mwd essential 22-12-2010

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MWD I Essentials for EMPulse™ / PrecisionPulse™

Course #110 Course Description: This 3-day introductory level course concentrates on the essential background knowledge and theory that the field engineer must possess in order to effectively analyze, interpret, and troubleshoot MWD data. The course provides classroom instruction in petroleum geology, directional drilling basics, data acquisition methods, basic MWD sensor theory, application, and interpretation, MWD system specifics, and surveying theory and quality control. A written assessment designed to measure the student’s understanding of the subject matter will be administered upon completion of the course material. Course Outline: Day One Petroleum Geology Primer 2 hours

Rocks and Minerals Transport and Deposition Sedimentary Rock Classifications Origin of Hydrocarbons Hydrocarbon Migration Hydrocarbon Accumulation

Directional Drilling Basics 2 hours

Introduction to Directional Drilling Applications of Directional Drilling Directional Drilling Limitations Methods of Deflecting a Wellbore

o Whipstock o Jetting Assemblies o Rotary Bottomhole Assemblies

Building Assemblies Dropping Assemblies Holding Assemblies

Mud Motors o Motor Selection o Components o Operational Limitations & Constraints

Rotary Steerable Assemblies


Data Acquisition Methods 1 hour Recorded Data Measurement Process

o Recorded Data Advantages / Disadvantages Real-time Data Measurement Process Real-time Telemetry Methods

o Mud Pulse Telemetry Theory of Operations Positive Pulse Telemetry Negative Pulse Telemetry Mud Pulse Telemetry Advantages / Disadvantages

o Electromagnetic Telemetry Theory of Operations Electromagnetic Telemetry Advantages / Disadvantages

The Borehole Environment 2 hour

Drilling Fluid Properties o Drilling Fluid Advantages o Drilling Fluid Disadvantages

Formation Properties o Formation Porosity o Formation Permeability o Pore Fluid Saturation and Density o Lithology o Formation Thickness o Shale Content

Pressure Differential o Overbalanced o Underbalanced

Day 1 Review 1 hour


Day Two MWD Sensor Theory, Application, and Interpretation 2 hours

Directional Data o Importance of Directional Surveying o Directional Surveying Measurements o Directional Sensor Hardware o Sensor Axes and Orientation o Magnetic Field Strength, Dip Angle, Horizontal and Vertical Components o Magnetic Declination o Grid Convergence o Factors Affecting Inclination and Hole Direction o Survey Quality Control - Gtotal, Btotal, Magnetic Dip Angle o Well Plan Parameters (Horizontal & Vertical Projections)

MWD Sensor Theory, Application, and Interpretation

Formation Evaluation Data o Gamma Ray 2 hours

Theory Applications Interpretation

Drilling Mechanics Data 2 hours o Pressure While Drilling

Theory Applications Interpretation

MWD System and Sensor Specifics 1 hour

EMPulseTM PrecisionPulseTM

MWD System Specifications o EMPulse™

MWD Sensor Specifications o CDS/BTR o GRG4 o CSGx o G4 Battery

MWD Sensor Measure Points MWD Tool Configurations

MWD System Specifications o PrecisionPulse™

MWD Sensor Specifications o CDS/BTR o GRG4 o CMS o CDN/AES Pulser o G4 Battery

MWD Sensor Measure Points MWD Tool Configurations

Day 2 Review 1 hour Day Three Written Exam 3 hours

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© 2007 Weatherford. All rights reserved.

LWD I - FUNDAMENTOSCurso #170

Shale

GasOil

Salt Water

Salt

Shale


Registrándose

• Completar en forma Legible la información requerida en la hoja de registro (Ver debajo)

• Imprimir nombre exáctamente como desee que aparezca en el certificado del curso.

• Obtener un a copia de la currícula del curso (Instructor).

• Obtener un cuaderno de notas si es necesario (Instructor).

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Perfil del Curso• Días 1 - 3

– Introducción

– Geología del Petróleo Primer

– Perforación Direccional - Básico

– Métodos de Adquisición de datos.

– El ambiente del Borehole.

– Teoría Básica de Sensores LWD. Aplicación, e interpretación.

– Sistema LWD y especificaciones de los sensores.

• Día 4

– Examen basado en los primeros 3 dias.

– Curso de seguridad en baterías de Litio


Actividades Diarias

• Inicio de clases 8:00 AM diariamente

• Fin de clase aproximadamente a las 4:45 PM diariamente.

• Descansos – 10 min cada hora.

• Evaluaciones en cualquier momento.

• Examen escrito al final del curso.

Petroleum Geology Primer 1


GEOLOGIA DEL PETROLEO


Corteza Terrestre



Rocas y Minerales


Minerales

• Un mineral es un compuesto o elemento cristalino de origen inorgánico.

• Los minerales tienen composición química definida y propiedades físicas tales como, estructura cristalina, punto de fusión, color, y dureza.

• La mayoría de los minerales encontrados en las rocas no son 100 % puros.

• Ejemplos, Cuarzo y Feldespato.



Clasificación de las Rocas

• Una Roca es un compuesto agregado de diferentes minerales endurecido.

• Las Rocas están divididas en tres clasificaciones por su origen:

– Ígneas

– Metamórficas

– Sedimentarias


Rocas Ígneas

• Masa de roca formada por la solidificación del magma sobre la superficie terrestre.

• Existen dos tipos principales de rocas ígneas.

– Intrusivas (plutónica), son aquellas que se han solidificado debajo de la superficie terrestre.

Granito

– Extrusivas (volcánicas), son aquellas que han sido formadas en la superficie de la lava. (Basalto)



Rocas Ígneas


Rocas Metamórficas

• Rocas derivadas de rocas pre-existentes por alteraciones mineralógicas, químicas y alteraciones estructurales causados por calor y presión dentro de la corteza terrestre.

– Caliza (Limestone) Mármol

– Lutita (Shale) Pizarra (Slate)

• El metamorfismo presenta como resultado una textura cristalina la cual tiene poca o ninguna porosidad.



Rocas Metamórficas

Caliza (Limestone) Mármol


Roca Sedimentaria

• Roca compuesta de materiales que fueron transportadas a su posición presente por aire o agua.

• Arena (Sandstone), Caliza (limestone), Lutita (shale) algunos las conocen como rocas clásticas, el cual son distinguida por tamaño de grano.

–El Clima desintegra la estructura.

–Erosión es el curtido debido a la intemperie.

–Mecanismos de transporte mueven los sedimentos erosionados a unacuenca donde ocurre la deposición.

–Las fuerzas de compactación del peso de sobrecarga de los sedimentos y cementación endurecen los sedimentos formando la roca sedimentaria.



Roca Sedimentaria


Roca Sedimentaria

• Las rocas sedimentarias cubren 75% de la corteza terrestre de la superficie de la tierra.

• Debido a que la mayoría de las rocas sedimentarias son capaces de contener fluido ( roca reservorio) ellas son el interés primario para los geólogos petroleros.

• Shale (Lutita) es una roca sedimentaria que no es típicamente una roca reservorio, pero esta es una “roca fuente” para la producción de hidrocarburos.

Arenisca



El ciclo de las rocas

• La posible secuencia de eventos, todos interrelacionados, por elcual las rocas pueden ser formadas, cambiadas, destruidas, o transformadas en otro tipo de rocas.


Textura de la Roca

• Textura Clástica (Sedimentaria)

–Textura de roca en la cual, minerales, o fragmentos orgánicos están cementados juntos por un mineral cristalino tal como Calcita.

• Textura Cristalina (Metamórfica e Ígnea)

–Textura de roca el cual es el resultado de progresivos y simultáneos crecimientos entrelazados de cristales minerales.



Textura de la Roca


Transporte Sedimentario & Ambientes Deposicionales



Transporte Sedimentario

• Fuerzas Tectónicas elevan las tierras bajas sobre el nivel del mar, asegurando una fuente continua de roca expuesta para la producción de sedimentos.

• La gravedad causa que los sedimentos se muevan de lugares altos a lugares bajos.

• La gravedad también actúa a través del agua , aire o hielo para transportar partículas de un lugar a otro.

• La gravedad finalmente arrastra los sedimentos a nivel del mar.


Mecanismos de Transporte Sedimentario

• Movimiento de masas

• Transporte por Agua

• Transporte por viento.

• Transporte Glacial



Movimientos de masa

• En Altas elevaciones

– Clima Severo

– Inestabilidad de pendientes

elevadas

• Un largo bloque de capas de rocapuede separarse a lo largo de fracturas profundas o capas planas.

– Deslizamiento de lodo

o avalancha


Transporte por Agua

• Medio de primario de transporte del sedimentos.

• La distancia que una partícula sedimentaria

puede ser transportada por agua

depende de:

– Energía disponible en el agua

– Tamaño

– Forma

– Densidad

• Mientras mas grande la energía del agua mayor volumen y tamaño de sedimentos transportados.

• Partículas mas livianas forman parte de la carga suspendida, donde las partículas mas pesadas se depositan en capas.

• Partículas esféricas son mas difíciles de cargar que las que tienen formas aleatorias.

• Mientras mas densa la partícula sea, mas rápido se asentará.



Transporte por Viento

• El viento mueve solo pequeñas cantidades de sedimento comparado con el transporte por agua

• Fuertes Vientos pueden transportar arcilla y tanta arena como lo puede hacer un río.

• En climas áridos (desierto), el viento puede actuar como agente primario de transporte y climático.

• Los sedimentos que transportan los vientos son frecuentemente reprocesados y redepositados mediante flujo de agua.


Transporte Glacial

• Glaciares se mueven lentamente pero con gran peso, Triturando rocas en varios tamaños de partículas.

• Sedimentos Glaciales son frecuentemente re-trabajados y redepositados por el flujo de agua.

• Pueden mover sedimentos gigantescos que el agua y viento no pueden.



Deposiciones Ambientales

• Un lugar donde las partículas sedimentarias que llegan a cierta ubicación sobrepasan a aquellas que están siendo transportadas.

• Deposiciones Ambientales comunes:

– Fluviales

– Lacustres

– Glaciales

– Eolicos

– Marinos


Depósitos Fluviales

• Sedimentos depositados por flujos de agua.

• Sedimentos acumulados donde la energía

se reduce.(Ej. en una curva)

– Barras de arena

– Inundaciones

– Deltas



Depósitos Lacustres

• Una colección/acumulación de sedimentos en un lago en el punto en el cual la corriente del río se une a este.

• Cuando un flujo de agua entra a el lago, el encuentro con aguas inmóviles absorben la mayoria o todo la energia de la corriente, causando que la carga de sedimento sea depositada.

• Eventualmente el lago se llenará de sedimentos y dejaráde existir, dejando atrás los sedimentos en el cual hidrocarburos puedan formarse.


Depósitos Glaciales

• Sedimentos depositados por el movimiento de capas de hielo son raros debido a que están sujetos a la erosión y el re-trabajo por otros agentes.

• El reproceso de los glaciares deja una gran cantidad de sedimentos sin forma llamados till (acarreo glacial), que es una mezcla caótica de lodo, grava y rocas grandes.



Depósitos Eólicos

• Los sedimentos depositados por el viento, típicamente ocurre en climas áridos.

• Dunas (Arenas)

• Loes (capas gruesas de partículas de rocas silt) transportadas por vientos desde los planos deslavados de los glaciares)


Depósitos Marinos

• Depósitos marinos mar adentro que no están afectados por la acción de las olas o de la deposición fluvial.

• Generalmente asociados con sedimentos de grano más finos

– Arrecifes

– Turbiditas



Clasificación de las Rocas Sedimentarias


Clásticas

• Rocas compuestas en su mayoría de fragmentos de otras rocas las cuales se distinguen por el tamaño de grano.



Conglomerados

• Una roca sedimentaria compuesta de “proyectiles” de varios tamaños agrupados por un material cementante el cual comúnmente es arcilla.

• Similar a la Arenisca pero son compuestas generalmente de granos de más de 2 mm en diámetro.

• Usualmente se encuentran en capas o estratos aislados; no muy abundantes.


Areniscas

• Una roca sedimentaria con mas de la mitad de sus granos entre 1/16 mm y 2 mm

• Generalmente compuestas de Cuarzo y feldespato.

• Comúnmente porosas y permeables haciéndola del tipo mas frecuente de roca donde se encuentran hidrocarburos.

• Un cuarto de todas las rocas sedimentarias son areniscas.



Lutitas (Shales)

• Se caracteriza por su grano fino, roca sedimentaria

compuesta mayormente de arcilla o barro consolidado.

• Formada de finos sedimentos que se asientan de la

suspensión en aguas inmóviles, la lutita se forma en

depósitos grandes sobre áreas amplias, entrelazada

con areniscas o calizas.

• Granos de “Silt” – 1/256 mm to 1/16 mm.

• Granos de Arcilla – plano, cristales circulares,de menos de 1/256 mm de diametro.

• Se cree que la arcilla orgánica es la mayor fuente de petróleo de todo el mundo

• Las lutitas también crean excelentes barreras a la migración de fluido y tienden a atrapar petróleo en rocas porosas adyacentes

• De ½ a ¾ de las rocas sedimentarias del mundo son lutitas.


Evaporitas

• Una roca sedimentaria formada por la precipitación de sólidos disueltos del agua evaporada en una cuenca cerrada.

• Son indicadores de climas secos pasados o cuencas cerradas.

• Solo una pequeña fracción de todas las rocas sedimentarias pero juegan un rol importante en la formación de reservorios de petróleo asociados con domos de sal.

Anhidrita

Halita (sal)



Carbonatos

• Roca sedimentaria compuesta primariamente de carbonato de Calcio (Caliza) o carbonato magnesio (dolomita)

• Forman parte de un cuarto de todas las rocas sedimentarias.

• La mayoría de los carbonatos son formados como resultado directo de actividad biológica.

• La caliza se forma en aguas superficiales y tibias.

Caliza


Origen de los Hidrocarburos



Hidrocarburos

• Originalmente el petróleo parecía venir de roca sólida en las profundidades debajo de la superficie terrestre (“Teoria inorganica”)

• Científicos mostraron que rocas con petróleo fueron alguna vez sedimento suelto precipitado desde acantilados en aguas someras en las costas.

• Avances en microscopía revelaron criaturas fosilizadas.

• Químicos descubrieron a ciertas moléculas complejas en el petróleo que se sabía que se presentaban solo en células vivientes.

• Se demostró que esas rocas fuentes se originaron en un ambiente rico de vida, llegando a la “Teoría Organica”.


Factores Químicos

• Una Molécula de hidrocarburo es una cadena de uno o más átomos de carbono enlazados químicamente con átomos de hidrógeno

• Las variaciones se deben a las diferencias en el peso molecular.

• A pesar de estas diferencias, la proporción de carbono-hidrógeno no varían apreciablemente.

• Carbono constituye el 82-87% y el hidrógeno de 12-15%



Composición Promedio del Gas Natural y del Crudo

Elemento Petróleo Gas Natural

Carbón 82 – 87% 65 – 80%

Hidrógeno 12 – 15% 1 – 25%

Sulfuro 0.1 – 5.5% 0 – 0.2%

Nitrógeno 0.1 – 1.5% 1 – 15%

Oxígeno 0.1 – 4.5% 0%


Factores Químicos

• Metano, el hidrocarburo mas simple, tiene la formula química CH4

–Cuatro es el máximo número de átomos de hidrógeno que se pueden enlazar a un simple átomo de carbono.

• Petróleo es un poco soluble solo en agua salada.

• Moléculas con hasta cuatro átomos de carbono se les conoce como gases.

• Moléculas que poseen de cinco a diez átomos de carbono se les conoce como líquidos.

• Moléculas mas pesadas pasan a ser sólidos.

• Petróleo se presenta en diversas formas como:

• Asfalto Negro grueso o pitch.

• Aceite crudo pesado negro.

• Crudo ligero amarillo negro

• Gas.



Factores Biológicos

Cada nivel de la cadena alimenticia, contribuye a la acumulación de material orgánico, particularmente a nivel microscópico (protozoarios y algas)


Factores Biológicos

• Las bacterias tienen un papel importante reciclando el material inorgánico en la descomposición.

–Aeróbica (oxigenada/oxidación) - requiere oxígeno libre para su proceso de vida. (ejemplo: en forma de limo, scum)

–Anaeróbica (sin oxígeno) - No requieren de oxígeno libre para vivir y no se destruyen en su ausencia; toman oxígeno de sulfatos disueltos y ácidos orgánicos adiposos produciendo sulfuros e hidrocarburos.

• Si bien la descomposición aeróbica libera ciertos hidrocarburos que algunos pequeños organismos acumulan en sus cuerpos, la anaeróbica es la más importantes en la formación del petróleo.



Formación del Petróleo

• Para formar una acumulación de petróleo, la fuente de oxígeno debe ser cortada. Ejemplos donde ambientes anaeróbicos existen:

– Profundidades Costa fuera.

– Pantanos salados.

– Delta de ríos.

– Lagunas con Mareas

• En este ambiente orgánico desechos orgánicos y organismos sin vida caen al fondo y son preservados en una ambiente anaeróbico en vez de ser descompuesto por bacterias oxidantes.

• Acumulación y compactación de arcillas impermeables junto con el material orgánico ayudan al sellado de oxigeno disuelto.

• La transformación en petróleo se completa mediante el calor y presión a ciertas profundidades.


Factores Físicos

• Ciertas reacciones químicas ocurren rápidamente a 120°-150°F, cambiando el material orgánico atrapado en la roca.

Las cadenas moleculares largas se separan en cadenas moleculares más pequeñas.

Otras moléculas son recreadas ganando o perdiendo hidrógeno.

Algunas cadenas de hidrocarburos son combinadas en cadenas más grandes y anillos.

• El resultado neto es que los hidrocarburos sólidos se convierten en hidrocarburos líquidos y gaseosos.

• De esta manera la energía del sol, convertida a energía química por las plantas, redistribuida entre todas las criaturas de la cadena alimenticia, conservada bajo tierra, es transformada en petróleo.



La Ventana del Petróleo

• El grupo de condiciones bajo la cual se formara el petróleo.

Temperaturas entre 100°F-350°F.

Entre más alta sea la temperatura, mayor será la proporción de gas.

Sobre los 350°F casi todos los hidrocarburos son gases (metano y grafito).

• Lechos fuente (reservorios) más profundos de 20,000 pies usualmente producen solo gas.


Roca Fuente

• Roca Fuente

– Roca en las cuales el material orgánico se convierte en petróleo.

• Roca Reservorio

– Roca que posee la propiedad de almacenar hidrocarburos.

• Generalmente, las mejores rocas fuentes son las lutitas ricas enmateria orgánica.

• Caliza, evaporitas, y rocas formadas de depósitos sedimentarios en aguas frescas también llegan a ser estratos fuente.

• El tiempo es el ingrediente final en la formación y acumulación de petróleo.

• Muy poco petróleo ha sido encontrado en rocas reservorio provenientes de rocas fuente de menos de un millón de años.



Migración de Hidrocarburos


Migración

• El movimiento de hidrocarburos de el área en la cual fueron fue formados a una roca reservorio donde se pueda acumular.

• Migración Primaria

–Movimiento de hidrocarburos fuera de la roca fuente.

• Migración Secundaria

–Movimientos subsecuentes a través de la roca reserva permeable y porosa mediante los cuáles el petróleo y el gas pueden concentrarse en algún lugar.



Migración Primaria

• El petróleo deja su roca fuente mediante fuerzas de compactación y flujos de agua.

• Conforme la lutita se comprime en espacios más reducidos, no son los granos minerales sólidos lo que se comprime si no los espacios porosos entre estos.

• El agua Intersticial (interespacial) es expulsada, transportando gotas de petróleo suspendidas y otros hidrocarburos.

• Los fluidos expulsados de las rocas fuente comprimidas se concentran en alguna arena adyacente, la cual mantiene la mayor parte de su porosidad original


Migración Secundaria

• Los hidrocarburos se mueven a través de rocas permeables por gravedad

– Compresión de los espacios porosos que contienen fluidos.

– Provoca que el agua con hidrocarburos pueda fluir.

– Provoca que el agua empuje los fluidos de petróleo menos densos hacia arriba

• Porosidad Efectiva y permeabilidad de las rocas reserva son más importantes que la porosidad total.

• Estos factores controlan que tan fácil la reserva puede acumular los fluidos tanto como pueda mantenerlos allí.



Acumulación de Hidrocarburos


Trampas



Trampas

• Como el agua en una poza, los hidrocarburos se concentran en lugares donde no puede fluir tales como:

– Puntos estructurales altos.

– Zonas de permeabilidad baja.

• Las Trampas son combinaciones geológicas de impermeabilidad y estructuras que detienen cualquier migración


Trampas

• Los requisitos básicos para una reserva petrolera son:

– Una fuente de hidrocarburos.

– Roca porosa y permeable que permita la migración

– Algo que detenga la migración y provoque acumulación.

• Los grupos mas grandes de trampas de hidrocarburos

– estructurales, resultado de deformación de las capas de rocas

– estratigráficas, consecuencia directa de variaciones sedimentarias

• La mayoría de las reservas tienen características de múltiples tipos.

• El tiempo es critico; la formación de la trampa debe ocurrir antes de que el petróleo se acumule.



Trampas Estructurales

• Anticlinales

–Creados por deformación tectónica de la capa de roca plana y paralela

–Un anticlinal corto saliendo en ambas direcciones donde esta penetrando se conoce como domo.

• Fallas

–Se presentan cuando las fuerzas de deformación exceden la fuerza de rompimiento de la roca.

–La mayoría de las fallas atrapan aceite y gas mediante la interrupción de la continuidad lateral de una formación permeable.

EstructuraAnticlinal

Impermeable Bed

SealingFault


Trampas Estructurales

VIDEO



Trampas Estratigráficas

• Son el resultado de la discontinuidad lateral o cambios en permeabilidad y son difíciles de detectar.

–Las trampas estratigráficas no fueron estudiadas hasta después que la mayoría de los campos petroleros del mundo fueron descubiertos

–Todavía siguen siendo una pequeña parte de las reservas petroleras conocidas del mundo.

• Las trampas estratigráficas usualmente no están relacionadas con características superficiales.

• Muchas trampas estratigráficas se han descubierto mientras se perforaban trampas estructurales.



Arenas Cordoniformes

• Una cadena de arenas sinusoidales localizadas a través de lutitas impermeables

• Forman complejas cadenas de ramificaciones

• Crean “compartimentos”aislados Indicativo del rumbo de la permeabilidad mas grande y la pendiente general de la superfiecie bajo tierra ayudan a encontrar la siguiente zona productora.




• Lentes

– Cuerpos Aislados de roca permeable encerrados dentro de roca menos permeable.

– Con limites estrechos en todas direcciones

• Formados por corrientes turbulentas y deslizamientos acuáticos.

• En playas asiladas o depósitos de arenas por corrientes.

• Abanicos Aluviales.

– No extendidos en longitud

Lens Traps



• Acuñamiento (Pinchout)

–Se presenta cuando un cuerpo de arena poroso y permeable esta aislado por arriba, por abajo, y su borde superior.

–El petróleo o gas migran desde arriba a la zona de baja permeabilidad donde la reserva se redistribuye en una forma “pinch out”

PinchoutTraps



Trampas en Combinación

• Muchas trampas de petróleo tienen características estructurales y estratigráficas

• Típicamente se encuentran cerca de domos de sal.

Directional Drilling Basics 1


Perforación Direccional Básica


Introducción a la Perforación Direccional

• Perforación Direccional es definido como la práctica para controlar la dirección e inclinación de un pozo hacia una ubicación u objetivo predeterminado debajo de la superficie.



Tipos de Pozos Direccionales

• Slant (Inclinados)

• Build and Hold (Construir y

Mantener)

• S-Curve (Tipo S)

• Extended Reach (Rango

Extendido)

• Horizontal


Herramientas de Perforación Direccional

• Herramientas de Perforación.

• Servicios Surveying/Orientation.

• Steering Tools (Herramientas Navegables)

• Ensambles convencionales de perforación rotaria

• Motores Navegables.

• Motores instrumentados para aplicaciones geosteering.

• Sistemas Rotary Steerable.

• Sensor de Inclinación en la broca.



Aplicaciones de Perforación Direccional

• Pozos múltiples desde una estructuras offshore.

• Pozos de Alivio.

• Control de pozos verticales.



• Sidetracking (desvio)

• Locaciones Inaccesibles






• Perforación de Rango Extendido

– Reemplaza pozos submarinos y aprovecha reservas costa-fuera con menos plataformas.

– Desarrollo de campos cerca de la orilla de la playa

– Reduce el impacto ambiental mediante el desarrollo de campos desde clusters. (Ej area de bosques)




• Perforando bajo balance

- Minimiza el daño skin,

- Reduce la perdida de circulación e incidentes de pegadura / atascamiento de tubería,

- Incrementa la “ROP” mientras extiende la vida de la barrena, y

- Reduce o elimina la necesidad de costosos programas de estimulación.


Limitaciones de la Perforación Direccional

• Severidades (Doglegs)

• Torque Reactivo

• Arrastre

• Hidráulica

• Limpieza del Agujero

• Peso sobre la broca

• Estabilidad del agujero



Métodos para desviar un pozo

• Operaciones con Whipstock

– Todavía utilizados

• Chorros a presión (Jetting)

– Rara vez utilizado hoy en día, todavía válido y más económico.

• Motores de fondo

– Mayormente utilizado, rápido y más exacto


Operaciones Whipstock



Chorros a Presión (Jetting)


Control direccional con ensamblajes rotatorios

Principios de diseño

• Fuerza Lateral

• Deflección de la barrena

• Hidráulica

• Combinación

Tipos de BHA

• Ensamblaje para construir.

• Ensamblaje para caer.

• Ensamblaje para mantener.



Peso sobre la broca

• Incrementando el Peso sobre la broca,

incrementa la tendencia de desviación

…. y vice-versa


Principio de Estabilización

• Los estabilizadores son colocados en puntos específicos para controlar la sarta de perforación y minimizar la desviación en el fondo.

• Aumenta la rigidez del BHA al colocar estabilizadores y evita que la tubería se doble y ayuda a la broca a seguir perforando en línea recta.

• El BHA empacado se utiliza para mantener ángulo.



Razones para el uso de estabilizadores

• La posición y el calibre de los estabilizadores controlan la forma.

• Los estabilizadores ayudan a concentrar peso sobre la broca.

• Los estabilizadores minimizan doblamientos y vibraciones.

• Los estabilizadores reducen el torque al perforar porque se tienen menos área de contacto.

• Los estabilizadores ayudan a prevenir pegaduras por diferencial y “key seating”.


Fuerzas Estabilizadoras



Ensambles para construir (Fulcrum)

• Al colocar dos estabilizadores se incrementa el control de fuerza lateral y alivia otros problemas.


Ensambles para construir (Fulcrum)



Ensambles para caer (Péndulo)

• Para aumentar la taza de disminución/caer:

– Incrementar longitud tangencial (distancia estabilizador-mecha).

– Incrementar rigidez.

– Incrementar peso del drill collar.

– Disminuir peso sobre la broca.

– Incrementar la velocidad de la

mesa rotaria.

– LT comunes:

• 30 pies

• 45 pies

• 60 pies

• 90 pies


Ensambles para caer (Péndulo)



Ensambles para mantener (Empacado)

• Diseñado para minimizar fuerzas laterales y disminuir sensitividad de cargas axiales.


Aplicaciones de Ensambles Controlables

• Pozos Verticales

• Perforación Direccional / Sidetracking

• Perforación Horizontal.

• Pozos de Re – entrada.

• Pozos Bajo Balance / Perforación con aire.

• Cruces de ríos.



Ensambles Navegables

• Construir.

• Disminuir.

• Mantener.


Motores de Fondo

Motor de desplazamiento positivo

Motor de turbinas



Commander TM Motores PDM


Selección del motor

• Estas son las tres configuraciones de motores mas comunes, las cuales proveen un rango amplio de velocidades de la broca y torque que se requieren para satisfacer una multitud de aplicaciones direccionales.

– Velocidad Alta / Torque Bajo - 1:2 Lóbulos.

– Velocidad Media / Torque Medio – 4:5 Lóbulos.

– Velocidad Baja / Torque Alto – 7:8 Lóbulos.



Selección del Motor

• Alta Velocidad / Bajo Torque (1:2) motor típicamente utilizado :

– Perforación con brocas PDC

– Perforación con brocas tricónicas en formaciones suaves.

– Perforación Direccional utilizando orientaciones con single shot.



• Velocidad Media / Torque Medio (4:5) motor típicamente usado para:

– Perforación Direccional y convencional.

– Brocas de diamante y aplicaciones para núcleos.

– Pozos Sidetrack.




• Baja Velocidad / Torque Alto (7:8) motor típicamente usado para:

– La mayoría de los pozos direccionales y horizontales.

– Perforación en formaciones de durezas medias a altas

– Perforación con brocas PDC.


Componentes de los Motores PDM

• Ensamble Dump Sub.

• Sección de Potencia (Power Section).

• Ensamble de transmision (Drive Assembly).

• Ensamble de ajuste (Adjustable Assembly).

• Sección sellada de cojinetes (Sealed Bearing Section)



Ensamble Dump Sub

• Es una válvula que se activa hidráulicamente localizada en la parte superior del motor de fondo.

• Permite a la tubería de perforación llenarse de lodo cuando corre tubería en el pozo.

• Drenarse cuando se saca tubería del pozo.

• Cuando las bombas están operando, la válvula se cierra automáticamente y dirige el fluido de perforación a través del motor.

• Esta válvula evita que al sacar tubería se derrame lodo en la mesa


Dump Sub

• Permite el llenado y drenado de la tubería.

• Operación

- Bomba Apagada – Abierta.

- Bomba Encendida – Cerrada.

• Descarga.

• Conexiones.



Sección de Potencias (Power Section)

• Convierte la energía hidráulica del fluido de perforación en energía mecánica para mover-girar la broca.

– Estator – Es un tubo de acero que contiene un inserto de hule / eslastómero con un patron lobular, helicoidal a lo largo del centro.

– Rotor – Tubo de acero en forma lobular y helicoidal.

• Cuando el fluido de perforación es forzado a pasar a través de las cavidades ocasionara que el rotor gire dentro del estator.


Sección de Potencia

• El patrón de los lóbulos y longitud de hélice dictan las características de la salida. A mayor relación mayor torquey menor velocidad y viceversa.

• Stator siempre cuenta con un lóbulo más que el rotor.

• Etapa – Una rotacion helicoidal en los lobulos del estator.

• Con más etapas la selección de potencia es capaz de generar una mayor presión diferencial la cual en cambio provee más torque.



Ensamble de Transmision

• Convierte la rotación excéntrica del rotor en rotación concéntrica.

Junta de velocidad constante

Tubo FlexibleJunta Universal


Ensamblaje Ajustable

• Puede ajustarse desde cero hasta 3 grados.

• Puede ajustarse en el campo en incrementos variables hasta un ángulo máximo.

• Proporciona un largo amplio de tazas para construir ángulo en pozos direccionales y horizontales.

H = 1.962 o



Sección de Cojinetes (Bearing Section)• Transmite cargas axiales y radiales de la barrena a la tuberia. Existen dos

tipos

- Sealed Bearing Section ( sellada y lubricada por aceite)

- Mud Lubricated ( abierta y lubricada por lodo)

El grafico muestra las partes de una

Seccion sellada.

• Thrust Bearing.

• Radial Bearing.

• Reservorio de aceite.

• Pistón balanceado.

• Sello de alta presión.

• Conexión de caja para

barrena.


Manual de Motores - Motor Handbook

• Cada configuración del motor se puede encontrar en el manual de motores

– Datos Dimensionales.

– Especificaciones.

– Configuración ajustable del Housing

– Gráficos de Desempeño.



Motor Dimensional Data


Especificaciones del motor



Tasas de construcción estimadas


Gráficos de desempeño



Utilizando los gráficos de desempeño

• Presión Diferencial

–Es la diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo ( cargado) y fuera del fondo (no cargado).

• Carga completa

–Indica la máxima presión diferencial de operación

• RPM

–Las RPM del motor se determinan conociendo la presión diferencial y proyectando verticalmente hasta la intersección con la apropiada línea de flujo.

• Torque

–El torque del motor se determina al introducir la presión diferencial y proyectando verticalmente hasta la intersección del torque.


Restricciones Operativas

• Temperatura – 219 °F / 105 °C

– Los Estatores pueden ser utilizados hasta temperaturas de 300 °F / 150 °C

– Se utilizan componentes de materiales y tamaños especiales.

• Peso excesivo sobre la broca

– Un excesivo peso sobre la barrena no permite la rotación de la broca, y la sección del motor no es capaz de proporcionar el torque necesario para girar (Motor stalling).

– El rotor no puede girar dentro del estator, formando un sello.

– De continuar la circulación se erosionará y romperán los hules (Chunk) del estator. Destroza el elastómero




• Rotación del Motor

–-La rotación del motor con ángulos mayores de 1.83 grados no se recomienda (daño al housing y fatiga)

–-La velocidad de rotación no debe exceder los 60 RPM (carga cíclica en exceso en el housing)

• Fluidos de Perforación

–-Diseñado para operar prácticamente con todos los fluidos de perforación como agua fresca y salada, fluidos base aceite, lodos con aditivos de control de viscosidad o perdida de circulación, y con gas nitrógeno.

–-Los fluidos basados en hidrógeno pueden ser dañinos a los elastómeros.

–-Alto contenido de cloruros puede dañar los componentes internos.

–-Se debe mantener el contenido de sólidos menor al 5%

–-Se debe mantener el contenido del arena al 0.5%



• Presión Diferencial

–-Es la Diferencia de presiones cuando el motor esta en el fondo (cargado) y fuera del fondo (no cargado).

–-Una caída de presión excesiva en el rotor y el estator causaráun lavado prematuro (chunking), y limitará el desempeño.

–-La máxima presión diferencial depende de cuanto flujo se bombee a través del motor, mientras más alto sea el flujo la presión permisible será menor.

• Perforación Bajo balance (Underbalance)

–-La razón adecuada gas/liquido debe utilizarse para no dañar el motor.

–-Bajo condiciones de operación de alta presión, el nitrógeno puede impregnarse en los poros del estator y expandirse al sacartubería del pozo provocando burbujas o daños en los hules del estator.



Problemas en perforación direccional

• Aumentos de presión.

• Decremento de presión.

• Pérdida de tasa de penetración.


Incremento de presión

• Motor represionado (Stalled)

• Motor o Broca taponada.

• Pozo de bajo calibre (Undergauge -tight Hole)



Decrementos de presión

• Válvula Dump Sub abierta.

• Estator dañado o gastado.

• Lavado de tubería / quebrada Twist-off

• Perdida de circulación.

• Influjo de gas (Gas kick).


Perdida de la Taza de penetración.

• Broca gastada o embolada.

• Estator gastado (Motor débil).

• Motor represionado (Stalled).

• Cambio de formación.

• Estabilizador o tubería colgada.



Rotary Steerable

• Revolution RSS – Smart Stabilizer


Beneficios del Rotary Steerable

• La rotación continua de la sarta de perforación reduce la probabilidad de pegamiento por diferencial.

• Reduce torque y arrastre debido a una curvatura de pozo mas uniforme.

• Pozos de alcance más largo.

• Secciones horizontales y laterales más largas.

• Mejora la evaluación debido a los “pads” de la herramienta wireline.

• Mejora la evaluación de la formación con herramientas LWD.

• Control de desviación en pozos verticales.



“Push the Bit” versus “Point the Bit”


Planeamiento de un pozo direccional

• Geología

• Producción y completación.

• Restricciones de perforación.



Geología

• Litología en la cual se perfora.

• Estructuras geológicas a perforar.

• Tipo de objetivo que el geólogo espera.

• Posición del agua o cimas/topes de gas.

• Tipo de pozo.


Producción y completación

• Tipo de completación requerida (“trabajo de fracturas”, bombeo y levantamiento artificial, varas, etc)

• Requisitos de completación para mejorar la recuperación. (SAGD Ej.)

• Requisitos de posicionamiento del pozo para planes futuros de producción/drenado.

• Temperaturas y presiones de fondo.



Restricciones de perforación

• Selección de la locación de superficie y diseño de pozo.

• Conocimiento previo de área perforada e identificación de áreas problemáticas.


Restricciones de Perforación

• Tamaño y profundidad del revestimiento.

• Tamaño del Agujero.

• Fluido de perforación requerido.

• Equipo de perforación y capacidad.

• Duración de los servicios direccionales utilizados.

• Influencia del equipo para tomar survey y trayectoria del pozo.



Planeamiento

• Tasas de construcción (buildrates)

• El perfil debe tener al menos de 50 m de tangente después de la curva.

• La caída del ángulo para pozos tipo “S” se planea preferentemente con 1.5° /30m.

• El punto de arranque de la desviación (KOP) debe ser tan profundo como sea posible para reducir costos y desgaste en el revestimiento.

• Planear una sección de aterrizaje suave en las secciones de construcción en pozos horizontales,.


Planeamiento

• Evitar altas inclinaciones a través de formaciones de fallas severas, quebradizas o buzadas.

• En pozos horizontales se puede identificar contactos gas /agua.

• Tasas de giro (Turn rates) en secciones laterales de pozos horizontales.

• Verificar las tasas de

construcción del motor.



Planeamiento

• Posible inicio de un sidetrack (desvio) al menos 20m fuera del revestimiento.

• Los doglegs podrían alcanzar 14o/30m al salir del whipstock.

• Identificar los pozos a 30m alrededor de la trayectoria del pozo, propuesto para evitar una colisión.

Data Acquisition Methods 1


METODOS DE ADQUISICION DE DATOS

Pulso Positivo

Pulso Negativo

Abierto Cerrado

Abierto Cerrado

Abierto

Cerrado

Cerrado

Abierto




Métodos de adquisición de datos

• Existen dos métodos con los cuales se puede adquirir información LWD:

– En Memoria

– Tiempo Real

• Discutiremos lo siguiente acerca de cada uno:

– Procesos de Medición

– Ventajas y Desventajas.


Proceso de Medición de Datos en Memoria

• Los datos en la memoria LWD se obtienen mediante el muestreo de los sensores en el fondo, almacenando los datos en la memoria, y recuperando los datos una vez que se saca la herramienta del pozo.

• Cada uno de los datos esta asociado con del reloj maestro.

• Se realiza un monitoreo de la profundidad vs. tiempo en la superficie durante la perforación.

• La sincronización de los relojes en superficie y en la herramienta al inicio de la corrida es critica.

• Durante el proceso después de la corrida, los tiempos de los archivos de profundidad y datos de la herramienta se ajustan para crear un archivo que contiene datos vsprofundidad utilizado para crear registros.



Ventajas de la información en Memoria

• Alta Resolución de Datos:

• La resolución de datos es al menos tan buena o mejor que la data en tiempo real.

• La resolución en tiempo real generalmente no es mayor a 8 bits (excepto data de surveys)

• La resolución de data grabada es al menos 8-bits, y llegan hasta 32-bits.

• Típicamente reemplaza al tiempo real una vez que es extraída de la memoria de la herramienta.

• Independiente de Problemas de transmisión.

– No existe data perdida debido a problemas de detección o problemas de superficie.

• Tazas de muestreo rápida.

- Mas datos por intervalos de profundidad.

- Puede almacenar datos mucho mas rápido que transmitirlos.

- Puede registrar al agujero mas rápido que en tiempo real con la misma calidad en los datos.


Desventajas de los Datos de memoria

• No proporciona retroalimentación como RT.

–Datos de memoria no son de utilidad para la mecánica de perforación, datos tales como presión y vibración.

–Datos de memoria no útiles para “drilling mechanics data” como lo es presion y vibracion (solo como datos historicos)

–Es difícil de usar para predicción de “pore pressure”casing y puntos de muestras de core.

–Imposible y costoso usar datos de memoria para perforación direccional y aplicaciones geosteering.



Proceso de Medición de datos en tiempo real

• Los Datos LWD en tiempo real se obtienen de sensores en el fondo, se transforma la información en formato binario,y se transmiten los datos a través de algún medio hacia la superficie

• La transmisión es decodificada en la superficie, los datos son procesados y se asocian con profundidad para crear registros en tiempo real.

• El proceso parece simple, pero es extremadamente complejo y requiere una combinación de una sucesión de eventos para que un dato pueda ser procesado.


Métodos de telemetría en tiempo real

• En aplicaciones LWD en tiempo real existen 3 diferentes métodos de telemetría:

– Pulso de lodo Positivo

– Pulso de lodo Negativo

– Electromagnético

• “Telemetria” basicamente esta relacionada a el acceso y transmision de datos desde y hacia locaciones remotas

• La industria LWD no creo la telemetría, pero la ha adaptado de otras disciplinas.



Telemetría de Pulsos de Lodo

• La telemetría de pulsos de lodo utiliza una trayectoria de transmisión no comprimible (columna de lodo en la tubería) para transportar las ondas de lodo creadas en el fondo por un pulser.

• La información del Sensor puede ser codificada de varias maneras (Manchester, modulación de posición del pulso, etc.), pero todos estos métodos requieren que los pulsos de presión sean detectados en la superficie para que la información pueda ser decodificada.


Telemetría de Pulsos Positivos

• La telemetría de pulsos positivos utiliza una válvula hidráulica para restringir por un momento el flujo de lodo a través de un orificio en el pulser.

• Esto genera un aumento de presión en forma de un pulso positivo u onda de presión la cual viaja hasta la superficie y es detectada por un transductor sobre el piso de perforación y/o bombas.

• El método de telemetría de Precision LWD y de MWD es de Pulsos positivos.

Pulso Positivo Abierto Cerrado



Telemetría de Pulsos Negativos

• La telemetría de Pulsos Negativos utiliza una válvula controlada para liberar lodo por un momento desde el interior de la herramienta hacia el espacio anular.

• Esto genera un decremento en presión en forma de un pulso negativo u onda de presión la cual viaja hasta superficie y es detectada por un transductor sobre el piso de perforación y/o bombas.


Ventajas de la Telemetría de Pulsos de Lodo

• Operación Mecánica Sencilla

• Confiable con el mantenimiento adecuado

• Método de Telemetría Original; alrededor de 20 años de desarrollo y mejora.



Desventajas de la Telemetría de Pulsos Positivos

• El medio de transmisión debe ser no comprimible (no aire en la columna de lodo)

• Tasas de transmisión de datos (1 a 3 bits/seg)

• Técnicas de procesamiento avanzado son requeridas para reducir los efectos de distorsión y ruido con banda de telemetría.

• Capacidad limitada “two-way downlink” (serie de reciclaje de bombas para cmabiar de modo o de frecuencia).

• Sistemas de pulsos negativos requieren amplia caída de presión debajo de la válvula para generar suficiente amplitud de pulso.

• Los sistemas de Pulsos Positivos requieren el uso de filtros (drill pipe screen).


Telemetría Electromagnética

• Una Antena emisora EM inyecta una corriente eléctrica hacia la formación alrededor del agujero.

• Se crea una onda electromagnética, la cual se propaga en la formación mientras es canalizada a través de la tubería.

• Los datos son transmitidos por modulación de corriente y descodificados en la superficie.

• La propagación de las ondas EM por la tubería es mejorada por el efecto guiador de la tubería eléctricamente conductora.

Receptor -Transmisor Antena

Transmisión Bi-direccional

Antena Emisora

BrocaCorriente Inyectada



Telemetría Electromagnética

• La señal es atenuada por efectos de la frecuencia de transmisión, la fuerza de la señal transmitida, y el nivel de interferencia.

• Trabaja bajo el principio de la ley de ohm (V = IR).

• El sistema Precision LWD también usa la telemetría EM así como el de MWD.


Ventaja de la Telemetría Electromagnética

• No presenta restricciones al fluido de perforación; el fluido puede ser comprimible o no comprimible (puede ser utilizado en aplicaciones Bajo balance)

• Menor tiempo para tomar survey entre conexión (la herramienta siempre esta prendida; no necesita ciclar las bombas para prenderla o apagarla)

• Ilimitada comunicación en dos vías con la herramienta en el fondo

• Sin partes móviles.



Desventajas de la Telemetría Electromagnética

• Tasa de transmisión lenta (1-3 bits/seg.)

• Requiere centralización adicional para atenuar las altas vibraciones que sufre en aplicaciones bajo balance

• El sistema EM estándar sufre de atenuación de señal extrema en profundidades excesivas o si la resistividad de la formación es alta frente a la antena emisora

• El sistema EM de rango extendido puede usarse para colocar el punto de telemetría mas cerca del receptor en la superficie; esto requiere colgar un cable en el agujero dentro de la tubería.

The Borehole Environment 1


CONDICIONES DEL AGUJERO


Las Condiciones del Agujero

• Se considerara como condiciones del agujero las presentes en el espacio anular y en la formación afectada por la invasión del fluido de perforación

• Cualquier barrera física entre el detector o sensor y la roca de la formación no-invadida debe ser tomada en cuenta antes de interpretar los registros

• Aspectos claves a discutir:

– Propiedades del fluido de perforación

– Propiedades de la Formación

– Presión Diferencial del Agujero/Formación



Perfil Radial del Agujero

PUNTO CLAVE:

–Los sensores LWD no miden solamente la formación virgen ; su respuesta estará afectada por las condiciones que se encuentran entre el Sensor y la formación no-invadida


Propiedades del Fluido de Perforación

• El Fluido de Perforación proporciona funciones criticas durante la perforación de un pozo:

– Limpieza del Agujero (transporte de recorte)

– Sólidos en suspensión (geles, PV/YP)

– Hidráulica en la Barrena (ayuda a la barrena a remover recortes y a enfriar los cortadores)

– Lubricidad (reduce torque y arrastre)

– Controla el daño a la formación (lodo base aceite, filtrado)

– Estabilidad de Agujero (controla la presión de la formación, previene que el agujero se colapse, inhibe la hinchazón de lutitas)

– Enfría el BHA



PROPIEDADES DEL FLUIDO DE PERFORACION

• El Fluido de Perforación también puede crear alguno “efectos colaterales” no deseados:

–Disminuye la ROP al aumentar la densidad del lodo

–Causa problemas en la detección de datos en Tiempo Real si la viscosidad del lodo es muy alta

–Puede causar daños irreversibles a la formación

–Costosos – los lodos base aceite requieren contenedores y procesos para reciclar los recortes

–Se filtra en espacios porosos de formaciones permeables (en situaciones sobre balance) haciendo la interpretación de registros más compleja y difícil

–Las herramientas de registros se vuelven inefectivas o inútiles (lodos base aceite, lodos saturados de sal) y pueden alterar severamente la respuesta del sensor (aditivos en el lodo).


PROPIEDADES DE LA FORMACION

• Las características físicas de la formación afectarán la respuesta del sensor. Algunas de las propiedades a considerar son:

– Porosidad de la Formación

– Permeabilidad de la Formación

– Densidad y Saturación de Fluido en los poros

– Litología

– Espesor de la Formación

– Contenido de Lutita



Porosidad de la Formación

• La Porosidad Total es la razón del volumen total de poros sobre el volumen de la formación.

• Por ejemplo, una porosidad total de 25% significa que por cada pie cúbico, hay un cuarto de pie cúbico de espacio vació disperso a través de todo el volumen (una esponja es una buena analogía)

• La porosidad teórica máxima es 48% si los granos son esferas perfectas del mismo tamaño pegadas por un lado (ajuste perfecto, en un cubo).

• La porosidad es el espacio donde se pueden almacenar los fluidos en la formación (gas/aceite/agua).


Porosidad de la Formación

• Porosidad Efectiva es la razón entre el volumen de todos los poros interconectados y el volumen total de roca.

• Solo los poros conectados con otros poros son capaces de acumular petróleo.

• La porosidad efectiva depende de como las partículas de las rocas fueron depositadas y cementadas y así como también de cambios diagenéticos posteriores.



Porosidad de la formación


Permeabilidad de la Formación

• La permeabilidad de la Formación mide que tan fácil pueden moverse los fluidos a través de los espacios porosos interconectados de la formación

• La permeabilidad esta en función del tamaño de los poros, la viscosidad el fluido, y la presión que actúa sobre el fluido

• Por definición, un darcy de permeabilidad es igual a 1 cm3/seg de fluido de 1 cp de viscosidad del fluido de una muestra de núcleo con área de 1 cm2 a una presión diferencial de 1 atm

• La permeabilidad indica el potencial de movilidad de los fluidos de la formación durante la producción del pozo.




• La unidad básica es el Darcy; 1/1000 de un Darcyes un millidarcy (md)

• La permeabilidad de las arenas comúnmente se encuentra entre 0.01 y 10,000 md

• Por ejemplo, una tiza tiene una permeabilidad de alrededor 1 md

100-1000 md

10-100 md1-10 md<1 md

Muy Buena

BuenaMediaPobre



• Aunque estén muy relacionadas, la permeabilidad y la porosidad efectiva no son lo mismo.

• Diferencias en capilaridad, la habilidad de los fluidos de adherirse a los granos de las rocas, podría hacer la permeabilidad de cierta roca relativamente alta para gas, baja para agua, y casi cero para aceites viscosos

• La permeabilidad puede variar con la dirección del flujo

• La conexión de los poros puede ser menos numerosa, mas angosta, o menos alineada en una dirección que en otra.



Permeabilidad de la formación


Acumulación de Fluido

• La mayoría de las reservas de petróleo son “water-wet”, esto significa que los granos de las rocas originalmente estaban llenos de agua (depositados en ambientes marinos)

• Todas las reservas contendrán algo de agua irreducible debido a las fuerza de atracción entre el agua original, o congénita, y la superficie de los granos de la roca (agua adherida)

• Cualquier hidrocarburo presente es el resultado del desplazamiento de agua móvil

• La mayoría de los pozos tienen una saturación máxima de aceite entre el 50-80%

• Arriba del 80%, el aceite producido puede estar mezclado con un poco de agua

• Por debajo del 10%, el aceite no es recuperable.



Densidad y Saturación de Fluido en los Poros

• Todo el espacio de poros disponible estará lleno de fluido.

• Siempre habrá agua presente dentro del espacio de los poros.

• La suma de la saturación de los fluidos de gas, aceite, y agua es 100% (Sg + So + Sw = 100%).

• Las saturaciones de los fluidos en toda la formación afectara la respuesta del Sensor LWD en varias formas.


Densidad y Saturación de Fluido en los Poros

• Si gas, aceite, y agua están presentes en la formación estarán distribuidos por su densidad.

• El gas estará en la parte superior, seguido de aceite, y al ultimo agua

• El tipo de fluido en el espacio poroso de la formación afectara la respuesta del sensor LWD en diferentes maneras.



Litología

• Las correcciones litológicas son requeridas para las mediciones de algunos sensores cuando se registran formaciones diferentes al estándar de calibración el cual es típicamente caliza.


Espesor de la Formación

Cuando las capas de formación son mas delgadas que la resolución vertical del sensor, la respuesta de este sensor no proporcionara el valor verdadero de la formación debido al efecto “shoulder beds”que la rodean.



Contenido de Lutita

• Las arcillas pueden estar distribuidas en formaciones de arenas en tres diferentes maneras : dispersas, laminadas, y estructurales.

• A pesar de la distribución, diferentes tipos de arcillas presentan propiedades que afectan la respuesta de los todos los sensores LWD.

• El cálculo del contenido de lutita es la clave para corregir las lecturas LWD.


Presión Diferencial

• La presión diferencial entre el agujero y la formación puede tener un gran efecto en la respuesta del sensor LWD

• Hay dos escenarios a considerar:

– Sobrebalance

– Bajobalance



Condición Sobre balance

• Una condición sobre balance existe cuando la presión circulante en el fondo es mayor a la presión de la formación.

• Aunque esta condición es considerada la forma mas segura de perforar puede causar los siguientes efectos no deseables:

– Invasión del Fluido de Perforación.

– Pérdida de Fluido.

– Atascamiento/Pega Diferencial de la Tubería.

– Baja ROP.

– Costosos sistemas de fluido de perforación.

– Estimulaciones costosas e inefectivas.


Perforación Convencional Sobre balance

• Sobre balance para el control de pozos.

• Costra/revoque de lodo para perdidas de circulación.

• El diseño de fluido para la compatibilidad de la roca.

• Tratamiento después de la perforación.

• Revestimiento y Cementación.

• Perforación ( baleo/cañoneo) y estimulación.



INVASION INVASION DE DE

FLUIDOFLUIDO

INVASIONINVASIONDE DE

FLUIDOFLUIDO

Costra LodoCostra Lodo

Matriz Matriz superficial superficial

dadaññadaada

AgujeroAgujero

SecciSeccióón transversal del Agujeron transversal del Agujero

RESERVORIORESERVORIO

Agujero Convencional en PSB


PSB en Pozos Horizontales

• Exposición extendida del agujero

• Erosión Mecánica del revoque (Filtercake).

• Pérdida de fluido significante

• Limpieza pobre después de la perforación

• Estimulación inefectiva de la completación.

• Deterioro Permanente de la Permeabilidad.

• Producción limitada del reservorio.



INVASIONINVASION

INVASIONINVASION

RESERVORIORESERVORIO

Agujero horizontal PSB


Drilling DamageDrilling Damage

Fracture Fracture PluggingPlugging Pore PluggingPore Plugging

Costra LodoCostra LodoWellbore CrushingWellbore Crushing

DaDaññooSuperficialSuperficialde la matrizde la matriz

Daño PSBDaño PSB



Condición Bajo balance

• Perforación bajo balance puede reducir o eliminar algunos de los problemasasociados con perforación sobre balance, reduciendo la presión de circulación de fondo a presiones debajo o equivalente a la presión de la formación.

• Perforación bajo balance tiene los siguientes beneficios:

• Influjo Controlado del fluido o gases del reservorio durante operaciones de perforación.

• Perforación Controlada mientras se mide con exactitud y se separan los fluidos recuperados de la perforación así como los gases y fluidos producidos.

– Altas tasas de Penetración.

– Elimina pegado por presión diferencial.

– Usa fluidos de perforación simplificados.

– Permite evaluación de la formación para ser conducido durante la perforación*

• *La mayor desventaja es que LWD convencionales con telemetría de pulsos positivos no pueden ser usados en fluidos de perforación compresibles; solo telemetría electromagnética puede ser usado.

LWD Sensor Theory 1

1© 2007 Weatherford. All rights reserved.

TEORIA DEL SENSOR LWD

APLICACION E INTERPRETACION

Direccional


Importancia de la Información Direccional

“Entregar la informacióndireccional exacta, y dealta calidad es tu prioridad

más alta en mi pozo”- El cliente

LWD Sensor Theory 2


Importancia de la Información Direccional

• Algo para recordar:

–Tienes solo una oportunidad para perforar el pozo en el lugar correcto

–No puedes asumir que porque la computadora cuenta con un valor , ese valor es el correcto (EE-ES)

–Cuesta a la compañía mucho dinero (Ganancia) corregir información direccional incorrecta.


Implicaciones de una mala información direccional

• Pozo perforado es perforado con una inclinación incorrecta o hacia una dirección incorrecta.

• El pozo colisiona con otro pozo.

• El pozo cruza una línea limite (lease line /limites de la concesión).

• Perdemos credibilidad con nuestro cliente.

• Potencialmente pierdes tu trabajo.

LWD Sensor Theory 3


Que es un Survey?

• Un survey, o en forma mas apropiada “Estacion 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.

LWD Sensor Theory 4


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.

LWD Sensor Theory 5


Que es Steering Data?

• Steering, 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)


Toolface Magnético

• 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 ProbeToolface Mag + Corrección + ToolfaceOffset

• 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.

LWD Sensor Theory 6


Toolface Gravitacional

• El toolface gravitacional es la distancia angular que la lineadel motor de fondo se movió, sobre el eje de la herramienta, en relación al high side 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 toolface gravitacionales 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.


Toolface Gravitacional

• Por ejemplo, un toolface que apunte al highside de la herramienta tendría un toolface gravitacional 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.

LWD Sensor Theory 7


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)


Acelerómetros de Cuarzo

• Responden al efecto del campo gravitacional de la tierra en cada plano

• Una corriente alterna (CA) se utiliza para mantener la el soporte de cuarzo en una posición de referencia conforme el acelerómetro se mueva relativo a la fuerza gravitacional

• La intensidad de la corriente aplicada “bucking”se relaciona con la fuerza gravitacional registrada por el acelerometro.

LWD Sensor Theory 8


Magnetómetros de Flujo

• Responden al afecto del campo magnético de la tierra en cada plano

• El magnetómetro consiste de dos bobinas enrolladas en forma opuestas alrededor de dos varillas con alta permeabilidad magnética.

• Al aplicar una corriente alterna (CA) a las bobinas, un campo magnético alterno es creado, el cual magnetiza las varillas.

• Cualquier campo magnético externo paralelo a las bobinas causará que alguna de las bobinas se sature mas rápido que la otra.

• La diferencia en el tiempo de saturación representa la magnitud del campo magnetico externo.


Campo Magnético Terrestre

LWD Sensor Theory 9


Campo Magnético de la Tierra

• El núcleo de la tierra contiene acero, níquel y cobalto y es ferromagnético

• Se puede imaginar a la tierra como si tuviera una barra magnética en el centro, a lo largo del eje de rotación norte-sur

• Aunque la dirección del campo es al norte magnético, la magnitud seráparalela a la superficie de la tierra al ecuador y a puntos con altas pendientes en la tierra cerca al polo norte.


Earth’s Magnetic Field

LWD Sensor Theory 10


Componentes del Campo Magnético de la tierra

• M = Dirección al Norte Magnético.

• N = Dirección al norte verdadero.

• Btotal = Intensidad total del campo magnético local.

• Bv = Componente vertical del campo magnético local.

• Bh = Componente horizontal del campo magnético local.

• Dip = Angulo Dip de el campo magnético con relación a la horizontal.

• Dec = Variación entre la componente horizontal del campo magnético y el norte verdadero.

• Gtotal = Intensidad total de campo gravitacional de la tierra.


Angulo Dip vs. Latitud

• Las líneas de flujo magnético son perpendiculares (90°) a la superficie de la tierra en los polos magnéticos.

• Las líneas de flujo magnético son paralelas a la superficie de la tierra en el ecuador magnético (0°).

• El ángulo dip se incrementa conforme la latitud aumenta.

• Al aumentar el ángulo dip la intensidad de la componente horizontal del campo magnético de la tierra disminuye.



Angulo Dip vs. Latitud

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

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

• Bh es la proyección (usando el ángulo dip) de Btotal en el plano horizontal

Bh = Btotal

Bv = Btotal Bh = 0

Bh = Btotal(cos Dip)

Btotal

Bv = Btotal(sin Dip)


Declinación Magnética

• Movimientos complejos de fluidos (plasma) en el núcleo 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 survey magnético que tiene como referencia el norte verdadero.



Movimiento de los polos magnéticos (1945 – 2000)

North Pole

South Pole


Movimiento del polo magnético



Norte Verdadero (True North)

• 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 serávalido 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.


Norte Verdadero



Aplicando la Declinación Magnética

• Para convertir el norte magnético al norte verdadero, la declinación debe ser sumada. :

• Dirección Verdadera = Dirección Magnética + Declinación

• Nota Importante:

–La declinación al este es positiva y la declinación al oeste es negativa para los dos hemisferios norte y sur.


Aplicando Declinación al Este

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

• Por ejemplo, si la dirección del pozo al norte magnético es 75° y la declinación es 5° al este, la dirección al norte verdadero se deberá calcular de la manera siguiente.

Dirección Verdadera = Dirección Magnética + Declinación

80° = 75° + (+5°)



Aplicando declinación al oeste

• Una declinación al oeste significa que el norte magnético esta al oeste del norte.

• Por ejemplo si la dirección del pozo al norte magnético es 120° y la declinación es 5° oeste, la dirección al norte verdadero se deberá calcular de la manera siguiente:

Dirección Verdadera = Dirección Magnética + Declinación.

115° = 120° + (-5°)


Aplicando Declinación al Oeste



Implicaciones de una Declinación Incorrecta

• Partiendo que la declinación es la suma de grados de corrección a la dirección magnética del pozo, cualquier error hecho en la declinación tiene serias consecuencias.

• Por ejemplo, si se aplica una declinación de +18° en vez de usar una declinación de -18 ° la dirección reportada del pozo será incorrecta por 36°!

• Este error podría no ser detectado hasta que la información se compare con surveys independientes.


Convergencia Grid

• Corrige la distorsión causada por la proyección de la superficie curva de la tierra sobre un plano.

• Esta corrección es mas severa cuando se desplaza del ecuador hacia los polos.

• Dos métodos comunes son Transverse Mercator y Lambert.



Proyección Grid UTM

• En Universal Transverse Mercator Grid, la tierra se divide en 60 zonas de 6° cada una.


Convergenceis zero here

Zonas Grid

• Un meridiano central divide a la mitad cada zona de 6°.

• Cada meridiano central se sitúa a lo largo del norte verdadero.

• Si estamos situados directamente en el meridiano central o sobre el ecuador, la corrección grid es CERO.



Zonas Grid

• La corrección de convergencia aumenta conforme la locación se aleja del ecuador y el meridiano central.

• La convergencia no deberá ser mayor a +/- 3 º, de otra manera se ha escogido un meridiano central incorrecto.

Maximum Grid Correction


Zonas Grid

• Para coordenadas rectangulares, valores arbitrarios han sido establecidos como convencion dentro de cada grid



Comparando Proyecciones Grid

• Diferentes proyecciones generan planos diferentes en términos de distancia, forma, escala y área.


Comparando Grid Projections

Video 1 Video 2



Aplicando la Convergencia

• Para convertir de “Grid North” a “True North”, la convergencia debe ser substraida:

• Dirección Grid = Dirección Verdadera – Convergencia

• Nota Importante:

–Convergencia al Este es positiva & al Oeste es negativa en el hemisferio Norte.

–Convergencia al Este es negativa y al Oeste es positiva en el hemisferio sur.


Aplicación de una convergencia al este

• Una convergencia al este significa que el norte grid se encuentra al este del norte verdadero.

• Por ejemplo, si la dirección del pozo al norte verdadero esta a 70° y la convergencia es 3° al este, la dirección al norte grid deberá ser calculada de la siguiente manera:

Dirección Grid = Dirección Verdadera - Convergencia

67° = 70° - (+3°)



Aplicación de una convergencia al este

• Una convergencia al oeste significa que el norte grid esta al oeste del norte verdadero

• Por ejemplo, si la dirección del pozo al norte verdadero es 120° y la convergencia es 3° al oeste, la dirección norte grid deberá ser calculada de la siguiente manera:

Dirección Grid = Dirección Verdadera – Convergencia

123° = 120° - (-3°)


Aplicación de la Declinación y Convergencia simultáneamente

• Reemplazando en la formula por la dirección de norte verdadero en la ecuación del norte grid proporciona la siguiente formula :

• Dirección Grid = Dirección Magnética + Declinación – Convergencia

• (Declinación – Convergencia) se denomina Correccion Total

• Si la declinación magnética es 5° este y la convergencia grid 3° oeste, y la dirección magnética es 130°, la dirección grid se calcula:

138° = 130° + (+5°) - (-3°)



Procedimiento de Survey Estático

• Perforar hasta el final de la junta o parada (3 tuberías) y detener la mesa rotaria.

• Trabajar la tubería arriba y abajo para liberar torque en la sarta de perforación.

• Situar la broca al punto del survey y apagar las bombas.

• Esperar 30 – 60 segundos

• Encender las bombas y transmitir el survey a la superficie (la tubería se puede mover lentamente mientras se manda el survey ).


Fuentes de error en Inclinación en tiempo real

• Estos factores pueden introducir errores en el valor de inclinación que se entrega al perforador direccional:

– Movimiento durante el survey (axial o rotacional).

– Acelerómetro o falla electrónica asociada.

– Calibración fuera de especificaciones.

– Exactitud de los sensores.

– Resolución de datos en tiempo real.



Criterio de calidad para 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


Fuentes de error de azimut en tiempo real

• Estos factores pueden introducir errores en la dirección del pozo que se entrega al perforador direccional :

– Interferencia Magnética (axial o inter-axial).

– Magnetómetro o falla asociada al hardware.

– Calibración fuera de especificación.

– Valor de acelerómetro “Malo” (la inclinacion y la cara de la herramienta en posición alta son parte del calculo!).

– Error matemático (en inclinaciones de 0° y 90°).

– Exactitud de los sensores.

– Resolución de datos en tiempo real.

– Latitud, Inclinación, Dirección de pozo.

– Declinación incorrecta y/o Convergencia.



Criterio de calidad para el Azimut

• 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?


Criterio adicional para la aceptación de un survey

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

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

Gtotal * Btotal

• 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 Gtotal y 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 especificaciones



Criterio de aceptación para un Survey

• Gtotal = (Gx2 + Gy2 +Gz2 ) 1/2

• Btotal = (Bx2 + By2 +Bz2 ) 1/2

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

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

Gtotal * Btotal


Limites de aceptación para Survey

• Gtotal = Gravedad Local +/- 0.003 g

• Btotal = Campo Magnético Local +/- 350 nT

• MDIP = Dip Local +/- 0.3°



Ejemplo de Calidad de un Survey #1

• Dada la siguiente información, decidir si la calidad del survey esta dentro de los límites.

• Referencias Locales: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355 nTMdip = 75.20°

• INC AZ Gtotal Btotal MDip

• 3.72 125.01 1.0012 58236 75.25

• Basado en tus observaciones, los valores de inclinación y azimut son aceptables?



• Dada la siguiente información, decidir si la calidad del survey esta dentro de los limites

• Referencias Locales: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355nt Mdip = 75.20°


3.72 125.01 1.0012 58236 75.25

+0.0012 -119 -0.05

• Basado en tus observaciones, los valores de inclinación y azimut son aceptables? SI / SI






INC AZ Gtotal Btotal MDip

• 5.01 127.33 1.0009 58001 74.84





• Referencias Locales: Gtotal = 1.000 g Btotal = 58355 nT Mdip = 75.20°


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


NO / NO




• Dada la siguiente información, decidir si la calidad del survey esta dentro de los límites.



17.13 129.88 1.0120 57623 73.44



Survey Quality Example #4




17.13 129.88 1.0120 57623 73.44

+0.0120 -732 -1.76

• Basado en tus observaciones, los valores de inclinación y azimut son aceptables? NO/NO.



Métodos para Calcular Survey

• Una vez que se ha verificado la calidad de la inclinación, dirección del pozo, y profundidad medida en la estación del survey los datos son proporcionados al perforador direccional

• El calculo de los surveys se realiza entre estaciones de surveys para proporcionar al perforador direccional una idea de la trayectoria del pozo en los planos vertical y horizontal

• Si los parámetros de entrada son idénticos los valores de los surveys calculados en tu reporte de surveys debe ser igual al reporte del perforador direccional.


Métodos para Calcular Survey

• El calculo para surveyspueden entenderse de una mejor manera al aplicar principios trigonométricos



Método de Calculo Tangencial

• Asume que el pozo es una línea recta desde el primer survey hasta el ultimo


Método de Cálculo de Angulo Promedio

• Asume que las distancias de un survey a otro como líneas rectas.

• Casi exacto y se pueden hacer cálculos manuales.



Método de Calculo de Radio de Curvatura

• Aplica un “mejor ajuste”curvo (radio fijo) entre estaciones de surveys.

• Mas exacto, refleja la forma del pozo mejor que el método de ángulo promedio.


Calculo de Mínima Curvatura

• Utiliza múltiples puntos entre surveys para representar mejor la forma del pozo

• Un poco mas exacto que el método de radio de curvatura



Comparación entre métodos

• Profundidad Total del Survey @ 5,985 pies

• Angulo Máximo @ 26°

• Pozo Vertical hasta 4,064 pies, después construir ángulo hasta 26° @ 5,985 pies.

• Intervalo aproximado entre Surveys 62 pies.


Terminología de los Surveys




• Estación Survey

–Posición a lo largo del pozo donde se toman las lecturas direccionales.

–Profundidad Vertical Verdadera (TVD)

–Es la proyección del pozo en el plano Vertical

–Profundidad Medida (MD)

–La distancia actual recorrida a lo largo del pozo

–Longitud del Curso (CL)

–La distancia medida recorrida entre “estaciones”.



• Desplazamiento Horizontal (HD)

–Proyección del pozo en el plano horizontal

–Distancia Horizontal desde la cabeza del pozo al ultimo survey

• Latitud (Northing)

–La distancia recorrida en la dirección norte-sur en el plano horizontal

–Hacia el norte es positivo, al sur es negativo

• Longitud (Departure) (Easting)

–La distancia recorrida en la dirección este-oeste en el plano horizontal

–Hacia el este es positivo, al oeste es negativo.




• Dirección Objetivo (TargetDirection)

–La dirección propuesta del pozo.

• Sección Vertical (VS)

–Es la proyección del desplazamiento horizontal a lo largo de la dirección del objetivo.

–La distancia horizontal recorrida desde la cabeza del pozo hacia el objetivo a lo largo de la dirección objetivo.

• Severidad Dogleg (DLS)

–Es un estimado normalizado (ej. en grados / 30 m o en grados/100 ft) de la curvatura total en la trayectoria actual de un pozo entre dos surveys consecutivos.


Cálculo de la Sección Vertical

• Para calcular la sección vertical se debe conocer el cierre (desplazamiento horizontal), dirección del cierre , y dirección del objetivo

• La sección vertical es el producto del desplazamiento horizontal y la diferencia entre la dirección del cierre y la dirección del objetivo

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



Proyección Vertical

• En la proyección vertical el perforador direccional grafica la Profundidad Vertical Verdadera vs la Sección Vertical

• El pozo debe pasar entre el espesor del objetivo vertical a lo largo de la dirección de la sección vertical para poder alcanzar el objetivo en este plano.

Kickoff Point

True

Verti

cal D

epth

Vertical Section

Tangent

Build Section

Locked in Section

Target


Proyección Horizontal

• En la proyección horizontal el perforador direccional grafica Latitud vs Longitud.

• El pozo debe pasar entre el radio del objetivo horizontal a lo largo de la dirección del objetivo propuesta para poder alcanzar el objetivo en este plano.

N

E

Latitud

Departure

Dirección Propuesta

Cierre

Sección Vertical

target

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Gamma Ray

TEORIA DE SENSORES LWD, APLICACION E INTERPRETACION

Rayos Gamma

Shale

GasOil

Salt Water

Salt

Shale


Gamma Ray

Teoría del Sensor de Rayos Gamma

• Los dispositivos de Rayos Gamma Naturales son detectores “pasivos”de la desintegracion radioactiva de los rayos gamma que se presentan dentro de las formaciones.

• Los tres isótopos emisores de rayos gamma mas comunes que se encuentran en la corteza de la tierra son Potasio-40, Torio -232, y Uranio -238.

• Cuentas altas de rayos gamma medidas por el sensor indican una alta concentración de material radioactivo

• Los dispositivos de Rayos Gamma no pueden distinguir el origen de la radiación gamma debido al tipo de detector utilizado (Tubos Geiger-Mueller )

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Gamma Ray

Teoría de sensores rayos gamma

• El Potasio y Torio típicamente se asocian con minerales arcillosos que son componentes mayores en la LUTITA.

• Los analistas de registros generalmente infieren que formaciones con cuentas gamma altas son lutitas y formaciones con cuentas gamma bajas son “no-lutitas” (arenas, calizas , haluros, gypsum, carbon , etc.)

• Valores gamma mayores que la línea base en la lutita no son muy comunes y típicamente pueden encontrarse en rocas de origen volcánico o en reservas permeables donde el uranio se ha precipitado entre el espacio de los poros

• Los sensores de Rayos Gamma indican el contenido de arcilla en la matriz , pero no revelan de manera directa el contenido del fluido (i.e., gas, aceite, agua )

• Puede utilizarse en cualquier ambiente – aire, cualquier salinidad en el fluido, fluidos base aceite, agujero descubierto o pozos con tuberia de revestimiento


Gamma Ray

Teoría de sensores rayos gamma

• Los dispositivos de Rayos Gamma de Espectro también son detectores“passivos” que miden la radiacion natural quie se presenta dentro de las formaciones

• Es diferente a los dispositivos de rayos gamma naturales, este dispositivo espectral utiliza un detector el cual puede distinguir el origen de la emisión de rayos gamma

• Esto puede llevarse a cabo ya que el K, Th y el U presentan espectros de energía diferentes.

Espectros de desintegración de Potasio, Torio & Uranio

1.46

0.23

0.61

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Gamma Ray

Teoría de sensores de Rayos Gamma

• Los dispositivos de Rayos Gamma Azimutales también son detectores “pasivos” que miden la radiacion natural que se presenta dentro de las formaciones

• El detector de Gamma azimutal esta parcialmente protegido para medir la radiación gamma desde cierta posición en la herramienta y utiliza un acelerómetro para proporcionar información sobre la posición ,arriba o abajo, de la ventana sin protección.

• Utilizado en aplicaciones “geosteering”.


Gamma Ray

Aplicaciones de Sensores de rayos Gamma

• Identificación Litológica.

• Espesor de la Formación.

• Correlación Estratigráfica.

• Geosteering.

• Estimación del Volumen de Lutita.

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Gamma Ray

Aplicaciones de sensores de rayos gamma

• Identificación Litológica

–Indicador de lutita vs “no-lutita ”.

–Respuesta de Gamma baja puede indicar rocas de reserva potenciales.

• Espesor de la Formación

–Diferencia en el nivel de radioactividad entre la formación ayuda a los analista de registros a determinar el espesor de la formación.

–En el ejemplo de rayos gamma se muestra el espesor definido de una zona de arenas (grafico).


Gamma Ray

Aplicaciones de Sensores de rayos gamma

• Correlación Estratigráfica

–La información de rayos Gamma puede ser utilizada para correlacionar cimas de formaciones y “marcar capas”entre pozos cercanos que ayudan a determinar la estructura geologica y la extension del area de una reserva.

–Las marcas de las capas generalmente muestran respuestas diferentes en áreas alrededor.

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Gamma Ray



Gamma Ray


• Geosteering

–Geostering es el control direccional intencional de un pozo basado en los resultados de registros geológicos LWD bajo la superficie mejor que los objetivos tri-dimensionales en el espacio, usualmente para mantener un pozo direccional dentro de la zona de interés

–En áreas maduras, geosteeringpuede ser utilizado para mantener un pozo horizontal en una sección particular de la reserva.

–Los sensores de rayos gamma azimutales fueron diseñados específicamente para aplicaciones geostering.

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Gamma Ray


• Estimación del Volumen de Lutita

–El volumen de lutita es la razón entre el valor de una zona y la variación de lutita en otras zonas.

–Se utiliza para corregir información de algún otro sensor utilizado en evaluación de formación debido al efecto debido a la presencia de lutita.

–Ejemplo:VSH (%) = GRlog – GRclean X 100

GRsh – GRclean

VSH (%) = 50 – 25 X 100

75 – 25

VSH (%) = 50%

Shale Baseline (75 api)

Clean Line (25 api)

Zone de interes(50 api)


Gamma Ray

Interpretación de información de rayos gamma

• La respuesta en litología es diferente entre lutita y arenas debido a la cantidad de radiación dentro de cada formación

• No se presentan cambios en la respuesta Gamma en las arenas a pesar del tipo de fluido a través de la formación

• La información Gamma no puede ser utilizada para identificar la presencia o tipo de hidrocarburo en la formación.

Lutita

Lutita

Arena

Gas

Petróleo

H2O Sal

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Gamma Ray


• La lutita es muy consistente sobre intervalos cortos lo cual le permite al analista de registros determinar una “linea base de lutita ”.

• La Halita (NaCl), que no son rocas de reserva, presentan una respuesta gamma muy baja debido a que son puros y no tienen componentes radioactivos.

• Yeso, anhidrita, carbón son otros tipos de formación que presentan muy bajos valores de rayos gamma.

Lutita

GasPetróleo

Agua Salada

Halita

Lutita


Gamma Ray


• Los analistas de registros hacen inferencias cualitativas basadas en la forma y tendencia de la curva de rayos gamma

• Este es un ejemplo de una arena que se esta limpiando (el contenido de lutita disminuye) de la cima hacia el fondo.

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Gamma Ray


• La habilidad de los Sensores Rayos Gamma Espectrales para determinar los componentes K, Th y U de una formación permite al analista de registros la identificación especifica de los minerales en la arcilla

• El análisis Espectral también puede ser utilizado para revelar situaciones que pudieran ocasionar una mala interpretación de los registros

• En la zona marcada del siguiente ejemplo, la curva de rayos gamma muestra gamma mas altos que arriba y abajo, indicando lutita; la zona es de hecho una arena con una alta con concentración de uranio.

GR Natural GR Espectral

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Gamma Ray

TEORIA DE SENSORES LWD , APLICACION, & INTERPRETACION

Presión


Gamma Ray

Teoría del Sensor de Presión

• Los sensores de presión de fondo son herramientas designadas para monitorear la eficiencia de la perforación proporcionando mediciones continuas y directas de la presión anular y absoluta del pozo

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Gamma Ray


• LWD el sistema esta basado en un collar. La presión del agujero se comunica con un transductor a través de un hueco en la parte interna del inserto. Y para la presión anular con otro transductor a través de un hueco en la parte externa.

• MWD el sistema esta basado en un probeta. La presión anular se comunica con el transductor a través de un hueco en el extremo del stingerque se encuentra asentado en el mule shoe en una camisa que comunica con el anular por un hueco.

Annulus Pressure Port

Bore Pressure Port

Inserto BAP del sistema PrecisionLWD

Annulus Pressure Port EM Stinger sistema MWD

Annulus Pressure Port EM Stinger sistema MWD


Gamma Ray


• La presión anular se comunica con el transductor a través de un hueco afuera del collar.

Annulus Port

HEL/BAP collar del sistema PrecisionLWD

ESP Port (Com Port)

EM Mule ShoeSustituto del sistema MWD

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Gamma Ray


• Las lecturas de presión en tiempo real LWD proporcionan información de la hidráulica del pozo y comportamiento del fluido que ayuda al perforador a evitar problemas durante la perforación y a optimizar la perforación

• Ambiente de Operación Seguro

– Para perforar con seguridad la densidad equivalente del lodo debe permanecer entre

• Mínima Presión de Fractura

• Máxima Presión de Poro


Gamma Ray


• Presión Anular

–Es la densidad hidrostática de la columna de lodo más las pérdidas por fricción en el espacio anular desde el sensor de presión hasta la superficie

• Presión Interna (presión absoluta ó presión del agujero)

–Es la presión hidrostática de la columna de lodo más las pérdidas a través del BHA por debajo del sensor de presión, la caída de presión en la broca y las pérdidas de presión por fricción en el espacio anular desde la barrena hasta la superficie.

• Presión Diferencial *

–Es la Diferencia de presiones entre las lecturas del sensor de presión anular y la del de presión interna.

–Proporciona la presión a través del BHA y la barrena.

–Se utiliza para monitorear el desempeño del motor, bloqueos en la barrena, lavado en la tubería, y evaluación donde se puede empacar la tubería.

*Nota: Solo en el BAP LWD

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Gamma Ray


Densidad Equivalente del lodo (EMW)

• Estático (bombas fuera) el PEL (EMW) es igual a la densidad promedio de la columna de lodo estática.

• Dinámico (bombas dentro) el PEL (EMW) es igual a la densidad promedio de la columna de lodo estática más pérdidas por fricción en el espacio anular; en esta condición se llama Densidad Equivalente de circulación (ECD)

– EMW = Presión

– TVD * K

donde K=.052 (ingles), 0.00981 (métrico)

Presión = Presión de fondo = Presión Anular


Gamma Ray


• Factores que afectan el Peso de Lodo Equivalente

• Densidad del Lodo.

• Rompiendo el Gel.

• Cantidad de Ripios o Recortes.

• Taza de Flujo.

• Intrusión de fluido de la Formación.

• Restricciones en el espacio anular.

• Presión al meter y sacar tubería (swab/surge)

• Perforación deslizando ó rotando.

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Gamma Ray


• Densidad del Lodo

–La densidad del lodo medida en la superficie es el primer factor a tomar en cuenta para controlar la presión bajo la superficie.

–El peso de lodo establece la línea base por la cual otros factores podrían variar.


Gamma Ray


• Rompiendo el Gel

– La fuerza del gel en el fluido de perforación determina la habilidad para mantener los sólidos en suspensión cuando no hay flujo presente.

–La fuerza que se necesita para romper el gel y poner en circulación al lodo adiciona al espacio anular pérdidas de presión hasta que el lodo empieza a fluir.

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Gamma Ray


• Cantidad de Recortes

–Los sólidos en suspensión en el lodo aumentan la densidad del lodo, lo cual incrementa la presión en la columna del lodo.


Gamma Ray


• Cantidad de Flujo

–La presión necesaria en la barrena para mover el lodo hacia el espacio anular es directamente proporcional a la cantidad de flujo

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Gamma Ray


• Fluidos de la Formación

–Cuando los fluidos de la formación entran al espacio anular, cambian las propiedades del lodo, lo cual cambia la presión hidrostática ocasionada por el lodo.

–Durante un arranque de gas, la burbuja de gas desplaza el lodo y se expande conforme entra a el espacio anular, reduciendo drásticamente la presión anular.


Gamma Ray


• Restricciones en el espacio anular (Empaques o Packoff)

•Las restricciones en la circulación aumentan la presión que se necesita para mover el fluido a una cantidad especifica de flujo.

•Las restricciones pueden ser causadas por formaciones que se expanden (hinchan), mala limpieza del pozo, agujero colapsado, formaciones fracturadas , o algún otro factor en la formación que pueda causar que las paredes del pozo se desprendan y entren al espacio anular.

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Gamma Ray


• Presiones al meter y sacar (swab/surge)

–El movimiento de la tubería en forma axial en el pozo desplaza el fluido de perforación como un pistón en un cilindro.

–El sacar tubería disminuye la presión anular (swab) y el meter tubería incrementa la presión anular (surge)


Gamma Ray


• Deslizar contra Rotar perforando

–La trayectoria del fluido en el espacio anular cuando se desliza es diferente a cuando la tubería esta rotando

–Esto cambia la resistencia al flujo, el régimen del flujo, y la trayectoria del flujo

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Gamma Ray

Interpretación de las Lecturas del Sensor de Presión

•Prueba de Goteo (LOT)

–Prueba la integridad de la zapata y la formación.

–Proporciona una medida de la fortaleza de la formación como limite superior para el ECD y prevenir perdidas de circulación.


Gamma Ray


• Prueba de Integridad de la Formación (FIT)

–Una presión predeterminada es aplicada a la formación (menor al valor LOT)

–La presión es observada por un periodo de tiempo (10 -20 minutos) para probar si la formación puede soportar esta presión.

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Gamma Ray


• Circulando y Rotando

•Durante la circulación (Bombas encendidas) el PEL aumenta porque los recortes están suspendidos; el PEL disminuirá cuando los recortes salgan del espacio anular.

•Cuando las bombas están fuera, El PEL disminuye o se iguala al valor de la presión hidrostática de la columna.

•La rotación de la tubería aumenta el valor del PEL (EMW) al remover mas ripios del lado bajo del hoyo.


Gamma Ray


• Como la rotación aumenta PEL(EMW)

–La rotación cambia la excentricidad de la tubería la cual añade turbulencia que requiere más presión para mover el fluido; este efecto se ve aumentado cuando aumenta la inclinación del agujero y la velocidad de rotación.

–La rotación mantiene los sólidos en suspensión lo cual aumenta la densidad del lodo; este aumento esta determinado por la velocidad de rotación, propiedades del lodo, y la geometría del pozo.

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Gamma Ray


• Subiendo y Bajando Tubería (Surge y Swab)

–La presión al bajar tubería hace que el lodo suba por el espacio anular con mayor velocidad, resultando en un incremento del PEL (EMW).

–La presión al sacar tubería hace que el lodo baje por el espacio anular; esto reduce la lectura de presión del sensor y disminuye el PEL (EMW)

–La velocidad del viaje y lo reducido del agujero dictaran la severidad del cambio en el PEL (EMW).


Gamma Ray


• Plataforma en movimiento (heave)

–Cuando la barrena no esta en el fondo y no hay compensación vs el movimiento , este movimiento causa una baja frecuencia reciproca a las variaciones de meter y sacar tubería en el PEL

–En este ejemplo del mar del norte, el movimiento de la plataforma por mareas altas en invierno provocó mucho efecto de meter tubería (swab) hasta colapsar el pozo e inducir empaque, perdida de circulación, y que se tape el agujero.

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Gamma Ray


•Mala Limpieza del Pozo

–Un PEL no uniforme durante la perforación es un indicativo de malas condiciones de limpieza del pozo y restricciones variables a la circulación.


Gamma Ray


•Gas de la Formación

–El gas de la formación en el espacio anular aparece muy rápido y algunas veces reduce drásticamente el PEL (EMW).

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Gamma Ray


•Arenas y Agua Salada de la Formación al perforar sin riser.

–Un arranque de agua salada de una formación no consolidada puede transportar arena al espacio anular lo cual da por resultado un incremento en el PEL (EMW).


Gamma Ray


•Picos de presión por fuerza del gel

–La Gelificación produce una resistencia inicial a la circulación lo cual podría requerir sobrepasar una presión significante.

–En este ejemplo, los picos de presión del geliniciaron fracturas en la formación lo cual provoca perdida de circulación.

Fracture Pressure

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Gamma Ray


•Picos de Presión por Empaque

–El empaquetamiento se presenta cuando muchos recortes se asientan creando una restricción en el espacio anular provocando un incremento repentino en el PEL (EMW).

–El empaquetamiento usualmente es el resultado de un agujero colapsado o de mala limpieza del agujero.

–Los picos por empaque podrían ser tan grandes que podrían causar una fractura en la formación.


Gamma Ray

Pressure Sensor Data Interpretation

• Pérdida de Circulación

–El sensor de presión no es un indicador directo de una perdida de circulación a menos que la perdida sea tan severa como para provocar la pérdida de la columna hidrostática

–Las lecturas de presión frecuentemente son útiles para saber como ocurrió la perdida de circulación y cual era el PEL cuando ocurrió.

–En este ejemplo un surge grande al repasar es seguido por un incidente de perdida de circulación.

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Gamma Ray

Aplicaciones del Sensor de Presión

Esto resulta en un pico de presión solo cuando el empaque es arriba del sensor de presión

La aparición de una serie de picos positivos en el PEL (EMW) es indicación de un empaquetamiento.

Detección de Empaques

La presión “pumps-off minimum” captura la presion swab mas baja.

La presión “pumps-off maximum pressure”captura la presion surgemas alta obtenida durante el periodo con las bombas apagadas.

Midiendo Swab y Surge con las Bombas apagadas y fuerza de gel del lodo.

La lectura de esta prueba se transmite a la superficie cuando se encienden las bombas.

La presión a la cual hay una disminución en la pendiente de la curva de presión del LOT indica la presión de fractura de la formación.

Prueba de Goteo (L.O.T)

La lectura de esta prueba se transmite a la superficie cuando se encienden las bombas.

La falta de caída de presión después de cerrar el pozo indica que la formación resistirá la presión de prueba.

Prueba de Integridad de la formación (F.I.T)

ComentariosRespuesta de PresiónAplicaciones


Gamma Ray


EMW es igual al ECD calculado.

Una disminución del PEL (EMW) en la densidad del lodo de entrada cuando se esta circulando indica buena limpieza del pozo.

Es el resultado de restricciones en el hueco mientras se esta circulando.

Variaciones cortas en el PEL (EMW) pueden indicar mala limpieza del pozo.

Es el resultado de los detritos asentados que son puestos en suspensión otra vez.

Un incremento uniforme en el PEL mientras se esta rotando indica mala limpieza del pozo.

Es el resultado de detritos asentados en pozos con inclinaciones altas.

Una disminución gradual en el PEL (EMW) mientras se navega indica mala limpieza del pozo.

Monitoreo

de

Limpieza

Del

Hueco

ComentariosRespuesta en PresiónAplicaciones

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Gamma Ray


Un PEL (EMW) estable entre la presión de fractura y la presión de poro.

Optimización de la densidad del lodo.

Frecuentemente relacionado con alto torque.

Al colapsarse un pozo causa un repentino aumento en PEL (EMW) conforme los sólidos se asientan en el espacio anular.

Detección de inestabilidad del pozo.

Usualmente este es un cambio dramático y no se ve en superficie por varios minutos.

Un repentino decremento en el PEL (EMW) que no esta relacionado con las operaciones del equipo

Detección de gas de la Formación

El tamaño del decremento es relativo a la densidad el lodo y al volumen del fluido de la formación

Una disminución en PEL que no esta relacionado con las operaciones del equipo.

Detección de fluidos de la formación cuando se perfora con lodo.

El PEL (EMW) se desplaza con cambios en rpm o por flujo.

Lecturas de presión rotando o con flujo.

ComentariosRespuesta en PresiónAplicaciones

1


Gamma Ray

EMPulse™Sistema de Sensoresy especificaciónes


Gamma Ray

MWD Versus Sistemas LWD

• Measurement-While-Drilling (MWD) Este sistema incluye los sensores de direccional y rayos gamma, y pueden incluir también presión de fondo, vibración/shocky sensores de temperatura entre otros.

• Logging-While-Drilling (LWD) Este sistema incluye el sistema MWD con la adición de los sensores de Resistividad, neutron, densidad u otro sensor.

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Gamma Ray

Sistemas Weatherford Mud Pulse MWD(Geoservices y AES)

• Sistema EMPulse™

– Nota: No hay espacio entre la palabra EM y Pulse


Gamma Ray

Sistema EMPulse™

• El Sistema EMPulse™ puede ser configurado con las siguientes partes:

– BTR (Bottomhole Transmitter) tool*– CDS (Clever Deviation Sonde) sensor

-Contiene acelerómetros y magnetómetros para las medidas de surveys direccionales

– GRG4 (Gamma Ray Generación 4) sensor**-Contiene un crystal scintillator para la detección de rayos gamma

- CSGx (Clever Strain Gauge X)-Contiene un transductor de presión para medir la presión anular

– Tin (Temperature Internal) sensor****Deshabilitado en modo de mud pulse**El sensor de temperatura se encuentra dentro del sensor GRG4 es usado para

almacenar la medida de la temperatura en modo de memoria.***Tin se encuentra dentro del CDS para medidas en tiempo real.

3


Gamma Ray

Componentes de Sistema – No sensores

• El sistema EMPulse™ emplea:

– LEC & Emitting Sub

• Ensamble para EM y transmisión de datos.

– G4 Batería

• Baterías de Litio para poder.

– Spectrum™ surface adquisition software para adquisición de datos y proceso.


Gamma Ray

Sistema de Configuración EMPulse™

• LEC - parte superior de la herramienta

– Bipod para configs sin CSGx

• Tin es un componente dentro del CDS

• Baterías G4 están disponibles en Standard y versiones de alta temperatura

• Co-axial centering sleeves con centralizadores entre cada sensor/parte.

• Stinger con puerto para medir la presión anular usado solo con CSGX en la parte inferior de la herramienta.

LEC or Bipod

CDS/BTR

G4 Battery

GRG4

CSGx

Stinger (w/CSGx only)

BTR

CDS

4


Gamma Ray

Características del EMPulse™

• Características y Beneficios:

– Presión de 15,000 psi

– Confiable rendimiento hasta temperaturas de 257°F (125ºC), con baterías opcionales de alta temperatura de hasta 302°F (150ºC)

– Telemetría Electromagnética permite operar en forma independiente del sistema de lodo y actividades en el taladro.


Gamma Ray

EMPulse™ System Mechanical Specifications

112 mm(4.41”)

100 mm(3.94”)

100 mm(3.94”)

83 mm (3.26”)83 mm(3.26”)

Nominal Collar Bore

7 5/8” REG pin

6 5/8” REG box

4 ½” IF box4” IF (4 ½”XH) box

3 1/2” IF boxTop Connection (19.7’ ToolCarrier)

7 5/8” REG pin

6 5/8” REG box

4 ½” IF box4” IF (4 ½”XH) box

3 1/2” IF boxBottom Connection (19.7’ ToolCarrier)

400 gpm

22,900 ft-lb

15,000 psi

302°F

(150°C)

257°F

(125°C)

6 3/32” x 2 1/4”

20o / 100’

14o / 100’

2.38

Collar

6 ¼”

800 gpm

44,000 ft-lb

15,000 psi

302°F

(150°C)

257°F

(125°C)

7 25/32” x 2 13/16”

15° / 100’

10° / 100’

2:60

Collar

8”

1200 gpm

73,000 ft-lb

15,000 psi

302°F

(150°C)

257°F

(125°C)

9 11/32” x 3”

14° / 100’

7.5° / 100’

2.81

Collar

9 ½”

800 gpm400 gpmMáxima taza de flujo

Collar

6 3/4”

Collar

4 3/4”Especificación

302°F

(150°C)

302°F

(150°C)

Máxima Temperatura Standard de Operación (Opcional)

15,000 psi15,000 psiMáxima Presión de Operación

28,200 ft-lb8,800 ft-lbMake-Up Torque

257°F

(125°C)

257°F

(125°C)

Máxima Temperatura Standard de Operación

6 19/32” x 2 13/16”

4 17/32” x 2 1/4”

Equivalent Bending Stiffness(O.D. x I.D.)

18° / 100’25° / 100’Dogleg Severity – Deslizando

13° / 100’16° / 100’Dogleg Severity – Rotando

2:371.92Bending Strength Ratio

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Gamma Ray

Especificaciones del Sensor CDS

440 mm medido desde la parte superior del sensor

Punto de Medida del Sensor

98”Longitud Nominal (CDS/BTR)

302oF (150oC)Temperatura máxima de operación

1 11/16” ODEspecificaciones del CDS

± 1oCExactitud de la Temperatura

± 0.5°Exactitud del Azimut

± 0.1°Exactitud de la Inclinación

± 1°Exactitud del Toolface

48 segundos approx.Toolface actualización


Gamma Ray

Especificación de la Baterías G4

70.7”Longitud Nominal

302oF (150oC)Máxima Temperatura alta de operación

1 9/16” ODEspecificaciones de Baterías

212°F (100°C)Máxima Temperatura Standard de Operación

52 A-hrCapacidad Nominal

18V @ 1.5AVoltaje Nominal

Rango Alto LiSOCl2Tipo de Celda

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Gamma Ray

Especificación del Sensor GRG4

302oF (150oC)Temperatura Opcional de Operación

257oF (125oC)Máxima temperatura Standard de Operación

700 mm desde abajo del “probe”Punto de Medida del Sensor

NaI ScintillatorTipo de Detector

1 11/16”ODEspecificaciones GRG4

16 segundosIntervalo de Muestreo

37.2”Longitud

± 1 ctExactitud

0 – 5000 ctsRango de Medida


Gamma Ray

Especificación del Sensor CSGx

302oF (150oC)Máxima Temperatura Standard de Operación

Puerto Anular en mule shoe subPunto de Medida del Sensor

Strain GaugeTipo de Detector

1 11/16”ODEspecificación CSGx

1 segundo mínimo, 10 segundos típico

Intervalo de Muestreo

24.1”Longitud

± 2 x 10-4 full-scale readingExactitud

0 – 10,000 psiRango de Medida

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Gamma Ray

Configuración de la herramienta - Hechos

• Sensores electrónicos están montados dentro de “pressure cases”(probes o sondas)

• Lodo fluye alrededor de “pressure cases”

• LEC esta siempre esta siempre en la parte superior de la herramienta, seguido por CDS/BTR, Batería G4.

• CSGx esta siempre en el fondo de la herramienta y se sienta dentro de la camisa dentro del Mule Shoe.

• Opción para usar el sensor de Rayos Gamma GRG4 entre la Batería G4 y CSGx

• Las Baterías de baja temperatura son los componentes que tienen la temperatura mas baja de operación (100oC / 212oF)

• Opción de configurar la herramienta para aplicaciones Slimholes (3 1/16”, 3 3/8”, 3 ½” Flex collars)


Gamma Ray

• La Vibración de la herramienta esta minimizada por las aletas centralizadoras de jebe montadas entre cada modulo.

• Centralizadores de Metal adicionales son empleados (Deepco) en UBD con fluido de perforación de dos fases para reducir la vibración de flujo de alta velocidad

• Pueden ser recuperables en ciertas configuraciones• Emitting Sub siempre en la parte superior • Tool Carrier es un collar box/box localizado debajo del Emitting

Sub que contiene la herramienta• Un pin/pin cross-over o mule shoe sub esta localizado debajo del

Tool Carrier• EMPulse™ usa el mismo CDS/BTR, Bateria G4, y GRG4 como la

herramienta PrecisionPulse™.

Configuración de la herramienta - Hechos

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Gamma Ray

Configuraciones de la Herramienta

• Solo Direccional

– Sin Sensor de Rayos Gamma GRG4, solo provee tool face y surveys

• Direccional – Rayos Gamma

– Provee tool face, surveys y Rayos gamma

• Direccional – Rayos Gamma – Presión

• Direccional – Presión

• Rayos Gamma – Presión

– Puede proveer rayos gamma y/o presión sin data direccional en configuración de modo de memoria.


Gamma Ray

Punto de Medida y distancia al Sensor

• Punto de Medida del Sensor

– Posición Física sobre el sensor donde se toma la medida

– Punto de Medida no cambia con la configuración de la herramienta o en el BHA

• Distancia al Sensor o Sensor Offset

– La distancia del punto de medida del sensor a la broca.

– Cambiara cuando la herramienta cambie de posición dentro del BHA.

– Donde el sensor aparezca en la herramienta puede depender en restricciones físicas, requerimiento del cliente, y sensitividad del ambiente del hueco.

9


Gamma Ray


• CDS

– El punto medio entre el acelerómetro y magnetómetro localizado a 1.44’ (0.44 m) desde la parte superior del CDS/BTR


Gamma Ray

• GRG4 Gamma

–El centro del cristal NaI localizado 2.29’ (.7m) desde el fondo del modulo GRG4


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Gamma Ray

• CSGx Presión

–El transductor esta localizado dentro de la sonda

–Sin embargo, el puerto de medida esta expuesto al anular y esta localizado cerca al final del stinger.


1


Gamma Ray

PrecisionPulse™Sistema & Especificaciones del Sensor


Gamma Ray

Sistemas de MWD Versus LWD

• Measurement-While-Drilling (MWD) generalmenteestos sistemas contienen sensores de direccional y de gamma ray, y podrian incluir ademas sensores de presion de fondo, de vibraciones/shock y de temperatura

• Logging-While-Drilling (LWD) estos sistemas contienenademás de los sistemas de MWD también otros sensorescomo resistividad, neutron-porosidad, densidad u otros.

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Gamma Ray

Sistemas PrecisionPulse MWD (Geoservices G4 y AES)

• Sistema PrecisionPulse™

– Nota: No existe espacio entre Precision y Pulse


Gamma Ray

Sistema PrecisionPulse™

• El sistema PrecisionPulse™ está constituido de las siguientesherramientas y sensores individuales:

– BTR (Bottom hole Transmitter / transmisor de fondo)*– CDS (Clever Deviation Sonde) sensor inteligente de desviación

-contiene accelerómetros y magnetómetros para tomar los surveys directionales

– GRG4 (Gamma Ray de 4ta Generation) sensor de rayosgamma**-contiene un cristal NaI de centelleo para la detección de la radiacion natural gamma

– Tin (Sensor de Temperatura Interno) ****En modo de pulso de lodo se desconecta / inhibe**El sensor de temperatura dentro del GRG4 es usado solo en modo de

memoria ( este sensor de temperatura no está calibrado )***Tin esta contenido dentro de la sonda CDS y es usado en tiempo real (si

está calibrado)

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Gamma Ray

Componentes No-Sensores del Sistema

• El sistema de PrecisionPulse™ emplea además:– Pulser (pulsador de lodo) – ensamblaje para la tele transmisión de datos

- pulsador AES disponible para collares de 3 ½”, 4 ¾”, 6 ¾”, 8 ¼”,9 ½”en medios hostiles-pulsador CDN disponibles en 1 ¾” (4C4E) y 2” para collares de 4 ¾”, 6 ¾”, 8”, 9”

– CMS (Módulo de Control) -Contiene capacitores y circuitos lógicos para operar el pulsador

– Bateria G4 – ensamblaje de bateria de Litio para suministrar potencia a toda la herramienta

– Spectrum™ software de superficie para la adquisición y procesamientode la data.


Gamma Ray

Configuración del Sistema PrecisionPulse™

• Spear Point/Fishing Neck (punta de lanza/cabeza de pesca) está en el tope de la sarta

-Permite el levantamiento y colocación de la herramienta dentro del collar no-magn.

• Tin es un componente dentro del CDS

• La Bateria G4 esta disponible en versiónestandar y de alta temperatura

• Los Co-axial (realmente tri-axial) centering sleeves (uniones centralizadoras) con suscentralizadores entre cada módulo o sensor

Spear Point/Fishing Neck

CDS/BTR

G4 Battery

GRG4

CMS

Pulser (AES or CDN)

BTR

CDS

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Gamma Ray

Caracteristicas Relevantes del SistemaPrecisionPulse™

• Caracaterísticas y Beneficios:

– Rango de presión hasta 15,000 psi

– Temperatura operativa hasta 257°F (125ºC), con la opción de configurar para alta temperatura de hasta 302°F (150ºC)

– Altas tasa de flujo a travéz del sistema para todas las dimensiones:

• 3 ½” hasta 160 gpm (ID 2.25” , 57.2mm)

• 4 ¾” hasta 400 gpm (ID 2 13/16” , 71mm)

• 6 ¾” hasta 700 gpm (ID 3 ¼ ” , 82mm)

• 8 ¼” y 9 ½” hasta 1200 gpm (ID 4” , 102mm)

Nota: Verifique siempre el ID y asegúrese que el flujo a usar no sobrepase los límites del diseño para este. Para el flujo el factor importante es el ID del collar nó su OD.


Gamma Ray

Especificaciones Mecanicas del SistemaPrecisionPulse™

77,300 ft-lb

112,000 ft-lb

52,000 -56,000 ft-lb

75,000-78,000 ft-lb

6 5/8” / 7 5/8”REG pin

6 5/8” / 7 5/8”REG box

175 lbs

31.0 ft

1 11/16”

8 ¼” / 9 ½”

8 ¼” / 9 ½”

AES Pulser

Maximum Torque

Makeup Torque

Bottom Connection

Top Connection

Approximate Weight

Nominal Tool Length

Nominal Tool O.D.

Nominal Collar O.D.

Especificaciones

N/A

N/A

2 11/16”-4SA pin

2 11/16”-4SA box

150 lbs

31.0 ft

1 11/16”

3 1/8”, 3 1/2” flex

1 ¾” 4C4E

Pulser

Varies ref. AES

Varies ref. AES

3 ½’ IF, 4 1/2” IF, 6 5/8” REG, 7”H90 pin

3 ½’ IF, 4 1/2” IF, 6 5/8” REG, 7”H90 box

150 lbs

31.0 ft

1 11/16”

4 ¾”, 6 3/4”, 8”, 9”

2” CDN

Pulser

N/A

N/A

N/A

N/A

150 lbs

31.0 ft

1 11/16”

3 ½”

3 ½” AES

Pulser

44,700 ft-lb16,700 ft-lb

28,000 - 32,000 ft-lb9,900 - 10,900 ft-lb

4 1/2” IF pin3 1/2” IF pin

4 1/2” IF box3 1/2” IF box

160 lbs150 lbs

31.0 ft31.0 ft

1 11/16”1 11/16”

6 ¾”4 3/4”

6 ¾” AES

Pulser

4 ¾” AES

Pulser

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Gamma Ray

Especificaciones Mecanicas del SistemaPrecisionPulse™

(AES) 80 lb/bbl

3%

1200 gpm

15,000 psi

302°F

(150°C)

257°F

(125°C)

8.0” x 4.18”

16° / 100’

10° / 100’

2:70

8” Collar

(AES) 80 lb/bbl

3%

1200 gpm

15,000 psi

302°F

(150°C)

257°F

(125°C)

8.25” x 5.17”

15° / 100’

9° / 100’

2:47

8 ¼” Collar

(AES) 80 lb/bbl

3%

1200 gpm

15,000 psi

302°F

(150°C)

257°F

(125°C)

9.5” x 5.16”

14° / 100’

8° / 100’

3:10

9 ½” Collar

3%3%Maximum Sand Content

(AES) 80 lb/bbl

(AES) 80 lb/bbl

Lost Circulation Material

6 3/4” Collar4 3/4”Collar

Especificaciones

302°F

(150°C)

302°F

(150°C)

Maximum Optional Operating Temperature

15,000 psi15,000 psiMaximum Operating Pressure

700 gpm400 gpmMaximum Flow Rate

257°F

(125°C)

257°F

(125°C)

Maximum Standard Operating Temperature

6.75” x 4.20”4.75” x 3.22”Equivalent Bending Stiffness (O.D. x I.D.)

19° / 100’36° / 100’Dogleg Severity – Sliding

11° / 100’20° / 100’Dogleg Severity - Rotating

2:532:10Ratio de Bending Strength


Gamma Ray

Especificaciones del Sensor CDS

440 mm desde el tope de la herramienta

Punto de medición del Sensor

98”Longitud Nominal (CDS/BTR)

302oF (150oC)Máxima Temperatura Operativa

1 11/16” ODEspecificaciones del CDS

± 1oCPrecisión de la Temperatura

± 0.5°Precisión del Azimuth

± 0.1°Precisión de la Inclinacion

± 1°Precisión del Toolface

5 segundos aprox.Período de Actualización del Toolface

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Gamma Ray

Especificaciones de la Bateria G4

70.7”Longitud Nominal

302oF (150oC)Máxima Temperatura Operativa tipo Alta-Temp

1 9/16” ODEspecificaciones de la Bateria

212°F (100°C)Máxima Temperatura Operativa tipoEstandar

52 A-hrCapacidad Nominal

18V @ 1.5AVoltaje Nominal

High Rate LiSOCl2Tipo de Cell


Gamma Ray

Especificaciones del Sensor GRG4

302oF (150oC)Temperatura Operativa Opcional

257oF (125oC)Máxima Temperatura Operativa estandar

700 mm desde el extremo inferior de la sonda

Punto de Medición del Sensor

Scintillator (Centelleo de cristalde NaI)

Tipo de Detector

1 11/16”ODEspecificaciones del GRG4

16 segundosIntervalo de Muestreo

37.2”Longitud

± 1 ctPrecisión

0 – 5000 ctsRango de Mediciones

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Gamma Ray

Especificaciones del CMS y del Pulser

302oF (150oC)Temperatura OpcionalOperativa

79”Longitud Nominal

1 11/16”ODEspecificaciones del CMS

80 lb/bblN/AMáxima Concentración de LCM

3 ½”, 4 ¾”, 6 ¾”, 8 ¼”, 9 ½”

1 ¾” 4C4E, 2”

Diámetro Ext. Nominal OD

302oF (150oC)

44.2” to 48.2”

AES

257oF (125oC)Máxima TemperaturaOperativa

55”Longitud Aproximada

CDNEspecificaciones del Pulser


Gamma Ray

Factores de la Configuración de la Sarta

• Los sensores y electrónica está montada dentro de barriles metálicospresurizados (probetas o sondas) .

• El Flujo del lodo pasa alrededor de los barriles presurizados.

• Se utilizan varios pulsadores y dimensiones de los collares para lasdiferentes configuraciones.

• Spear point (pta de lanza) va siempre en el tope superior de la sarta de herramientas, seguido por el CDS/BTR, Bateria G4 , CMS, y el pulsador.

• El Pulsador está siempre en el extremo inferior de la sarta de herramientasy se asienta dentro de la camisa del muleshoe (Pata de Mula).

• Opcional se puede usar el sensor de gamma ray GRG4 que se coloca entrela Bateria G4 y el módulo de CMS.

• La Bateria de Baja Temperatura (Estandar) es siempre el componente de la sarta de herramienta que tiene el más bajo rango de temperatura (100oC / 212oF)

8


Gamma Ray

Factores de la Configuración de la Sarta

• La Vibración de la Sarta de la herramienta esminimizada con el uso de los centralizadores de aletasde goma los cuales se montan entre cada módulo de la herramienta

• Podria ser recuperable o pescable en ciertasconfiguraciones

• El Sistema PrecisionPulse™ usa el mismo CDS/BTR, Bateria G4, y el GRG4 como la herramienta de EMPulse™

• El OD del pulsador AES aumenta con el tamaño del collar, el OD del pulsador CDN es fijo


Gamma Ray

Configuraciones de la sarta de herramienta

• Direccional – Gamma Ray

– Configuración más común

– Provee tool face, surveys (inc, azm), y gamma ray

• Solo Direccional

– Sin el sensor de rayos gamma GRG4, solo proveetool face y surveys

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Gamma Ray

Punto de Medición del Sensor y la Distanciadel Sensor

• Punto de Medición del Sensor

– Posición física en el sensor desde donde la medición o registroes tomado

– El punto de medición no cambia en la configuración de la sarta o del BHA

• La Distancia del Sensor o el Sensor Offset

– Es la distancia desde el punto de medición del sensor hasta la mecha (broca,barrena o trepano)

– Cambia con el cambio de posición en la sarta o en el BHA

• La posición del sensor en la sarta de la herramienta dependerá de las restricciones físicas, los requerimientos del cliente, y de la sensivilidad al medio en el hoyo.


Gamma Ray

Puntos de Medición del Sensor

• CDS

–El punto medio entre el centro de los conjuntos de los accelerómetros y de los magnetómetros localizado a 1.44’ (0.44 m) desde el tope (extremo superior del CDS/BTR)

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Gamma Ray

Puntos de Medición del Sensor

• Rayos Gamma GRG4

–El centro del cristal de NaI está localizado a 2.29’(.7m) desde el fondo del módulo de GRG4

MWD/LWD

EMpulseTM MWD System

EMpulse electromagnetic measurement-while-drilling (EM MWD)system allows operators to drill and survey wells independentlyof rig hydraulics. Bit pressure drop, flow rates, and drilling fluidand formation loss are irrelevant to EM technology, creatingsubstantial savings in drilling time and project costs. EM MWDsaves an average of two to five days per well due to fastersurvey times and fewer limitations on hydraulics, compared to mud pulse MWD and steering tools.

The EMpulse system has no moving parts, deriving powerfrom long-life batteries instead of a mud-driven generator. The tool propagates an electromagnetic wave along the drillstring to surface, where data is detected and decoded by a surface transceiver. This method allows survey informationto be transmitted regardless of drilling fluid properties.

Electromagnetic surveys do not require extra rig time, unlikemud pulse surveys (which take an average of 3–5 min.) orsteering tools (which take an average of 25 min. to complete a transmission cycle). Once a connection is made, drillingresumes immediately.

EMpulse system is user friendly to drillers because of the system’sability to operate independent of the rig’s circulating system.

Current generation EM MWD transmits real-time data fromdownhole to surface:

• Directional surveys• Annulus pressure• Formation gamma ray• Oriented gamma ray (OGR)• Formation resistivity• Near-bit instrumentation (inclination, gamma ray)

© 2006 Weatherford. All rights reserved. 2967.01

Weatherford International Ltd.515 Post Oak Blvd., Suite 600Houston, Texas 77027 USATel: 713-693-4000www.weatherford.com

• The tool is especially applicable for drilling permeableformations since it is unaffected by drilling fluid loss.

• EM telemetry also is well suited for underbalanced drillingsince it does not require a homogenous fluid column for data transmission.

Applications

Antenna

MWD

MWD

BatteryBattery

Gamma Ray

Gamma Ray

Stinger-mountedconfiguration

Top-hangerconfiguration

Antenna

• Simple, rapid installation at the wellsite.Surface equipment can be installed in lessthan one hour without any modifications to rig equipment.

• Reduced tool inventory/mobilization. EMpulsesystem is a sonde-based design configuredfor use in a full range of non-magneticdrillstring tubulars and hole sizes.

• Two-way communication with the MWD tool.The fundamental advantage of EMpulsesystem is the downlink ability that allowsoperators to communicate instructions to thedownhole instrumentation while drillingproceeds. Uplink and downlinkcommunications are completely independentof rig or drilling activity.

• Drillstring optimization. Survey data can berecorded in 15 sec while the drillstring isstationary, which is less than normalconnection time. This reduces the possibilityof differential sticking or hole sloughing thatcan result from extended periods withoutcirculation or pipe movement.

• Reduced survey/connection times. Due to thesystem’s independence from drillinghydraulics, there is no lag time or need tocycle the pumps for synchronization purposeswhen survey data is being transmitted or tore-sync after anomalous drilling hydraulicsincidents. This also reduces the risk of awashout when transmitting a survey.

• Reduced fishing/lost hole cost. The latestgeneration of EM-MWD allows, in certainbottomhole assembly (BHA) configurations,the ability to wireline-retrieve the EM MWDelectronics.

• Improved reliability. EMpulse system is builtentirely with solid-state electronics designedto operate in harsh drilling environments, suchas air/mist, foam and multiphase underbalancedhorizontal drilling applications.

• Gamma ray measurement. EMpulse systemcan be equipped with a real-time gamma rayprobe. Data is transmitted in real time andalso recorded in downhole memory.

• Annulus pressure. EMpulse system also can beequipped with a real-time annular pressuresensor to measure downhole pressure conditionson any rig while drilling, circulating, monitoringlost circulation or during shut-in conditions.

• GABIS. This short sub can be mounteddirectly above the bit to provide real-timeinclination and gamma ray near the bit.

• Oriented gamma ray. This sensor providesreal-time high-side and low-side gammameasurements while rotating, along with real-time total gamma ray.

MWD/LWD

EMpulseTM MWD System


Weatherford products and services are subject to the Company’s standard terms and conditions, available on requestor at www.weatherford.com. For more information contact an authorized Weatherford representative. Unless noted otherwise, trademarks and service marks herein are the property of Weatherford. Specifications are subject to changewithout notice.


The sonde- based EMpulseelectromagneticMWD system is easily tested at the rigsite. Simpleinstallation in theBHA minimizestime required on the rig floor.

In low-pressure formations and lost circulation zones, EM MWDsaves significant drilling time compared to steering tools andmud pulse MWD systems.

Average time savings per type of system usedSteering

toolMud pulse

MWD

EM MWD

Average connection time (min) Average survey time (min) Average drilling time (hr/d)

Features, Advantages and Benefits Options

MWD/LWD

HELTM EMpulseTM MWD SystemThe hostile-environment logging (HEL) EMpulse MWD system is specifically designed for hostile drilling environments, such as underbalanced drilling. Designed to operate at temperatures up to 356°F (180°C) and to withstand downhole pressures up to 30,000 psi(207 MPa), the HEL EMpulse system meets or exceeds all existing logging-while-drilling (LWD) system specifications. This system can berun in conjunction with Weatherford's MWD and LWD tools, includinggamma ray, resistivity, neutron density, bore and annulus pressure, and ESM as well as with the Revolution® rotary steerable system.

• The HEL EMpulse system is qualified using the most stringent testingregime in the industry. Tests include flow-loop erosion, lost circulation,high-pressure tests at elevated temperatures, and aggressive vibrationqualification including innovative random-on-random standards duringmultiple temperature cycles.



• Electromagnetic transmission is independent of wellbore hydraulics.

• Rated up to 30,000 psi (207 MPa) operating pressure, depending on tool size.

• Reliable operation at temperatures up to 356°F (180°C).

• High flow rates for all size tools: 4 3/4 in. (400 gal/min), 6 3/4 in., 8 in.(800 gal/min), 8 1/4 in. and 9 1/2 in. (1800 gal/min).

• System handles lost circulation material (LCM) up to 80 lb/bbl.

• The electromagnetic transmission system uses battery power togenerate electromagnetic waves.

• Bore/Annular Pressure (BAP™) sensor uses quartz transducers toprovide highly accurate bore andannular pressure measurements.

• Integrated Directional Sonde (IDS™)provides directional and toolfacemeasurements.

Features, Advantages and Benefits

Applications

Batteries

IDS

EM driver

25.7 ft (7.8 m)

MWD/LWD

HELTM EMpulseTM MWD System



Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3 ⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODMaximum OD 5 1⁄ 4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5 ⁄ 8 in. 8 7⁄ 8 in. 9 1⁄ 2 in.

Length (HEL EMPulse system) 25.2 ft 25.3 ft 25.2 ft 25.6 ft 25.8 ft

Weight 1400 lb 2850 lb 4100 lb 4000 lb 5500 lbTop connection 3 1⁄ 2 IF box 4 1⁄ 2 IF box 6 5⁄ 8 Reg box 5 1⁄ 2 IF box 7 5⁄ 8 Reg box

Bottom connection 3 1⁄ 2 IF pin 4 1⁄ 2 IF pin 6 5⁄ 8 Reg pin 5 1⁄ 2 IF pin 7 5⁄ 8 Reg pinMake-up 9900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb

Maximum torque 16,700 ft-lb 44,700 ft-lb 77,300 ft-lb 80,100 ft-lb 112,000 ft-lbMaximum tension 528,000 lb 978,000 lb 1,480,000 lb 1,450,000 lb 1,870,000 lb

Bending strength ratio 2:10 2:53 2:70 2:47 3:10Maximum dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ft

Maximum dogleg severity, sliding 36°/100 ft 19°/100 ft 16°/100 ft 15°/100 ft 14°/100 ft

Equivalent bending 4.75 in. 6.75 in. 8.0 in. 8.25 in. 9.5 in.stiffness (OD x ID) x 3.22 in. x 4.20 in. x 4.18 in. x 5.17 in. x 5.16 in.Maximum operating

temperature 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C)

Maximum operating 30,000 psi 30,000 psi 30,000 psi 25,000 psi 25,000 psipressure (207 MPa) (207 MPa) (207 MPa) (172 MPa) (172 MPa)

Maximum flow rate 400 gal/min 800 gal/min 800 gal/min 1800 gal/min 1800 gal/minMaximum sand content 2% 2% 2% 2% 2%

Mechanical Specifications

MWD/LWD

HELTM EMpulseTM MWD System


Weatherford products and services are subject to the Company’s standard terms and conditions, available on requestor at www.weatherford.com. For more information contact an authorized Weatherford representative. Unless noted otherwise, trademarks and service marks herein are the property of Weatherford. Specifications are subject to changewithout notice. Weatherford sells its products and services in accordance with the terms and conditions set forth in theapplicable contract between Weatherford and the client.


Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3 ⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODBAP™ Sensor

Transducer type Quartz crystal Quartz crystal Quartz crystal Quartz crystal Quartz crystalResolution 1 psi 1 psi 1 psi 1 psi 1 psiAccuracy ± 7.5 psi ± 7.5 psi ± 7.5 psi ± 7.5 psi ± 7.5 psi

Repeatability ± 3 psi ± 3 psi ± 3 psi ± 3 psi ± 3 psiMeasurement range 0–30,000 psi 0–30,000 psi 0–30,000 psi 0–25,000 psi 0–25,000 psiMeasure point from 10.6 ft 10.6 ft 10.6 ft 10.6 ft 10.6 ftbottom of sensor

HAGR™ Sensor SpecificationsMeasurement range 0–250 API 0–250 API 0–250 API 0–250 API 0–250 API

Accuracy ± 2 API ± 2 API ± 2 API ± 2 API ± 2 APIVertical resolution 18 in. 18 in. 18 in. 18 in. 18 in.

Statistical repeatability ± 5 API ± 5 API ± 5 API ± 5 API ± 5 API@ 100 ft/hr @ 100 ft/hr @ 100 ft/hr @ 100 ft/hr @ 100 ft/hr

Measure point from 12.5 ft 12.3 ft 12.4 ft 12.4 ft 12.4 ftbottom of sensorIDS™ Sensor Specifications

Sensor face update period 3 sec 3 sec 3 sec 3 sec 3 secSensor face accuracy ± 1.5° ± 1.5° ± 1.5° ± 1.5° ± 1.5°Inclination accuracy ± 0.1° ± 0.1° ± 0.1° ± 0.1° ± 0.1°Azimuth accuracy ± 0.5° ± 0.5° ± 0.5° ± 0.5° ± 0.5°

Survey update 30 sec 30 sec 30 sec 30 sec 30 secMeasure point from 5.7 ft 5.3 ft 5.6 ft 5.6 ft 5.6 ftbottom of sensor

ESM™ Sensor Type - All SizesSensor type Single-axis accelerometer

Measurement Lateral shock and vibration

Sensor Specifications

MWD/LWD

PrecisionPulseTMMWD SystemThe design of the PrecisionPulse MWD system is based on the proven reliability of the EMpulse™

electromagnetic MWD system but includes modifications specifically for directional drillingwith gamma ray services.



• Rated to 15,000 psi operating pressure.

• Rated to 300°F (150°C) operating temperature.

• Gamma ray probe with scintillation counter foraccurate AAPI measurements and recorded datain non-volatile memory.

• Pressure-modulated telemetry (PMT™) systemuses mud flow and battery power to generate a positive mud pulse.

• A 1 3/4-in. sonde-based tool fits in collarsbetween 3 1/16 in. and 9 in.

• Retrievable in certain BHA configurations.

• Battery operated.


Orientation module

MWD electronics

Battery

Gamma ray

Control module

Pulser

Spear point

27.0 ft (8.23 m)

13.0 ft (3.9 m)

MWD/LWD

PresicionPulseTM MWD System




Specifications

External diameter . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .1-11/16 in. (43 mm)Length . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .37.2 in. (945 mm)Standard operating temperature . . . . . . . . . . . . . . . . . .302°F (150°C)Collapse pressure . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .15,000 psi (103.4 MPa)Memory type . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .Non-volatileMemory capacity . . . . . . . . . . . . . . . . .200k (data sets) up to 47 daysSampling interval . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .16 secondsSensor position . . . . . . . . . . .27.6 in. (700 mm) from bottom of probe

Gamma Ray Probe

INC Inclination 0° to 128° 0.125° 0.2°AZ Azimuth 0-360° 0.250° 1° for incl. >5°

MTF Magnetic Tool Face 0° to 360° 4° 2° for incl. <5°GTF Gravity Tool Face 0-360° 4° 2° for incl. >5°Tin CDS Internal Temperature 32° to 302°F (0° to 150°C) 34°F (1°C) 34°F (1°C)

Name Description Range Resolution Accuracy

Collars and MuleshoeCollar OD (in.) 3-1/16 3-1/2 3-1/2 Flex 4-3/4 6-1/2 6-3/4 8 9-1/2

Collar ID (in./mm) 2-1/4 2-1/4 2-11/16 (68) or 3-1/4 3-3/4 4(57.2) (57.2) 2-13/16 (71) (82) (95.3) (102)

Maximum flow (gal/min) 160 160 400 400 700 1,200 1,200

Collar length, new (in./m) 370 (9.30)

Collar connections 2 11/16-in.–4 SA 2 7/8-in.–4 SA 3 1/2-in. IF 4 1/2-in. XH ( 6.50 in.)– 6 5/8-in. Reg 7H90(Top box, bottom pin) 4 1/2-in. IF (6.75 in.)

Muleshoe length (in./m) 43.5 43.5 42 43.5 51.3 51.8(1.1) (1.1) (1.07) (1.1) (1.30) (1.32)

DLS—Rotating (°/100 ft) 38° 27° 38° 20° 27° 14° 13° 10° 9.5°

DLS—Sliding (°/100 ft) 116° 66° 116° 36° 66° 20° 18° 15° 14°

EM Orientation Module

MWD/LWD

HELTM MWD SystemThe hostile-environment logging (HEL) MWD system is specificallydesigned for today’s high-pressure/high-temperature hostile drilling environments. Designed to operate at temperatures up to 356°F (180°C)and to withstand downhole pressures up to 30,000 psi (207 MPa), the HELMWD system meets or exceeds all existing MWD system specifications.

• The HEL MWD system is qualified using the most stringent testingregime in the industry. Tests include flow-loop erosion, lost circulation,high-pressure tests at elevated temperatures, and aggressive vibrationqualification including innovative random-on-random standards duringmultiple temperature cycles.




• Reliable operation at temperatures up to 356°F (180°C).

• High flow rates for all size tools: 4 3/4 in. (400 gal/min), 6 3/4 in., 8 in.(800 gal/min), 8 1/4 in. and 9 1/2 in. (1800 gal/min).

• System handles lost circulation material (LCM) up to 80 lb/bbl.

• Pressure Modulated Telemetry (PMT™) system uses mudflow andbattery power to generate a positive mud pulse.

• Environmental Severity Measurement (ESM™) sensor monitors toolshock and drilling vibration.

• Dual Battery Module (DBM™) assembly provides long-duration,redundant power for extended downhole operation.

• High-Temperature Azimuthal Gamma Ray (HAGR™) tool for accurateAPI gamma ray measurements.

• Bore/Annular Pressure (BAP™) sensoruses quartz transducers to providehighly accurate bore and annularpressure measurements.

• Integrated Directional Sonde (IDS™)provides directional and toolfacemeasurements.


Applications

IDS 5.7 ft

BAP 10.8 ft

HAGR 12.5 ft

DBM

ESM 19.2 ft

PMT

25.2 ft (7.7 m)

MWD/LWD

HELTM MWD System



Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3 ⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODMaximum OD 5 1⁄ 4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5 ⁄ 8 in. 8 7⁄ 8 in. 9 1⁄ 2 in.

Length (HEL system) 25.2 ft 25.3 ft 25.2 ft 25.6 ft 25.8 ftWeight 1400 lb 2850 lb 4100 lb 4000 lb 5500 lb

Top connection 3 1⁄ 2 IF box 4 1⁄ 2 IF box 6 5⁄ 8 Reg box 5 1⁄ 2 IF box 7 5⁄ 8 Reg boxBottom connection 3 1⁄ 2 IF pin 4 1⁄ 2 IF pin 6 5⁄ 8 Reg pin 5 1⁄ 2 IF pin 7 5⁄ 8 Reg pin

Make-up 9900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb


Bending strength ratio 2:10 2:53 2:70 2:47 3:10Maximum dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ft



temperature 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C)


Maximum flow rate 400 gal/min 800 gal/min 800 gal/min 1800 gal/min 1800 gal/minMaximum sand content 2% 2% 2% 2% 2%

Mechanical Specifications

MWD/LWD

HELTM MWD System




Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3 ⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODBAP™ Sensor



HAGR™ Sensor SpecificationsMeasurement range 0–250 API 0–250 API 0–250 API 0–250 API 0–250 API



Measure point from 12.5 ft 12.3 ft 12.4 ft 12.4 ft 12.4 ftbottom of sensorIDS™ Sensor Specifications

Sensor face update period 3 sec 3 sec 3 sec 3 sec 3 secSensor face accuracy ± 1.5° ± 1.5° ± 1.5° ± 1.5° ± 1.5°Inclination accuracy ± 0.1° ± 0.1° ± 0.1° ± 0.1° ± 0.1°Azimuth accuracy ± 0.5° ± 0.5° ± 0.5° ± 0.5° ± 0.5°

Survey update 30 sec 30 sec 30 sec 30 sec 30 secMeasure point from 5.7 ft 5.3 ft 5.6 ft 5.6 ft 5.6 ftbottom of sensor

ESM™ Sensor Type - All SizesSingle-axis (x) accelerometer

Sensor Specifications

Peak G 0–200 Gs Avg.>30 Gs 30–200 GsRMS G 0–100 Gs Shocks/sec. 0–255

Directional Drilling

Revolution® Rotary-Steerable Service43/4-in. System

The Revolution service was the first slimholerotary-steerable system (RSS) to use point-the-bitdrilling technology for improved borehole qualityand bit life. The Revolution system’s short, compactdesign reduces the complexity of rotary-steerabledrilling technology, while placing critical LWDmeasurements close to the bit.

The Revolution system’s point-the-bit technologyuses a pivot stabilizer to orient the drill bit axiswith the axis of the desired well path, optimizingthe directional drilling process and maximizingdrilling efficiency. Relative rotation between thecenter shaft, which carries torque to the bit, and a non-rotating outer housing drives a hydraulicpump. This pump generates enough motive forceto deflect the drillstring as programmed in thewell’s steering plan.



• Extended-reach 6- to 6 3/4-in. wellbores

Applications

• Point-the-bit design for improved hole qualityand bit life.

• Simple functionality ensures high reliability.

• Deviation rates set from surface for improveddirectional control.

• Build rates of up to 10°/100 ft depending onformation type.

• Compact design.

• Fully integrated with PrecisionLWD™ system.


Near-bit gamma measure point

Near-bit inclination measure point

Non-rotatingRSS housing

Interface to MWDand electronics

RSS mechanics

Near-bit stabilizer

Bit

11.0 ft (3.4 m)

9.0 ft (2.7 m)

6.1 ft (1.9 m)

0.8 ft (0.3 m)

3.3 ft (1.0 m)

2.5 ft (0.8 m)






Specifications

Nominal tool OD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4-3/4 in. (121 mm)Maximum OD† . . . . . . . . . . . . . . . . .6 to 6-3/4 in. (152.4 to 171.4 mm)Length (RSS mechanics) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2.8 ft (0.9 m)Length (RSS assembly) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12.9 ft (3.9 m)Top connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3 1/2-in. API IF pinBottom connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3 1/2-in. API Reg boxMake-up torque . . . . . . .9,900 to 10,900 ft-lb (13,423 to 14,778 N•m)Maximum torque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10,000 ft-lb (13,558 N•m)Maximum tension . . . . . . . . . . . . . . . .250,000 lb survival (113,398 kg)

. . . . . . . . . . . . . . . .100,000 lb reusable (45,359 kg)Maximum build rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10°/100 ftMinimum kickoff angle – vertical kickoff . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0°Maximum operating temperature . . . . . . . . . . . . . . . . . .302°F (150°C)Maximum operating pressure . . . . . . . . . . . . . . .20,000 psi (138 MPa)Maximum flow rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .350 gal/min (1,325 L/min)Maximum sand content . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2%Distance from bit, near-bit inclination . . . . . . . . . . . . . . . . . .9 ft (2.7 m)Distance from bit, near-bit gamma . . . . . . . . . . . . . . . . . . .11 ft (3.4 m)

†Dependent on bit size



The Revolution service now includes a new 6 3/4-in. rotary-steerable system (RSS) with point-the-bit drilling technology for improved borehole quality and bit life. The Revolutionsystem’s short, compact design reduces the complexity of rotary-steerable drilling technology,while placing critical LWD measurements close to the bit.

The Revolution system’s point-the-bit technologyuses a pivot stabilizer to orient the drill bit axiswith the axis of the desired well path, optimizingthe directional drilling process and maximizingdrilling efficiency. Relative rotation between the center shaft, which carries torque to the bit, anda non-rotating outer housing drives a hydraulicpump. This pump generates enough motive forceto deflect the drillstring as programmed in thewell’s steering plan.



• Extended-reach 8 3/8 to 9 7/8-in. wellbores

Applications




• Build rates up to 10°/100 ft depending onformation type.

• Compact design.


• Measure point on inclination is 11.2 ft from bit.






RSS mechanics

Near-bit stabilizer

Bit

13.0 ft (3.9 m)

11.2 ft (3.4 m)

8.1 ft (2.5 m)

1.0 ft (0.3 m)

4.5 ft (1.4 m)

3.2 ft (1.0 m)


Revolution® Rotary-Steerable Service6 3/4-in. System




Specifications

Nominal tool OD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6-3/4 in. (171 mm)Maximum OD . . . . . . . . . . . . . . . . .8-3/8 to 9-7/8 in. (213 to 251 mm)Length (RSS mechanics) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .3.6 ft (1.1 m)Length (RSS assembly) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .14.8 ft (4.53 m)Top connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4 1/2-in. API IF (pin)Bottom connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4 1/2-in. API Reg (pin)Make-up torque . . . . . .24,000 to 25,200 ft-lb (32,539 to 34,166 N•m)Maximum torque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .20,000 ft-lb (27,116 N•m)Maximum tension . . . . . . . . . . . . . . . .350,000 lb (159,000 kg) survival

. . . . . . . . . . . . . . .125,000 lb (57,000 kg) reusableMaximum build rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .10°/100 ftMinimum kickoff angle – vertical kickoff . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0°Maximum operating temperature . . . . . . . . . . . . . . . . . 302°F (150°C)Maximum operating pressure . . . . . . . . . . . . . . .20,000 psi (138 MPa)Maximum flow rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .750 gal/min (2,839 L/min)Maximum sand content . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2%Distance from bit, near-bit inclination . . . . . . . . . . . . . . .11.2 ft (3.4 m)



The Revolution service now offers a new 8 1/4-in.rotary-steerable system (RSS) with point-the-bitdrilling technology for improved borehole qualityand bit life. The Revolution system’s short, compactdesign reduces the complexity of rotary steerabledrilling technology while placing critical LWDmeasurements close to the bit.

The Revolution system’s point-the-bit technologyuses a pivot stabilizer to orient the drill bit axiswith the axis of the desired well path, optimizingthe directional drilling process and maximizingdrilling efficiency. Relative rotation between thecenter shaft, which carries torque to the bit, anda non-rotating outer housing drives a hydraulicpump. This pump generates enough motive forceto deflect the drill stem as programmed in thewell’s steering plan.



• Extended-reach 12 1/4-in. wellbores

Applications




• Build rates of up to 7.5°/100 ft depending onformation type.

• Compact system.


• Measure point on inclination is 14 ft from bit.



16.0 ft(4.9 m)

14.2 ft(4.3 m)

11.1 ft(3.4 m)

6.2 ft(1.9 m)

4.0 ft(1.2 m)

1.0 ft(0.3 m)




RSS mechanics

Near-bit stabilizer

Bit





Specifications

Nominal tool OD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .8-1/4 in. (210 mm)Maximum OD . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .12-1/4 in. (311 mm)Length (RSS mechanics) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .4.9 ft (1.5 m)Length (RSS assembly) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .17.8 ft (5.4 m)Top connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 1/2-in. API IF (box)Bottom connection . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .6 5/8-in. API Reg (pin)Make-up torque, top connection . . . . . . . . .40,000 ft-lb (54,233 N•m)Make-up torque, bottom connection . . . . . .53,000 ft-lb (71,858 N•m)Maximum torque . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .40,000 ft-lb (54,233 N•m)Maximum tension . . . . . . . . . . . . .1,000,000 lb (450,000 kg) survival

. . . . . . . . . . . . . .250,000 lb (112,500 kg) reusableMaximum build rate . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .7.5°/100 ftMinimum kickoff angle – vertical kickoff . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0°Maximum operating temperature . . . . . . . . . . . . . . . . . 302°F (150°C)Maximum operating pressure . . . . . . . . . . . . . .20,000 psi (138 MPa)Maximum flow rate . . . . . . . . . . . . . . . . . .1,500 gal/min (5,678 L/min)Maximum sand content . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2%Distance from bit, near-bit inclination . . . . . . . . . . . . . . . .14 ft (4.3 m)


MWD/LWD

HELTM MWD System—High-Temperature Azimuthal Gamma Ray (HAGRTM) Sensor

The HAGR sensor is an integral part of the hostile environmentLogging (HEL) MWD system using Geiger Muller tubes to obtainreal-time azimuthal gamma ray measurements while drilling. Theazimuthal data can be transmitted in quadrant or octant format forgeosteering applications.

The HAGR sensor provides real-time azimuthal gamma ray measurements while rotating or sliding at temperatures up to 356°F(180°C) [392°F (200°C) survival] and pressures up to 30,000 psi(207 MPa). This extreme operating requirement requires the use ofGeiger Muller tubes rather than scintillation detectors. Five banks oftwo tubes each are implemented in the 4 3/4-in. sensor, while eightbanks are implemented in the 6 3/4- and 8-in. sensors. The number,size and symmetric distribution of tubes were chosen to provide thegreatest combination of statistical precision and azimuthal sensitivity.

All tools are calibrated to API standards using a combination ofmeasurements made at the University of Houston API gamma rayfacility, measurements made in secondary standards and computermodeling. Correction algorithms, developed for mud weight, bore-hole size and potassium concetration, are in agreement with labmeasurements. Field data obtained with the HAGR sensor showgood correlation with wireline data from the same well.



• Extreme operating specifications enable accurate, criticalformation evaluation data in all challenging environments.

Applications

• Rated up to 30,000 psi (207 MPa) operating pressure,depending on tool size.

• Geiger Muller tubes measure real-time gamma ray to statisticallyprecise ±5 API at 100 API for 20-s unfiltered samples (±2.5 APIwith a five-point non-block filter).

• Rated to 356°F (180°C) operating temperature.• Data transmitted to surface via the HEL MWD system using mud

pulse telemetry or EMpulse™ electromagnetic MWD system.


HEL MWD system

Geiger Mullertubes

25.2 ft (7.7 m)

HAGR 12.4 ft(3.8 m)

MWD/LWD




Specifications

4 3⁄4 in. 6 3⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODHEL MWD System Mechanical Specifications

Maximum OD 5 1⁄4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5⁄ 8 in. 8 7⁄ 8 in. 9 1⁄ 2 in.Length (HEL system) 25.2 ft 25.3 ft 25.2 ft 25.6 ft 25.8 ft

Weight 1400 lb 2850 lb 4100 lb 4000 lb 5500 lbTop connection 3 1⁄ 2 IF box 4 1⁄ 2 IF box 6 5⁄ 8 Reg box 5 1⁄ 2 IF box 7 5⁄ 8 Reg box

Bottom connection 3 1⁄ 2 IF pin 4 1⁄ 2 IF pin 6 5⁄ 8 Reg pin 5 1⁄ 2 IF pin 7 5⁄ 8 Reg pinMake-up 9900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb


Bending strength ratio 2:10 2:53 2:70 2:47 3:10Maximum dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ftMaximum dogleg severity, sliding 36°/100 ft 19°/100 ft 16°/100 ft 15°/100 ft 14°/100 ft


temperature 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C)Maximum operating 30,000 psi 30,000 psi 30,000 psi 25,000 psi 25,000 psi

pressure (207 MPa) (207 MPa) (207 MPa) (172 MPa) (172 MPa)Maximum flow rate 400 gal/min 800 gal/min 800 gal/min 1800 gal/min 1800 gal/min

Maximum sand content 2% 2% 2% 2% 2%

HAGR Sensor SpecificationsMeasurement range 0-250 API 0-250 API 0-250 API 0-250 API 0-250 API



Measure point from 12.5 ft 12.3 ft 12.4 ft 12.4 ft 12.4 ftbottom of sensor

MWD/LWD





Log Example

Log Example

MWD/LWD

HELTM MWD System—Bore/Annular Pressure (BAPTM) Sensor

The BAP sensor is an integral part of the hostile-environ-ment logging (HEL) MWD system using highly accuratequartz transducers to monitor downhole well conditionsfor early indication of drilling problems.

The BAP sensor measures bore and annular pressure and downhole temperature while drilling, wiping or trippingout of hole.

BAP sensor information may be presented in pressureunits or equivalent circulating density to optimize holecleaning, control surge and swab, and minimize lost circu-lation. This information may be plotted vs. depth or timefor flexibility in analyzing drilling and non-drilling events.The BAP sensor may also be run in underbalanced applications or in holes with no mud returns using theEMpulse™ electromagnetic MWD system.



• Provides critical information in challenging drillingenvironments where a narrow window exists betweenpore pressure and formation fracture pressure.

Applications

• Rated up to 30,000 psi (207 MPa) operating pressure,depending on tool size.

• Accurate quartz gauges measure pressure ± 7.5 psi at1 psi resolution.

• Rated to 356°F (180°C) operating temperature.• Data transmitted to surface with either the HEL MWD

system using mud pulse telemetry or the EMpulseelectromagnetic MWD system.

• Monitors hole cleaning and cuttings transport.• Can improve drilling efficiency by providing accurate

leak-off and formation integrity test information.


25.2 ft (7.7 m)

BAP 10.6 ft(3.2 m)

HEL MWD system

Quartztranducers

Annular pressure port

Borepressure port

MWD/LWD

HELTM MWD System—Bore/Annular Pressure (BAPTM) Sensor




Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3 ⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODHEL MWD System Mechanical Specifications

Maximum OD 5 1⁄4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5 ⁄ 8 in. 8 7⁄ 8 in. 9 1⁄ 2 in.Length (HEL system) 25.2 ft 25.3 ft 25.2 ft 25.6 ft 25.8 ft

Weight 1400 lb 2850 lb 4100 lb 4000 lb 5500 lbTop connection 3 1⁄ 2 IF box 4 1⁄ 2 IF box 6 5 ⁄ 8 Reg box 5 1⁄ 2 IF box 7 5 ⁄ 8 Reg box

Bottom connection 3 1⁄ 2 IF pin 4 1⁄ 2 IF pin 6 5 ⁄ 8 Reg pin 5 1⁄ 2 IF pin 7 5 ⁄ 8 Reg pinMake-up 9900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb


Bending strength ratio 2:10 2:53 2:70 2:47 3:10Maximum dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ftMaximum dogleg severity, sliding 36°/100 ft 19°/100 ft 16°/100 ft 15°/100 ft 14°/100 ft


temperature 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C)Maximum operating 30,000 psi 30,000 psi 30,000 psi 25,000 psi 25,000 psi

pressure (207 MPa) (207 MPa) (207 MPa) (172 MPa) (172 MPa)Maximum flow rate 400 gal/min 800 gal/min 800 gal/min 1800 gal/min 1800 gal/min

Maximum sand content 2% 2% 2% 2% 2%BAP Sensor Specifications



MWD/LWD

HELTM MWD System—EnvironmentalSeverity Measurement (ESMTM) Sensor

The ESM sensor is an integral part of the hostile- environment logging (HEL) system using a single lateral accelerometer to monitor bottomhole assemblyshock and vibration while drilling.

An ESM sensor is installed in every HEL system to improve tool reliability. Real-time vibration data is triggered after exceeding pre-set thresholds.Information provided by the ESM sensor alerts thedriller that changes in drilling conditions are neededto reduce or eliminate harmful downhole vibration.Also vibration data from the sensor is used to adjustmaintenance schedules based on cumulative shockand vibration exposure.



• Provides real-time data that alerts drillers whenexcessive shock or vibration is occurring.

• ESM information allows rig personnel to vary weight-on-bit and/or rotary speed real time to reduceshock and vibration without sacrificing penetration rate.


HEL MWD system

25.2 ft (7.7 m)

ESM sensor19.2 ft (5.8 m)

MWD/LWD

HELTM MWD System—Environmental Severity Measurement (ESMTM) Sensor



Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3 ⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1 ⁄2 in.Nominal Sensor ODHEL MWD System Mechanical Specifications

Maximum OD 5 1⁄4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5 ⁄8 in. 8 7⁄ 8 in. 9 1⁄ 2 in.

Length (HEL system) 25.2 ft 25.3 ft 25.2 ft 25.6 ft 25.8 ft

Weight 1400 lb 2850 lb 4100 lb 4000 lb 5500 lb

Top connection 3 1⁄ 2 IF box 4 1⁄ 2 IF box 6 5 ⁄8 Reg box 5 1⁄ 2 IF box 7 5 ⁄8 Reg box

Bottom connection 3 1⁄ 2 IF pin 4 1⁄ 2 IF pin 6 5 ⁄8 Reg pin 5 1⁄ 2 IF pin 7 5 ⁄8 Reg pin

Make-up 9900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb

Maximum torque 16,700 ft-lb 44,700 ft-lb 77,300 ft-lb 80,100 ft-lb 112,000 ft-lb

Maximum tension 528,000 lb 978,000 lb 1,480,000 lb 1,450,000 lb 1,870,000 lb

Bending strength ratio 2:10 2:53 2:70 2:47 3:10

Maximum doglegseverity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ft

Maximum doglegseverity, sliding 36°/100 ft 19°/100 ft 16°/100 ft 15°/100 ft 14°/100 ft

Equivalent bending 4.75 in. 6.75 in. 8.0 in. 8.25 in. 9.5 in.stiffness (OD x ID) x 3.22 in. x 4.20 in. x 4.18 in. x 5.17 in. x 5.16 in.

Maximum operatingtemperature 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C)


Maximum flow rate 400 gal/min 800 gal/min 800 gal/min 1800 gal/min 1800 gal/min


ESM Sensor Type–All SizesSingle-axis (x)accelerometer

Peak G 0–200 Gs Avg.>30 Gs 30–200 GsRMS G 0–100 Gs Shocks/sec. 0–255

MWD/LWD




HELTM MWD System—Environmental Severity Measurement (ESMTM) Sensor

Log Example

MWD/LWD

Slimhole, Retrievable MWD System

The slimhole, retrievable MWD system is a positive-pulse, measurement-while-drilling system that provides unique cost-savingfeatures for operators. The system is 100% wireline-retrievableand features a rigid design, a high-speed pulser and mechanicalcharacteristics suggested by directional drillers.The slimhole, retrievable MWD system eliminates the need forroundtrips when drilling operations outlast the battery capacity ofthe slimhole MWD tool. The slimhole, retrievable MWD systemfeatures an OTIS 1 1/2-in. fishing neck so operators can fish thecomplete tool, as needed.The system’s rigid design reduces the impact of drilling operationson tool reliability. The system’s extended mean time between failures (MTBF) ensures reliable performance throughout drilling operations.The slimhole, retrievable MWD system’s high-speed, positivepulser creates high-speed data transfer rates. Tool-face data is transmitted every six seconds. Full surveys only require 45seconds of pump down time.Customer input dictated development of the system’s mechanicalcharacteristics. From bottom to top of housing, the downhole probeaccommodates a flow switch, optional gamma-ray sensor package, a directional sensor, telemetry electronics, a batterypack and a high-speed pulser.The system is packaged in rugged transport boxes and/or a specially designed MWD container that protects various componentsduring transportation. Both boxes and container are easy to han-dle. Boxes and container contain running gear, a special modularbox for downhole electronics, battery packs, surface unit and allother necessary accessories.The downhole tool is run in standard, non-negotiable drill collars.Collar sizes range from 9 1/2-in. O.D. to 3 3/4-in. O.D. The slimhole, retrievable MWD system also provides build rates of up to 30°/100 ft. For short-radius applications, an upgrade setis available that accommodates build rates of up to 100°/100 ft.The directional sensor package consists of field-proven, solid-state, three-axis accelerometers and magnetometers that areshock-resistant up to 1000 g.A temperature sensor monitors the downhole tool’s temperature.The gained value is used to correct other downhole measure-ments and provides an indication of local geothermal gradients.



Pulser

Battery pack

Middle centralizer

Directional unit

Directionalmeasure point

Gamma unit

Gammameasure point

Muleshoe adapterwith intergratedlocking device

Flow switch

Extension bar

Fishing neck

MWD/LWD

Slimhole, Retrievable MWD System


Weatherford products and services are subject to the Company’s standard terms and conditions, available on requestor at www.weatherford.com. For more information contact an authorized Weatherford representative. Unless noted otherwise, trademarks and service marks herein are the property of Weatherford. Specifications are subject to changewithout notice.


SpecificationsDownhole systemLength . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .23.86 ft (7.28 m) directional only

29.39 ft (8.96 m) directional plusoptional gamma unit

DiameterPulser . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2.64 in. (67 mm)

Pressure housing . . . . . . . . . . . . . . . .2.24 in (57 mm)

Weight . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .180 lb (81.6 kg)

Tool configuration . . . . . . . . . . . . . . . .complete MWD tool fits in pulserSub/NMDC/orienting sub-combination

Adjustment to NMDC length . . . . . . . .by means of MWD extension bars

The slimhole, retrievable MWD system’s gamma ray sensor produces high-quality logs of natural gamma radiation, calibrated in AAPI units. Thisfacilitates geological interpretation during drilling. Gamma ray smoothingintervals can be user-selected to match the expected rate of penetration.

MWD/LWD

PrecisionLWDTM System—Azimuthal Density (AZDTM) and Thermal Neutron Porosity (TNPTM) Sensors

The AZD and TNP sensors offer density and neutronporosity logging-while-drilling measurements at penetra-tion rates up to 400 ft/hr with the precision and accuracyof equivalent wireline tools.



System• Rated up to 30,000 psi (207 MPa) operating pressure,

depending on tool size.• Wireline accuracy at drilling rates up to 400 ft/hr.• Combinable with the Multi-Frequency Resistivity (MFR™)

sensor and the Hostile Environment Logging (HEL™)MWD system.

TNP Sensor• Multi-detector design combined with 18-Curie AmBe

radioactive source provides exceptional statisticalprecision equivalent to a wireline measurement at drilling rates up to 400 ft/hr.

• Optimized He3 detector spacings result in a high-precisionmeasurement with reduced environmental effects.

• Multiple detectors at each spacing provide redundancy for increased log quality and deliverability.

AZD Sensor• Optimized design results in measurements less affected

by standoff and improved spine and rib corrections.• Digital electronics allow 50-ms sampling for accurate

standoff correction of both density and neutronmeasurements.

• Patented rotational correction technique providesaccurate measurement for tool standoff while rotating.

• Standoff and hole size are calculated while rotating using data acquired with fast sampling and may bedisplayed on both real-time and recorded logs.

Features, Advantages and BenefitsHe3 detectors

Source

Source

TNP 18.6 ft(5.7 m)

AZD 10.7 ft(3.3 m)

Near detector

Far detector

MWD/LWD




Specifications

Nominal Tool OD 4 3/4 in. 6 3/4 in. 8 1/4 in.

Maximum collar OD 5 1/4 in. 7 3/8 in. 9 1/2 in.Length 18.6 ft 22.5 ft 22.8 ftWeight 1225 lb 2425 lb 5150 lb

Top connection 3 1/2 IF box 4 1/2 IF box 5 1/2 IF boxBottom connection 3 1/2 IF Pin 4 1/2 IF Pin 5 1/2 IF Pin

Stabilizer blade diameter 5 7/8 in. 8 1/4 in. 12 in.Target hole size 6 1/8 in. 8 1/2 in. 12 1/4 in.

Make-up 9900– 28,000– 53,000– torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lbf 56,000 ft-lb

Maximum torque 16,700 ft-lb 44,700 ft-lb 80,100 ft-lbMaximum tension 528,000 lb 978,000 lb 1,450,000 lb

Bending strength ratio 2:10 2:53 2:47Dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 9°/100 ftDogleg severity, sliding 36°/100 ft 19°/100 ft 15°/100 ft

Equivalent bending stiffness 4.75 in. 6.75 in. 8.25 in.(OD x ID) x 3.18 in. x 4.39 in. x 4.28 in.

Maximum operating 302°F 302°F 302°F temperature (150°C) (150°C) (150°C)

Maximum operating 30,000 psi 30,000 psi 25,000 psipressure (207 MPa) (207 MPa) (172 MPa)

Maximum flow rate 400 gal/min 800 gal/min 1800 gal/minMaximum sand content 2% 2% 2%

Measurement Accuracy RepeatabilityDensity 1.7–3.05 g/cm3 ± .0075g/cm3

± .015 g/cm3 @ 2.4 g/cm3

Neutron Porosity 0–10 p.u. ± 0.5 p.u. ± 0.75 p.u.10–40 p.u. ± 5% @ 20 p.u.

Pe 1–10 B/e ± 5% ± 0.25 @ 3 B/e

STANDOFF EFFECTS ON LWD DENSITY:• Patented rotational correction

technique developed to compensatefor both neutron and density standoff.

• Method accounts for simultaneouschanges in formation density andstandoff while tool is rotating.

• Data sampled every 50–250 ms.• Improved data quality by eliminating

samples with excessive standoff.• Segments with constant density and

constant standoff are determined.• Standoff correction is applied to

each data segment in real time.• Standoff corrected bulk density,

azimuthal bulk density and neutronporosity are stored in memory andtransmitted real time via positivemud pulse telemetry.

Tool rotationcauses standoff to vary during a single sample. The patentedrotationalcorrectioneliminates poorquality data withexcessive standoff.

AZD/TNP Tool Mechanical Specifications

AZD/TNP Sensor Specifications

MWD/LWD




LWD and Wireline Comparison—Eocene Shaly-Sands.This well was drilled using a 13.1 lb/gal oil-based mud and a 6 1/8-in. bit. The superior bed resolution of the 2-MHz, 46-in. phase resistivity (LWD_RPD2) compared to the wireline ILD in track two is highlighted by yellow shading. The LWD neutron porosity and bulk density closely correlate with wirelinelogs in the shale sections, but differ in hydrocarbon zones. LWD nuclear logs are less affected by invasion than wirelinelogs as shown in the highlighted Eocene shaly-sand gas zone at 6435 ft. The LWD logs were acquired one hour afterdrilling, and the wireline logs were acquired three days after drilling.

ROP

WL CALI

GR

Wireline LWD

fN fN

rb rb


MWD/LWD

PrecisionLWDTM System—Multi-Frequency Resistivity (MFRTM) Sensor

The MFR sensor is designed to operate atborehole pressures up to 30,000 psi (207 MPa)and flow rates from 400 to 1800 gal/min,depending on tool size. The MFR sensoroperates in all mud types at 2 MHz and 400 kHz with transmitter-receiver spacings of 20, 30 and 46 in.



• May be run in any mud system.

• Deeper reading 400 kHz measurements are unaffected by eccentering and holerugosity, providing stable measurements in highly conductive formations drilled with oil-based mud.

• Deep-reading resistivity measurements and log inversion capabilities enhancegeosteering applications and horizontal log interpretation.

Applications

Transmitters

Receivers

Transmitters

46 in.

30 in.

20 in.

4 in.

4 in.

20 in.

30 in.

46 in.

Measure point

A compensated antenna design minimizes borehole effects,increases accuracy and provides a symmetrical log response.

• Fully-compensated antenna arrays integrated into the drill collar for increased reliability.


• Designed for high flow—4 3/4 in. (400 gal/min), 6 3/4 in., and 8 in. (800 gal/min), 8 1/4 in. and 9 1/2 in. (1800 gal/min).

• Fully-digital electronics measure phase and attenuation at each transmitter-receiver pair,resulting in highly accurate measurements.

• Three transmitter-receiver spacings measure 12 fully compensated phase and attenuationmeasurements at unique radial distances from the borehole.

• Diameter of investigation of 197 in. at 20 ohm-m is the industry’s deepest reading LWD resistivity measurement.

• Three independent transmitter-receiver antenna spacings and two operating frequencies provide accurate measurements over a wide range of drilling conditions.

• Each compensated measurement has a unique depth of investigation. Any three can be combined to radially invert invasion diameter, flushed resistivity zone (Rxo) and true resistivity (Rt) over a wide range of borehole conditions and resistivity contrasts.

• Symmetrical antenna design minimizes borehole effects and cancels impedance changes in antennas caused by pressure and temperature variations while drilling.

MWD/LWD





Maximum OD 5 1 ⁄4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5 ⁄ 8 in. 8 7⁄ 8 in. 10 1⁄ 8 in.



Top connection 3 1⁄2 IF box 4 1⁄2 IF box 6 5 ⁄8 Reg box 5 1⁄2 IF box 7 5 ⁄8 Reg box

Bottom connection 3 1⁄2 IF pin 4 1⁄2 IF pin 6 5 ⁄8 Reg pin 5 1⁄2 IF pin 7 5 ⁄8 Reg pin

Make-up 9,900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb


Maximum tension 750,000 lb 1,800,000 lb 2,850,000 lb 1,450,000 lb 1,870,000 lb


Maximum dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ft


Equivalent bending 4.75 in. 6.75 in. 8.0 in. 8.25 in. 9.5 in.stiffness (OD x ID) x 2.29 in. x 3.06 in. x 4.20 in. x 5.28 in. x 6.08 in.

Maximum operating temperature 302°F (150°C) 302°F (150°C) 302°F (150°C) 302°F (150°C) 302°F (150°C)




MWD/LWD




Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄2 in.Nominal Sensor ODMechanical Specifications

MWD/LWD




Phase MeasurementFrequency 2 MHz 2 MHz 2 MHz 400 kHz. 400 kHz 400 kHzSpacing 20 in. 30 in. 46 in. 20 in. 30 in. 46 in.

Resistivity, ohm-m0.2 19.1 in. 23.1 in. 28.2 in. 26.0 in. 31.7 in. 39.4 in.2 28.2 in. 36.0 in. 44.9 in. 39.4 in. 49.7 in. 62.9 in.20 43.1 in. 55.5 in. 71.3 in. 53.0 in. 71.4 in. 95.8 in.200 56.4 in. 77.5 in. 106.2 in. 61.8 in. 87.8 in. 126.1 in.2000 64.3 in. 91.3 in. 133.2 in. 65.1 in. 95.1 in. 141.9 in.

Attenuation MeasurementFrequency 2 MHz 2 MHz 2 MHz 400 kHz 400 kHz 400 kHzSpacing 20 in. 30 in. 46 in. 20 in. 30 in. 46 in.


100-ohm-m bed 20-in. spacing 30-in. spacing 46-in. spacing

2-MHz phase 22 in. 28 in. 36 in.

2-MHz attenuation 56 in. 66 in. 79 in.

400-kHz phase 25 in. 35 in. 48 in.

400-kHz attenuation 87 in. 96 in. 111 in.






Diameter of Investigation

Vertical Resolution—50% ResponseNominalSensorOD(in.) 4 3/4 , 6 3/4 , 8 , 8 1/4 , 9 1/2

Phase Attenuation

Measure point from 10.4 ftbottom of sensor

Measurement range 0.1–3000 ohm-m 0.1–200 ohm-m

Accuracy (all spacings) ±.25 mmhos ±.5 mmhos

Performance Specifications

MWD/LWD





Limestone—horizontal well with salt-saturated mud


MWD/LWD

The MFR HT sensor is designed to operate atborehole pressures up to 30,000 psi (207 MPa)and flow rates from 400 to 1800 gal/min,depending on tool size. The MFR HT sensoroperates in all mud types at 2 MHz and 400kHz with transmitter-receiver spacings of 20, 30 and 46 in.


• May be run in any mud system.

• Deeper reading 400 kHz measurements areunaffected by eccentering and hole rugosity,providing stable measurements in highlyconductive formations drilled with oil-based mud.

• Deep-reading resistivity measurements and loginversion capabilities enhance geosteeringapplications and horizontal log interpretation.

Applications

Transmitters

Receivers

Transmitters

46 in.

30 in.

20 in.

4 in.

4 in.

20 in.

30 in.

46 in.

Measure point

A compensated antenna design minimizes borehole effects,increases accuracy and provides a symmetrical log response.

PrecisionLWDTM System—Multi-Frequency Resistivity (MFRTM) High-Temperature Sensor

MWD/LWD



• Fully-compensated antenna arrays integrated into the drill collar for increased reliability.


• Designed for high flow—4 3/4 in. (400 gal/min) to 9 1/2 in. (1800 gal/min).

• Fully digital electronics measure phase and attenuation at each transmitter-receiver pair,resulting in highly accurate measurements.

• Three transmitter-receiver spacings measure 12 fully compensated phase and attenuationmeasurements at unique radial distances from the borehole.

• Diameter of investigation of 197 in. at 20 ohm-m is the industry’s deepest reading LWDresistivity measurement.

• Three independent transmitter-receiver antenna spacings and two operating frequenciesprovide accurate measurements over a wide range of drilling conditions.

• Each compensated measurement has a unique depth of investigation. Any three can becombined to radially invert invasion diameter, flushed resistivity zone (Rxo) and true resistivity(Rt) over a wide range of borehole conditions and resistivity contrasts.

• Symmetrical antenna design minimizes borehole effects and cancels impedance changes inantennas caused by pressure and temperature variations while drilling.



MWD/LWD




Maximum OD 5 1 ⁄4 in. 7 3 ⁄ 8 in. 8 5 ⁄ 8 in. 8 7⁄ 8 in. 10 1⁄ 8 in.



Top connection 3 1⁄2 IF box 4 1⁄2 IF box 6 5 ⁄8 Reg box 5 1⁄2 IF box 7 5 ⁄8 Reg box

Bottom connection 3 1⁄2 IF pin 4 1⁄2 IF pin 6 5 ⁄8 Reg pin 5 1⁄2 IF pin 7 5 ⁄8 Reg pin

Make-up 9,900– 28,000– 52,000– 53,000– 75,000–torque 10,900 ft-lb 32,000 ft-lb 56,000 ft-lb 56,000 ft-lb 78,000 ft-lb


Maximum tension 750,000 lb 1,800,000 lb 2,850,000 lb 1,450,000 lb 1,870,000 lb


Maximum dogleg severity, rotating 20°/100 ft 11°/100 ft 10°/100 ft 9°/100 ft 8°/100 ft


Equivalent bending 4.75 in. 6.75 in. 8.0 in. 8.25 in. 9.5 in. stiffness (OD x ID) x 2.29 in. x 3.06 in. x 4.20 in. x 5.28 in. x 6.08 in.

Maximum operating temperature 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C) 356°F (180°C)




Specifications

4 3 ⁄4 in. 6 3⁄4 in. 8 in. 8 1⁄4 in. 9 1⁄ 2 in.Nominal Sensor ODMechanical Specifications

MWD/LWD




Phase MeasurementFrequency 2 MHz 2 MHz 2 MHz 400 kHz. 400 kHz 400 kHzSpacing 20 in. 30 in. 46 in. 20 in. 30 in. 46 in.


Attenuation MeasurementFrequency 2 MHz 2 MHz 2 MHz 400 kHz 400 kHz 400 kHzSpacing 20 in. 30 in. 46 in. 20 in. 30 in. 46 in.












Diameter of Investigation

Vertical Resolution—50% ResponseNominalSensorOD(in.) 4 3/4 , 6 3/4 , 8 , 8 1/4 , 9 1/2

Phase Attenuation

Measure point from 10.4 ftbottom of sensor

Measurement range 0.1–3000 ohm-m 0.1–200 ohm-m

Accuracy (all spacings) ±.25 mmhos ±.5 mmhos

Performance Specifications

MWD/LWD





Limestone—horizontal well with salt-saturated mud

mwd essential 22-12-2010

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