wellz Survey file and utilize the software’s key features by incorporating a logical sequence of screen captures, typical examples and brief explanations. Once you have jumped into the program, a more detailed explanation of all features can be accessed through the Help section of the Wellz program.

2. CREATING A NEW SURVEY FILE

Step 1:Start Wellz

wellz.ico

Step 2: Select to create a new Wellz survey file

This is the “Wellz Start Up” box. Click the New button to create a new Wellz file.

Double click the Wellz icon on the Desktop

Note: Once the Wellz file has been

created, the Wellz file can be accessed later at this “Wellz Start Up” dialogue box

using the Open button.

5-1


Step 3: Enter the required Header data

Enter the V-section that the proposal is calculated on. From Proposal middle pages.

Label for graph. Example: Actual Leg #1 Vs

Proposed Leg #1

Enter the actual KB elevation of the rig.

Enter the actual as measured ground elevation for the well site.

This is the file name that will be printed on the top of the printed survey report. All survey files should be labeled with a “S” ending. ex. 10950S for leg #1 surveys, 10950SA for leg #2 surveys, 10950SB for leg #3 surveys etc. The above survey files will correspond with proposal files 10950P, 10950PA and

10950PB.

When all required fields have been completed, click the OK button to save and close the dialogue box.

Clicking the Cancel button will close the dialogue box and not save changes to the header data, leaving the header data blank.

Note: The Header Data can be edited by clicking

the Edit Header button on the Survey Tool Bar Tab at the left hand side of the survey screen.

From the Proposal front

5-2


Step 4: Selection of Units (meters vs feet)

Step 5: Saving the file

Ensure that the C drive is selected to save the survey file to your local hard drive.

Click on the create directory button to create a new working directory. Or select an existing directory to save your new Wellz survey file.

Example: My Documents

Once your working directory has been created (or selected), type the name of the survey file. The name of the survey file should match the file name entered previously in the Set Header Info

ialogue box.

#3 for a

sidetrack off leg #3.

d

Example: 10950S for the build + leg #1 survey file, 10950SA for the leg #2 survey file, 10950SB for the leg survey file and 10950SB1

To save the survey file under the desired directory and file name, click the Save button. To close the “Save As” dialogue box without specifying the

file name, click the Cancel button.

To work in meters and calculate dogleg severity (DLS) over a 30 m interval, select meters and click Apply. To work in feet and calculate DLS over a 100 foot interval, select feet and click Apply.

Note: The units used for the

current Wellz file can be changed later by selecting Units under the Tools drop down box at the top of the main Wellz screen.

5-3


Step 6: Selecting the Survey

Select the Survey tab to enter the survey section of the Wellz program.

Note: Selecting the Exit tab will also

move the user into the survey section of the Wellz program.

5-4


3. SETTING SURVEY VIEW OPTIONS 3.1. Changing Units

3.2. Changing Decimal Places Displayed

To change the units used for the current Wellz file, select Units under the Tools drop down menu. The Units dialogue box will appear just as it did when you started a new Wellz file.

Note: Changing the units will convert all previously entered survey

depth values to the appropriate new measured depth value (ie. 100 feet will change to 30.48 m). The DLS values may change slightly since the 30 m interval does not exactly match a 100 foot interval.

Another method of changing the units used is to single click the green box at the top right corner of the main Wellz survey screen. The Units dialogue box will then appear.

Select Set Decimal Places Displayed under the Tools drop down menu. A small dialogue box will then appear.

5-5


3.3. Arranging Columns

Select Pick Column Arrangement under the Tools drop down menu to pick a new columarrangement.

n

To customize your column arrangement select Create Custom and follow the instructions.

3.4. Hiding and Unhiding The Survey Tool Bar Tab

To hide the Survey Tool Bar Tab on the left side of the main Wellz survey screen, select ToolBars/Tabs under the Tools drop down menu and click Hide. To view the Survey Tool Bar Tab on the left side of the screen, follow the same steps and click Survey.

The Survey Tool Bar Tab.

5-6


4. INPUTTING SURVEYS

Step 1: Inputting the Tie On Point

The first survey station is the Tie On Point. The Tie On Point row will appear in yellow as the active row. Hit the Enter key to input from left to right through the required fields starting with measured depth (MD). The default Tie On Point is all zeros.

Note: Lat = North

Dep = East

The Tie On Point can also be edited at any time by double clicking the tie on point row. The “Edit Survey “ dialogue box will then appear.

Step 2: Entering surveys

Once the Tie On Point has been properly entered, click once on the Departure (Dep) field and hit the Enter key to go to thenext r

ow.

5-7


Input consecutive surveys (MD, INC, AZM) below the Tie On Point as required by hitting the Enter key.

Step 3: Editing The Survey Data

To edit an existing survey station, double click the desired row. Or Single click on the most recent survey station highlighted in yellow. Or Single click the Edit Survey button to enter a row number and access the “Edit Survey” dialogue box.

To delete a survey station from the survey file, click the Delete Row button and input the row number or row numbers that you wish to delete.

Tip: Click on the desired row that you want to delete before clicking

the Delete Row button. This will ensure that the row number in the dialogue box corresponds to the row that you want to delete.

To insert a single survey station, click the Insert Survey button to access the “Insert Survey Point” dialogue box.

5-8


5. INSERTING INTERPOLATED TEXT LINES FOR PRINT

The following are the steps required to interpolate surveys with text lines that can be inserted onto your survey printout.

Step 1

To add text to your survey file, select Edit Text Lines under the Tools drop down menu. The Text Lines For Active Well dialogue box will then appear.

Step 2

Insert an interpolated text line by 1: Selecting an Interpolation Method, 2: Entering a Depth, 3:

Entering a Text Line and 4: Clicking Add.

To edit an existing text line, double clickon the desired field in the table at the top of the dialogue bo

x.

To save your changes and exit the dialogue box, click OK. To save your changes without closing the dialogue box, click Apply. To close the dialogue box without saving your changes, click Close.

To delete an existing row, click on the desired row and click the Delete button.

Note: The interpolated text line survey depths can also be

inserted into your survey file by clicking the Apply, Interpolate Text Line Depths to Sheet.

5-9


6. QUICK PRINTING

Step 1: Access the Quick Print Options Dialogue Box

Step 2: Configure the Quick Print Options Dialogue Box

To print out a listing of the survey file, select Quick Print under the File drop down menu.

Note: The Printer Settings may

have to be configured before you are able to print properly.

To include interpolations on the printout, select Interpolate by MD or TVD and click the Apply New Settings button that appears.

To select the range of survey stations that you wish to print, select Row Number, MD or TVD and the Start and End points.

The Quick Print can be Previewed, Printed or

Canceled.

Text lines with or without the interpolated Text Line Points can be inserted into thesurvey print out.

The Start Column and End Column, corresponding to the columns in the main Wellz survey window, can also be selected.

Select to indicate Row Numbers and extrapolated surveys (EXT).

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7. TARGETS

Step 1: Access the Targets Dialogue Box

To access the targets associated with the current Wellz file, select Show Targets under the Planning drop down menu.

Step 2: Add Targets

The location and orientation of multiple targets can be added to the current Wellz file by clicking on the table below. The user has the option of inputting the Latitude (north) and Departure (east) OR the Closure distance and Closure Azimuth from surface for each target.

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The targets dialogue box can also be accessed by clicking the Targets buttonon the Survey Tool Bar Taand clickin

b

g Show Targets.

To add more targets, expand the size of the above table by clicking the Add Target bu tton.

A target radius can be specified in the Targets dialogue box.

Note: The target will

not appear on the plan view graphics unless the Graph Target Points is

turned on.

Graph Target Points.

To do this, select Options under the Graphics drop down menu and check the

To delete a target, click the Delete Target button and enter the appropriate row number.


8. PROJECTING TO BIT

Step 1: Open Project To Bit dialogue box

Step 2: Set Parameters For Projection To Bit

To access the Project To Bit dialogue box, select Project To Bit under the Survey drop down menu.

The Project To Bit dialogue box can also be access using the Project To Bit button on the Survey Tool Bar Tab.

These are the survey numbers to the last survey station.

If you wish, the projection to bit survey can be inserted into the survey file by clicking the Insert in Active Well button.

Note: The inserted survey will have an

EXT row number and all row numbers thereafter will be EXT extension. To remove the EXT rows, use the Delete button.

Once the Build Rate, Turn Rate and Change in MD have been entered, click Calculate. The projected survey to the bit will appear in the adjacent row.

Input the estimated Build Rate, Turn Rate to a specific measured depth distance ahead (Change in MD).

Note: When projecting to the bit, the

Change in MD distance is the distance from the bit to the survey tool sensor.

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9. PROJECTING AHEAD

9.1. Projecting To A Target

Step 1: Open Project Ahead Dialogue Box

To access the ProjectAhead dialogue box, select Project Ahead under the Survey drop down menu.

The Project Ahead dialogue box can also be accessed using the Project Ahead button on the Survey Tool Bar Tab.

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Step 2: Set Parameters For Projecting To a Target

The target for the projection can be selected by entering the target row number or by clicking the Get Next Target orPrevious Target buttons.

Get

The survey station that the projection is tied to can be selected by entering the survey row number or by clicking the Get Next Survey or Get Previous Survey buttons.

The Build Rate To Target TVD and Target Inc is displayed below.

Note: This is NOT the build rate to target.

Note: For this number to be meaningful,

the desired target inclination and target TVD must be entered in the Target info (Edit Targets).

The Straight Line Projections from the selected survey station to the selected target are displayed above. This projection method indicates to the directional driller whether the well is lined up to hit inside or outside the target radius.

Note: Remember to enter a target

radius for the selected target.

The Required Correction To Targets,calculated from the selected survey station to the selected target, are displayed above. The required correction uses a constant dogleg to target projection method.

To create extrapolations using various projection methods, click the Project Ahead button.

To edit or add a target to the list, click the Edit Targets button below (right).

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9.2. Projecting Ahead (Extrapolating)

Step 1: Set Parameters For Projecting Ahead

Select from one of the seven Projection Methods below.

Once a Projection Method has been selected, the appropriate variables will appear below. To adjust the parameter values, click on a box and enter a new value Click Calculate after all variables are entered to update the extrapolation in the table below.

Note: The size of each step can be changed by checking the Set Step Sizes Mode box.

Parameter Values can also be adjusted by clicking the Step Buttons below. This input method calculate autom y

will aticall

Note: When a Projection Method is selected, the default parameter values that appeaare linked to thecorresponding selected t

r

arget alues.

Target buttons.

v To change the target, select theNext Target or Previous

To delete the last extrapolation, click the Delete Projection button.

Following the last survey station, the Extrapolation (EXT) will appear in the above table. Each time the Projection Method and/or parameter values change, the EXT row will change accordingly.

To extrapolate from an extrapolation, click the Post Projection button and select another Projection Method.

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To add the extrapolation(s) to the survey file, click the Ok (add to surveys) button. The extrapolation(s) will appear in the survey file with EXT row numbers.

To close this dialogue box without adding the extrapolation(s) to the survey file, click the Close button.

Note: The extrapolated survey station(s) can be removed from the survey file later by following the same

steps to remove an actual survey station (row).


10. INTERPOLATING

10.1. Inserting a Single Interpolated Point

The following steps will allow the user to insert a single interpolated point. The interpolated point will appear as an actual survey station in the Wellz file.

Step 1: Select an Interpolation Method

Insert an interpolated point by clicking Insert Interpolated Point under the Tools drop down menu. Select one of the interpolation options (Measured Depth, TVD or Subsea). A dialogue box will then appear where you can enter the desired interpolation depth.

After an interpolated depth has been entered, the Show Interpolation dialogue box will then appear. To insert the interpolated point as a survey row, click the Insert in Active Well button. To close the dialogue box without inserting the interpolation, click the Close button.

Note: To remove the inserted interpolated point, follow the same steps used to remove an

actual survey station (row). The current version of wells does not distinguish interpolated survey stations with actual survey stations. To indicate that a survey station is an interpolation, insert a text line at the same interpolated depth following the steps outlined in Section 5. The text line should clearly

state that the survey station is an interpolation. Ex. “INTERPOLATION”.

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10.2. Viewing and Printing Multiple Interpolations

To create multiple interpolations across the entire survey file that can only be Viewed or Printed, follow the steps outlined below.

1. Select Show Plan Survey under the Planning drop down menu. 2. Select Interpolate by Measured Depth or Interpolate by TVD that the distance will be calculated on. 3. Enter the desired interpolated distance.

Note: To remove (hide) the interpolated points follow the same steps above and select Hide

Interpolated points.

Note: The multiple interpolated points do not become survey stations and can only be

viewed or printed.

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11. GRAPHICS

11.1. The Graphics Menu

The Graphics Menu allows the user to change the look of the Graphics Window.

When multiple Wellz files are open in memory, each file can be turned OFF or

ON using the Pick Wells to Display.

To open a graphics window, selected the desired view (3-d, Plan or Section). To close the graphics window, select

Hide Graphics.

To modify the view of the graphics window relative to the Active Well, select from the list.

Use this option when viewing the 3-d View. A dialogue box will appear requesting the number of frames for 360 degrees of rotation. Enter a suitable

value (180) and the 3-d View will rotate Select Options to further modify the graphics window. (Section 11.3)

11.2. Plan and Section Views

Step 1: Select the View

Select Plan View or Section View under the Graphics drop down box. A Wellz – grapwindow will appear on the left side of the screen. A second windowwill also appear on the right side of the screen containing Graphics Parameters with Well

hic

Parameters.

Note: The Well Parameters portion of the screen is a smaller version of the main

Survey screen and will not be further discussed in the graphics section of the manual.

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Step 2: Modify The Graphic Parameters PLAN VIEW GRAPHIC PARAMETERS

Scale All - Decrease the Scale All to zoom in and increase the Scale All to zoom out. The Scale All value affects the east-west and north-south axis together.

Box Center East - Adjusts the East coordinate of the graphics view (box) center. Box Center North - Adjusts the North coordinate of the graphics view (box) center. Sector Size - The sector size is the grid box size outlined in black. Increase the sector size to reduce the number of grid lines. Decrease the sector size to increase the number of grid lines.

Scale East - Decrease the Scale East to expand the east-west axis. Scale North - Decrease the Scale North to expand the north-south axis. Sector East - The sector size in the East – West direction.

- Tip: Match the Sector East value with the Scale East value.

Sector North - The sector size in the North – South direction.

- Tip: Match the Sector North value with the Scale North value.

Note: To view your changes to the graphics window, the Calculate button must be selected.

Note: Using the up and down arrow at the right side of the graphics parameters screen is a

quick way to modify the graphics view. The step sizes can be adjusted by checking the Set Step Sizes Mode box. To exit the Set Step Sizes, uncheck the Set Step Sizes Mode box.

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SECTION VIEW GRAPHIC PARAMETERS

Scale All - Decrease the Scale All to zoom in and increase the Scale All to zoom out. The Scale All value affects the vertical and horizontal axis together.

Box Center TVD - Adjusts the TVD of the graphics view (box) center. Section Displacement - Adjusts the Section Displacement of the graphics view (box) center. Sector Size - The sector size is the grid box size outlined in black. Increase the sector size to reduce the number of grid lines. Decrease the sector size to increase the number of grid lines.

Scale Vertical - Decrease the Scale Vertical to expand the vertical axis. Scale Horizontal - Decrease the Scale Horizontal to expand the horizontal axis. Sector Vertical - The sector size in the vertical direction.

- Tip: Match the Sector Vertical value with the Scale Vertical value.

Sector Horizontal - The sector size in the horizontal direction.

- Tip: Match the Sector Horizontal value with the Scale Horizontal

value.

Note: Using the up and down arrow at the right side of the graphics parameters screen is a

quick way to modify the graphics view. The step sizes can be adjusted by checking the Set Step Sizes Mode box. To exit the Set Step Sizes, uncheck the Set Step Sizes Mode box.

Note: To view your changes to the graphics window, the Calculate button must be selected.

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Manual direccional

Engineering

Transcript of Manual direccional