MX2010011517A - Maniobra de sondeo basada en direccion de tension de la roca. - Google Patents

Abstract

Un método para maniobrar una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de tensión de la roca. El método incluye obtener datos de pozo a partir de por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora en el pozo, donde los datos de pozo incluyen información de dirección de tensión, generar, utilizando una unidad de procesamiento central (CPU), una trayectoria de pozo utilizando datos de prospección del pozo, donde la trayectoria del pozo incluye una dirección del pozo de sondeo, determinar, utilizando la CPU, una dirección de tensión mínima horizontal utilizando los datos de pozo, y comparar, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección. El método además incluye en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, generar una trayectoria de pozo actualizada que satisfaga los criterios de dirección y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

Description

MANIOBRA DE SONDEO BASADA EN DIRECCIÓN DE TENSIÓN DE LA ROCA ANTECEDENTES Operaciones como prospección, perforación, prueba con cable de acero, completaciones , producción, planeación y análisis de campo, típicamente se realizan para ubicar y reunir fluidos valiosos del fondo de la perforación. Con frecuencia se realizan prospecciones utilizando metodologías de adquisición, escáneres sísmicos o topógrafos para generar mapas de yacimientos subterráneos. Estos yacimientos con frecuencia se analizan para determinar la presencia de activos subterráneos, como fluidos o minerales valiosos, o para determinar si los yacimientos tienen características adecuadas para almacenar fluidos.

Durante las operaciones de perforación. y producción, los datos típicamente se recolectan para análisis y/o monitoreo de las operaciones. Tales datos pueden incluir, por ejemplo, información con respecto a yacimientos subterráneos, equipamiento, y datos históricos y/u otros.

Los datos con respecto al yacimiento subterráneo se recolectan utilizando una variedad de fuentes. Tales datos de yacimientos pueden ser estáticos o dinámicos. Los datos estáticos se relacionan con, por ejemplo, la estructura del yacimiento y la estratigrafía geológica que definen las estructuras geológicas del yacimiento subterráneo. Los datos dinámicos se relacionan con, por ejemplo, fluidos que fluyen a través de las estructuras geológicas del yacimiento subterráneo con el transcurso del tiempo. Tales datos estáticos y/o dinámicos pueden recolectarse para aprender más sobre los yacimientos y los activos valiosos contenidos en el mismo .

Equipo variado puede colocarse sobre el campo para monitorear los parámetros del campo, para manipular las operaciones y/o para separar o dirigir los fluidos de los pozos. También pueden utilizarse equipo de la superficie y equipo de completación para inyectar fluidos en los depósitos, ya sea para almacenamiento o en puntos estratégicos para mejorar la producción del depósito.

COMPENDIO DE LA INVENCIÓN En una o más implementaciones para maniobrar una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de tensión de la roca, el método incluye obtener datos de pozo a partir de una herramienta de diagrafía mientras se perfora en el pozo, donde los datos de pozo incluyen información de dirección de tensión, generar, utilizando una unidad de procesamiento central (CPU) , una trayectoria de pozo utilizando datos de prospección del pozo, donde la trayectoria del pozo incluye una dirección del pozo de sondeo, determinar, utilizando la CPU, una dirección de tensión mínima horizontal utilizando los datos de pozo, y comparar, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección. El método además incluye, en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, generar una trayectoria de pozo actualizada que satisfaga los criterios de dirección y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

Otros aspectos de maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca serán aparentes a partir de la siguiente descripción y las reivindicaciones anexas .

BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS DIBUJOS Los dibujos anexos ilustran varias modalidades de maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca y no se considerarán limitantes de su alcance, la maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca puede admitir otras modalidades igualmente efectivas.

La Figura 1 representa una vista esquemática, parcialmente en sección transversal, de un campo que tiene una pluralidad de herramientas de adquisición de datos colocadas en varios lugares a lo largo del campo para recolectar datos del yacimiento subterráneo, en el cual pueden implementarse modalidades de maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca.

La Figura 2 representa un sistema en el cual puede implementarse una o más modalidades de maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca.

La Figura 3 representa un método ejemplar para maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca de acuerdo con una o más modalidades .

La Figura 4 representa un sistema de computadora en el cual puede implementarse una o más modalidades de maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca.

DESCRIPCIÓN DETALLADA Las modalidades se muestran en los dibujos antes identificados y se describen a continuación. Para describir las modalidades, se utilizan números de referencia similares o idénticos para identificar elementos comunes o similares. Los dibujos no necesariamente son a escala y ciertas características y ciertas vistas de los dibujos pueden mostrarse exagerados en escala o en diagrama esquemático por motivos de claridad y concisión.

La FIGURA 1 representa una vista esquemática, parcialmente en sección transversal de un campo (100) que tiene herramientas de adquisición de datos (102-1) , (102-2) , (102-3) y (102-4) colocadas en varios lugares en el campo para reunir los datos de un yacimiento (104) subterráneo.

Como se muestra, los datos recolectados de las herramientas (102-1 a 102-4) pueden utilizarse para generar esquemas de datos (108-1 a 108-4), respectivamente.

Como se muestra en la FIGURA 1, el yacimiento (104) subterráneo incluye varias estructuras (106-1 a 106-4) geológicas. Como se muestra, el yacimiento tiene una capa (106-1) de piedra arenisca, una capa (106-2) de piedra caliza, una capa (106-3) de esquisto, y una capa (106-4) de arena. Una línea (107) de falla se extiende a través del yacimiento. En una o más modalidades, las herramientas de adquisición de datos estáticos se adaptan para medir el yacimiento y detectar las características de las estructuras geológicas del yacimiento.

Como se muestra en la FIGURA 1, una operación de perforación se representa como realizándose por herramientas (102-2) de perforación suspendidas por un equipo (101) de perforación y como haciendo avanzar dentro de los yacimientos (104) subterráneos para formar un sondeo (103) . Las herramientas (106b) de perforación pueden adaptarse para medir las propiedades del fondo de la perforación utilizando herramientas de diagrafía mientas se perfora ("LWD").

Una unidad de superficie (no mostrada) se utiliza para comunicarse con las herramientas (102-2) de perforación y/o las operaciones realizadas en otro sitio. La unidad de superficie es capaz de comunicarse con las herramientas (102-2) de perforación para enviar comandos a las herramientas (102-2) de perforación, y para recibir datos de las mismas. La unidad de superficie puede proporcionarse con instalaciones de computadoras para recibir, almacenar, procesar, y/o analizar los datos provenientes del campo petrolífero. La unidad de superficie recolecta los datos generados durante la operación de perforación y produce los datos resultantes que puede almacenarse o transmitirse . Las instalaciones de computadoras, tal como aquellas de la unidad de superficie, pueden colocarse en varios lugares sobre el campo petrolífero y/o en lugares alejados.

Sensores, como por ejemplo, medidores, pueden, colocarse sobre el campo petrolífero para recolectar datos que se relacionan con varias operaciones de campo petrolífero como se describe previamente. Por ejemplo, el sensor puede colocarse en uno o más lugares en las herramientas (102-2) de perforación y/o el equipo (101) de perforación para medir parámetros de perforación, tal como peso sobre la barrena, esfuerzo de torsión sobre la barrena, temperaturas, índices de flujo, composiciones, velocidad rotativa y/u otros parámetros de la operación del campo petrolífero.

Los datos reunidos por los sensores pueden recolectarse por la unidad de superficie y/u otras fuentes de recolección de datos para análisis u otro procesamiento. Los datos recolectados por los sensores pueden utilizarse solos o en combinación con otros datos. Los datos pueden recolectarse en una o más bases de datos y/o transmitirse en u otro lugar. Los datos pueden utilizarse todos de manera selectiva o por selección para analizar y/o para predecir operaciones de campo petrolífero de los sondeos actuales y/u otros. Los datos pueden ser datos históricos, datos de tiempo real, o combinaciones de los mismos. Los datos de tiempo real pueden utilizarse en tiempo real, o almacenarse para su uso posterior. Los datos también pueden almacenarse en bases de datos separadas, o combinarse en una sola base de datos.

Los datos recolectados pueden utilizarse para realizar actividades, como maniobra de sondeo. En otro ejemplo, los datos resultantes sísmicos pueden utilizarse para realizar ingeniería geológica, geofísica y/o petrográfica. En este ejemplo, los datos del depósito, del sondeo, de la superficie y/o del proceso pueden utilizarse para realizar simulaciones de depósito, de sondeo, geológicas, geofísicas u otras. Los resultados de los datos provenientes de la operación de campo petrolífero pueden generarse directamente de los sensores, o después de cierto procesamiento o modelado. Estos datos resultantes pueden actuar como entradas para análisis adicional.

Como se muestra en la FIGURA 1, los esquemas de datos (108-1 a 108-4) son ejemplos de esquemas de propiedades estáticas que pueden generarse por las herramientas (102-1 a 102-4) de adquisición de datos, respectivamente. Por ejemplo, el esquema (108-1) de datos es un tiempo de respuesta sísmica de dos direcciones. En otro ejemplo, el esquema (108-2) de datos, es datos de testigo muestra medidos a partir de un testigo muestra del yacimiento (104) . En otro ejemplo, el esquema (108-3) de datos es traza de diagrafía. En otro ejemplo, el esquema (108-4) de datos es un esquema de una propiedad dinámica, el índice de flujo de fluido con el paso del tiempo. Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que otros datos también pueden recolectarse, tales como, pero no limitados a, datos históricos, entradas de usuario, información económica, otros datos de medición, y otros parámetros de interés .

Aunque se representa un yacimiento (104) subterráneo específico con estructuras geológicas específicas, se apreciará que el yacimiento puede contener una variedad de estructuras geológicas. Fluido, roca, agua, petróleo, gas y otros materiales geológicos también pueden estar presentes en varias porciones del yacimiento. Cada uno de los dispositivos de medición puede utilizarse para medir las propiedades del yacimiento y/o sus estructuras subyacentes . Aunque cada herramienta de adquisición se muestra como estando en lugares específicos a lo largo del yacimiento, se apreciará que uno o más tipos de medición pueden llevarse a cabo en uno o más lugares a través de uno o más campos u otros lugares para comparación y/o análisis utilizando una o más herramientas de adquisición. Los términos dispositivo de medición, herramienta de medición, herramienta de adquisición y/o herramientas de campo se utilizan de manera intercambiable en estos documentos basándose en el contexto.

Los datos recolectados de varias fuentes, tal como las herramientas de adquisición de datos de la FIGURA 1, entonces pueden evaluarse. Típicamente, los datos sísmicos desplegados en el esquema (108-1) de datos proveniente de la herramienta (102-1) de adquisición de datos se utilizan por un geofísico para determinar las características del yacimiento (104) subterráneo. Los datos de testigos mostrados en el esquema (108-2) y/o los datos de diagrafía de la diagrafía (108-3) de pozo típicamente se utilizan un geólogo para determinar varias características de las estructuras geológicas del yacimiento (104) subterráneo. Los datos de producción de la gráfica (108-4) de producción típicamente se utilizan por un ingeniero petrográfico para determinar las características petrográficas del flujo de fluido.

La FIGURA 2 representa un sistema (200) incorporado con una porción de un campo, como se muestra y describe en lo anterior con respecto a la FIGURA 1. Como se muestra, el sistema (200) incluye una unidad (202) de superficie conectada operativamente a un sistema (204) de perforación del sitio de pozo, servidores (206) , y una herramienta (208) de dirección mediante una interfaz (203) en la herramienta (208) de dirección. La herramienta (208) de dirección también se enlaza operativamente, mediante la interfaz (230) , a los servidores (206) . La unidad (202) de superficie y el sistema (204) de perforación del sitio de pozo pueden incluir varias herramientas de campo e instalaciones del sitio de pozo. Como se muestra, los enlaces de comunicación se proporcionan entre la unidad (202) de superficie y el sistema (204) de perforación del sitio de pozo, los servidores (206) , y la herramienta (208) de dirección. Un enlace de comunicación también se proporciona entre la herramienta (208) de dirección y los servidores (206) . Una variedad de enlaces puede proporcionarse para facilitar el flujo de datos a través del sistema (200) . Por ejemplo, los enlaces de comunicación pueden proporcionar comunicación continua, intermitente, de una sola dirección, de dos direcciones, y/o selectiva a través del sistema (200) . Los. enlaces de comunicación pueden ser de cualquier tipo, incluyendo pero sin limitarse a alámbricos e inalámbricos.

En una o más modalidades, el sistema (204) de perforación de sitio de pozo se configura para realizar operaciones de campo petrolífero como se describe en lo anterior con respecto a la FIGURA 1. Específicamente, el sistema (204) de perforación del sitio de pozo puede configurarse para realizar operaciones de perforación como dirigidas por una unidad (202) de superficie. En una o más modalidades, la unidad (202) de superficie se proporciona con un componente (212) de adquisición, un controlador (214) , una unidad (216) de visualización, un procesador (218) , y un transceptor (220) . El componente (212) de adquisición recolecta y/o almacena los datos del campo. Estos datos pueden medirse por sensores en el sitio de pozo. Estos datos también pueden recibirse de otras fuentes, tal como aquellas descritas con respecto a la FIGURA 1 anterior.

El controlador (214) puede habilitarse para establecer comandos en el campo. El controlador (214) puede proporcionarse con medios de activación que pueden realizar operaciones de perforación, tal como maniobra, avance, o de otra manera toma de acción en el sitio de pozo. Los comandos pueden generarse basándose en la lógica del procesador (218) , o por comandos recibidos de otras fuentes. En una o más modalidades, el procesador (218) se proporciona con características para manipular y analizar los datos. El procesador (218) puede proporcionarse con funcionalidad adicional para realizar operaciones de campo petrolífero.

En una o más modalidades, una unidad (216) de visualización puede proporcionarse en el sitio de pozo y/o en lugares alejados para visualizar los datos de campo (no mostrados) . Los datos de campo representados por la unidad (216) de visualización pueden ser datos sin procesar, datos procesados y/o resultados de datos generados a partir de datos variados. En una o más modalidades, la unidad (216) de visualización se adapta para proporcionar vistas flexibles de los datos, de manera que las pantallas representadas puedan personalizarse como se desee. Un usuario puede planear, ajustar y/o de otra manera realizar operaciones de campo (por ejemplo, determinar el curso deseado de acción durante las operaciones de campo) a partir de revisar los datos de campo desplegados. Las operaciones de campo pueden ajustarse selectivamente en respuesta a visualizar los datos en la unidad (216) de visualización. La unidad (216) de visualización puede incluir una pantalla bidimensional (2D) o una pantalla tridimensional (3D) para visualizar los datos de campo o varios aspectos de las operaciones de campo.

En una o más modalidades, el transceptor (220) proporciona un medio para proporcionar acceso de datos hasta y/o desde otras fuentes. El transceptor (220) también puede proporcionar un medio para comunicarse con otros componentes, tal como los servidores (206) , el sistema (204) de perforación del sitio de pozo, la unidad (202) de superficie, y/o la herramienta (208) de dirección.

Los servidores (206) pueden configurarse para transferir datos desde una unidad (202) de superficie en uno o más sitios de pozo hasta la herramienta (208) de dirección.

Como se muestra, los servidores (206) incluyen un servidor (222) en el sitio, un servidor (224) remoto, y un servidor (226) de terceros. El servidor (222) en el sitio puede colocarse en el sitio de pozo y/o en otros lugares para distribuir datos desde la unidad (202) de superficie. Como se muestra, el servidor (224) remoto se coloca en un lugar alejado del campo y proporciona datos desde fuentes remotas. El servidor (226) de terceros puede encontrarse en el sitio o alejado, pero con frecuencia operado por un tercero, tal como un cliente.

En una o más modalidades, los servidores (206) son capaces de transferir datos, tal como diagrafías, eventos de perforación, trayectoria, datos sísmicos, datos históricos, datos económicos, otros datos de campo, y/u otros datos que pueden ser de utilidades durante el análisis. El tipo de servidor no se pretende para limitar la maniobra de sondeo basada en dirección de tensión de la roca. En una o más modalidades, el sistema se adapta para funcionar con cualquier tipo de servidor que pueda emplearse.

En una o más modalidades, los servidores (206) se comunican con la herramienta (208) de dirección a través de los enlaces de comunicación. Como se indica por las múltiples flechas, los servidores (206) pueden tener enlaces de comunicación separados con la herramienta (208) de dirección y la unidad (202) de superficie. Uno o más de los servidores (206) pueden combinarse o enlazarse para proporcionar un enlace de comunicación combinado.

En una o más modalidades, los servidores (206) recolectan una amplia variedad de datos. Los datos pueden recolectarse de una variedad de canales que proporcionan un cierto tipo de datos, tal como diagrafias de pozo. Los datos provenientes de los servidores se pasan a la herramienta (208) de dirección para procesamiento. Los servidores (206) también pueden configurarse para almacenar y/o transferir datos. Por ejemplo, los datos pueden recolectarse en el sistema (204) de perforación del sitio de pozo utilizando herramientas de medición mientras se perfora (M D) , herramientas de diagrafía mientras se perfora (LWD) , cualesquier otros tipos de herramientas de medición de perforación, o cualquier combinación de las mismas. Más específicamente, las herramientas de MWD y/o herramientas de LWD pueden configurarse para obtener información relacionada con azimut de pozo de sondeo y azimut de tensión mínima horizontal durante una operación de perforación del pozo de sondeo en el sistema (204) de perforación del sitio de pozo. Por ejemplo, una herramienta de MWD puede configurarse para obtener datos del magnetómetro y/o datos del acelerómetro para determinar el azimut del pozo de sondeo. En otro ejemplo, una herramienta de LWD puede configurarse para obtener imágenes eléctricas del pozo de sondeo para identificar fracturas inducidas por la perforación. Las fracturas inducidas por la perforación se han mostrado para relacionarse directamente con el azimut de la tensión mínima horizontal. En otro ejemplo, una herramienta de LWD puede configurarse para obtener mediciones sónicas de dirección, las cuales han demostrado que se relacionan con el azimut de la tensión mínima horizontal.

Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que las herramientas de MWD se configuran para evaluar propiedades físicas durante la perforación de un sondeo. Una herramienta de MWD puede obtener mediciones del fondo de la perforación, que pueden almacenarse y después transmitirse a la superficie. En este caso, las mediciones pueden trasmitirse a la superficie como impulsos de presión en el sistema de lodos (por ejemplo, ondas positivas, negativas, seno continuas) . Alguien con experiencia en la técnica apreciará que las herramientas de MWD que miden los parámetros del yacimiento (resistividad, porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se denominan como herramientas de LWD. Las herramientas de LWD pueden obtener, almacenar, y transmitir mediciones como se discute en lo anterior con respecto a las herramientas de MWD.

En una o más modalidades, la herramienta (208) de dirección se enlaza operativamente a la unidad (202) de superficie para recibir datos de la misma. En algunos casos, la herramienta (208) de dirección y/o los servidores (206) pueden colocarse en el sitio de pozo. La herramienta (208) de dirección y/o los servidores (206) también pueden colocarse en varios lugares. La herramienta (208) de dirección puede enlazarse operativamente a la unidad (202) de superficie mediante los servidores (206) . La herramienta (208) de dirección también puede incluirse en o ubicarse cerca de la unidad (202) de superficie.

En una o más modalidades, la herramienta (208) de dirección incluye una interfaz (230) , una unidad (232) de procesamiento, un depósito (234) de datos, y una unidad (236) de presentación de datos. En una o más modalidades, la unidad (248) de dirección de la herramienta (208) de dirección se configura para monitorear las propiedades del fondo de la perforación para maniobra del pozo de sondeo. Más específicamente, la unidad (248) de dirección puede configurarse para utilizar las propiedades del fondo de la perforación obtenidas por las herramientas de M D y/o las herramientas, de LWD en el sistema (204) de perforación del sitio de pozo para determinar una dirección óptima para una operación de perforación. En este caso, las propiedades del fondo de la perforación pueden obtenerse de los servidores (206) , donde el sistema (204) de perforación del sitio de pozo y la unidad (202) de superficie se configuran para almacenar las propiedades del fondo de la perforación en los servidores (206) en tiempo real.

En una o más modalidades, la unidad (248) de dirección se configura para determinar el azimut del pozo de sondeo y el azimut de tensión mínima horizontal. En este caso, la unidad (248) de dirección puede determinar el azimut del pozo de sondeo y el azimut de tensión mínima horizontal utilizando datos de pozo (por ejemplo, datos de prospección, una imagen eléctrica del pozo de sondeo, mediciones sónicas de dirección) obtenidos de una herramienta de LWD y/o una herramienta de M D. Por ejemplo, el azimut del pozo de sondeo puede determinarse de acuerdo con los datos de prospección (por ejemplo, datos del magnetometro, datos del acelerómetro, etc.) provenientes de una herramienta de LWD. En otro ejemplo, el azimut de tensión mínima horizontal puede determinarse de acuerdo con una imagen eléctrica del pozo de sondeo y/o mediciones sónicas de dirección provenientes de una herramienta de MWD.

En una o más modalidades, la unidad (248) de dirección puede configurarse para comparar el azimut del pozo de sondeo y el azimut de tensión mínima horizontal de acuerdo los criterios de dirección. Más específicamente, la unidad (248) de dirección se configura para generar una trayectoria de pozo óptima basándose en la comparación del azimut del pozo de sondeo y el azimut de tensión mínima horizontal. En este caso, los criterios de dirección pueden especificar que el azimut del pozo de sondeo debe maniobrarse con respecto al azimut de tensión mínima horizontal. Por ejemplo, en un depósito de gas convencional (es decir, esquisto) , los criterios de dirección pueden especificar que la diferencia entre el azimut del pozo de sondeo y el azimut de tensión mínima horizontal debe reducirse (es decir, mantenerse por debajo de un umbral específico) para optimizar la productividad de fracturas hidráulicas en un pozo horizontal . En otro ejemplo, los criterios de dirección pueden ser para optimizar la estabilidad del pozo. La trayectoria de pozo óptima determinada por la unidad (248) de dirección entonces puede utilizarse en la unidad (202) de superficie para ajustar una operación de perforación. En otras palabras, la unidad (248) de dirección puede configurarse para proporcionar realimentación en tiempo real, incluyendo una trayectoria de pozo óptima generada de acuerdo con un análisis de la información de azimut, a la unidad (202) de superficie, donde puede ajustarse una operación de perforación en la unidad (202) de superficie, respectivamente.

Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que los criterios de dirección pueden ajustarse en tiempo real de acuerdo con las condiciones actuales de una operación de perforación. Más específicamente, los criterios de dirección pueden ajustarse de acuerdo con la estructura geológica actual que se perfora por el sondeo. Por ejemplo, los criterios de dirección pueden ajustarse para optimizar la productividad de las fracturas hidráulicas mientras se perfora en el esquisto. En otro ejemplo, los criterios de dirección pueden ajustarse para optimizar la estabilidad del sondeo mientras se perfora cerca de un domo de sal .

Opcionalmente, la unidad (248) de dirección puede configurarse para actualizar continuamente un modelo terrestre (por ejemplo, un modelo numérico de campo completo, un modelo geoestadístico, etc.) basándose en el azimut del pozo de sondeo y el azimut de tensión mínima horizontal determinados. En este caso, la unidad (248) de dirección puede configurarse para generar la trayectoria de pozo óptima utilizando el modelo terrestre actualizado. Además, el modelo terrestre puede generarse inicialmente de acuerdo con las mediciones subterráneas como se describe en lo anterior con respecto a la FIGURA 1.

En una o más modalidades, la interfaz (230) de la herramienta (208) de dirección se configura para comunicarse con los servidores (206) y la unidad (202) de superficie. La interfaz (230) también puede configurarse para comunicarse con otras fuentes de campo petrolífero o que no son de campo petrolífero. La interfaz (230) puede configurarse para recibir los datos y mapear los datos para procesamiento. En una o más modalidades, los datos provenientes de los servidores (206) se envían a lo largo de canales predefinidos, los cuales pueden seleccionarse por la interfaz (230) .

Como se representa en la FIGURA 2 , la interfaz (230) selecciona el canal de datos de los servidores (206) y recibe los datos. En una o más modalidades, la interfaz (230) también mapea los canales de datos en datos del sitio de pozo. Los datos entonces pueden pasarse desde la interfaz (230) hasta los módulos (242) de procesamiento de la unidad (232) de procesamiento. En una o más modalidades, los datos se incorporan inmediatamente en la herramienta (208) de dirección para sesiones en tiempo real y/o modelado. La interfaz (230) puede crear solicitudes de datos (por ejemplo, prospecciones, diagrafías, datos de M D/LWD, etc.), desplegar la interfaz de usuario, y monitorear los eventos de estado de conexión. En una o más modalidades, la interfaz (230) también ejemplifica los datos en un objeto de datos para procesamiento .

En una o más modalidades, la unidad (232) de procesamiento incluye módulos (240) de formateo, módulos (242) de procesamiento, y módulos (246) de utilidades. Estos módulos se configuran para manipular los datos de campo pata análisis, potencialmente en tiempo real.

En una o más modalidades, los módulos (240) de formateo transforman los datos en un formato deseado para procesamiento. Los datos entrantes pueden formatearse, traducirse, convertirse, o de otra manera manipularse para su uso. En una o más modalidades, los módulos (240) de formateo se configuran para permitir que los datos provenientes de una variedad de fuentes se formateen y utilicen de manera que los datos se procesen y visualicen en tiempo real.

En una o más modalidades, los módulos (246) de utilidades proporcionan funciones de soporte a la herramienta (208) de dirección. En una o más modalidades, los módulos (246) de utilidades incluyen un componente de diagrafía (no mostrado) y un componente de gestor (no mostrado) de interfaz de usuario (UI) . El componente de diagrafía proporciona un requerimiento de datos de diagrafía, lo cual significa que los módulos (246) de utilidades permiten que la destinación de diagrafía se establezca por la aplicación. El componente de diagrafía también puede proporcionarse con otras características, tal como un depurador, un mensajero, y un sistema de advertencia, entre otros. El depurador envía un mensaje de depuración a aquellos que utilizan el sistema. El mensajero envía información a subsistemas, usuarios y otros. La información enviada por el mensajero puede o no interrumpir la operación y puede distribuirse a varios lugares y/o usuarios a través del sistema. El sistema de advertencia puede configurarse para enviar mensajes de errores y advertencias a varios lugares y/o usuarios a través del sistema. En algunos casos, los mensajes de advertencia pueden interrumpir el proceso y desplegar alertas.

En una o más modalidades, el componente de gestor de UI (no mostrado) crea elementos de interfaz de usuario para presentaciones . El componente de gestor de UI define las pantallas de entrada de usuario, tal como elementos de menú, menús de contexto, barras de herramientas, y ventanas de ajustes. El gestor de UI también puede configurarse para dirigir eventos que se relacionan con estas pantallas de entrada de usuario.

En una o más modalidades, los módulos (242) de procesamiento se configuran para analizar los datos y generar resultados. Como se describe en lo anterior, los datos analizados por los módulos (242) de procesamiento pueden incluir datos estáticos, datos dinámicos, datos históricos, datos de tiempo real, u otros tipos de datos. Además, los datos analizados por los módulos (242) de procesamiento pueden relacionarse con varios aspectos de las operaciones de campo, tal como estructura del yacimiento, estratigrafía geológica, muestreo de testigos, diagrafía de pozo, densidad, resistividad, composición del fluido, índice de flujo, condición del fondo de la perforación, condición de la superficie, condición del equipo, u otros aspectos de las operaciones de campo. En una o más modalidades, los datos se procesan por el módulo (242) de procesamiento en múltiples conjuntos de datos volumétricos para almacenamiento y recuperación.

En una o más modalidades, el depósito (234) de datos almacena los datos para la herramienta (208) de dirección. Los datos almacenados en el depósito (234) de datos pueden encontrarse en un formato disponible para su uso en tiempo real (por ejemplo, la información se actualiza aproximadamente en la misma proporción en que se recibe la información) . En una o más modalidades, los datos se pasan al depósito (234) de datos desde los módulos (242) de procesamiento. Los datos pueden persistir en el sistema de archivos (por ejemplo, como un archivo de lenguaje de marcación extensible (XML) ) o en una base de datos. El usuario, un programa de computadora, o alguna otra entidad de determinación puede determinar qué almacén es el más adecuado para utilizar para una pieza determinada de datos y almacena los datos en una manera que permite el flujo automático de los datos a través del resto del sistema en una forma integrada y continua. El sistema también puede facilitar flujos de trabajo manuales y automatizados (por ejemplo, flujos de trabajo de Modelado, Geológicos y Geofísicos) de acuerdo con los datos persistentes.

En una o más modalidades, la unidad (236) de presentación de datos realiza cálculos de algoritmos de presentación para proporcionar una o más presentaciones para visualizar los datos. Las presentaciones para visualizar los datos pueden plantearse, utilizando uno o más enlaces de comunicación, a un usuario en la unidad (216) de visualización de la unidad (202) de superficie. La unidad (236) de presentación de datos puede contener un lienzo 2D, un lienzo 3D, un lienzo de sección de pozo, u otros lienzos, ya sea por defecto o seleccionados por un usuario. La unidad (236) de presentación de datos puede proporcionar de manera selectiva presentaciones compuestas de cualquier combinación de uno o más lienzos. Los lienzos pueden o no sincronizarse entre sí durante la presentación. En una o más modalidades, la unidad (236) de presentación de datos se proporciona con mecanismos para activar varios lienzos u otras funciones en el sistema. Además, la unidad (236) de presentación de datos puede proporcionar de manera selectiva presentaciones compuestas de cualquier combinación de uno o más conjuntos de datos volumétricos. Los conjuntos de datos volumétricos típicamente contienen datos de exploración y producción.

Aunque modalidades específicas se representan y/o describen para su uso en las unidades y/o módulos de la herramienta (208) de dirección, se apreciará que una variedad de componentes con varias funciones pueden configurarse para proporcionar las funciones de formateo, procesamiento, utilidades, y coordinación necesarias para procesar datos en la herramienta (208) de dirección. Los componentes pueden tener funcionalidades combinadas y pueden implementarse como software, hardware, firmware, o combinaciones adecuadas de los mismos.

Además, los componentes (por ejemplo, los módulos (242) de procesamiento, la unidad (236) de presentación de datos, etc.) de la herramienta (208) de dirección pueden ubicarse en un servidor (222) en el sitio o en lugares distribuidos donde un servidor (224) remoto y/o un servidor (226) de terceros pueden involucrarse. El servidor (222) en el sitio puede ubicarse dentro de la unidad (202) de superficie .

La FIGURA 3 representa un diagrama de flujo de un método de acuerdo con una o más modalidades. Uno o más de los bloques mostrados en la FIGURA 3 pueden omitirse, repetirse, y/o realizarse en un orden diferente. Por consiguiente, las modalidades no deben considerarse limitadas a las disposiciones específicas de los bloques mostrados en la FIGURA 3.

En una o más modalidades, el método representado en la FIGURA 3 puede practicarse durante una operación de perforación como se describe en lo anterior con respecto a las FIGURAS 1-2. En el bloque 302, los datos de pozo se obtienen a partir de herramientas de diagrafía mientras se perfora (LWD) . Los datos de pozo pueden incluir, pero no se limitan a, una imagen eléctrica del pozo de sondeo, datos sónicos de dirección, o alguna combinación adecuada de los mismos. En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para obtener los datos de pozo.

En el bloque 304, los datos de prospección se procesan para obtener una trayectoria de pozo. Los datos de prospección pueden obtenerse utilizando herramientas de medición mientras se perfora ( WD) . Los datos de prospección pueden incluir información (por ejemplo, datos del magnetómetro, datos del acelerómetro, etc.) relacionada con la dirección del pozo de sondeo (es decir, el azimut del pozo de sondeo) . En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para procesar los datos de prospección.

En el bloque 306, los datos de pozo se analizan para determinar la dirección (es decir, el azimut) de tensión mínima horizontal. Por ejemplo, si los datos de pozo incluyen una imagen eléctrica del pozo de sondeo, la imagen eléctrica puede analizarse para identificar las fracturas inducidas por la perforación. Las fracturas inducidas por la perforación se han mostrado para relacionarse directamente con la dirección de tensión mínima horizontal. En otro ejemplo, los datos de pozo pueden incluir mediciones sónicas de dirección, las cuales han demostrado que se relacionan con la dirección de tensión mínima horizontal. En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para analizar los datos de pozo.

En el bloque 308, la dirección de tensión mínima horizontal se compara con la dirección del pozo de sondeo. Más específicamente, la dirección de tensión mínima horizontal se compara con la dirección del pozo de sondeo en tiempo real (es decir, la comparación se realiza durante la operación de perforación asociada con los datos de pozo y los datos de prospección) para determinar una diferencia en la direcciones. La naturaleza de la comparación en tiempo real permite que se tomen decisiones con forme se realiza la operación de perforación. En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para comparar la información de direcciones.

En el bloque 310, se hace una determinación en cuanto a si la comparación de direcciones satisface criterios de dirección. Los criterios de dirección pueden especificar una variedad de requerimientos de dirección tales como, pero limitados a, reducir la diferencia entre la dirección del pozo de sondeo y la dirección de tensión mínima horizontal, asegurar que la dirección del pozo de sondeo sea perpendicular a la dirección de tensión mínima horizontal, etc. Los criterios de dirección pueden especificarse de acuerdo con la composición del yacimiento y/o los objetivos actuales de la operación de perforación. Por ejemplo, en un depósito de esquisto, los criterios de dirección pueden especificar que la diferencia entre la dirección del pozo de sondeo y la dirección de tensión mínima horizontal deben reducirse (es decir, mantenerse por debajo de un umbral específico) para mejorar la productividad de las fracturas hidráulicas. En otro ejemplo, los criterios de dirección pueden especificar que la dirección del pozo de sondeo debe ser perpendicular a la dirección de tensión mínima horizontal para incrementar la estabilidad del pozo de sondeo. Si se determina que se satisfacen los criterios de dirección, el método puede regresar al bloque 302. En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para determinar si la comparación de direcciones satisface los criterios de dirección .

En respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, la trayectoria de pozo se actualiza para satisfacer los criterios de dirección (bloque 312) . Más específicamente, la trayectoria de pozo se actualiza para maniobrar la dirección de pozo de sondeo con respecto a la dirección de tensión mínima horizontal, como se especifica en los criterios de dirección. Por ejemplo, la comparación de la información de dirección en vista de los criterios de dirección se utiliza para maniobrar la perforación del pozo de sondeo en tiempo real {por ejemplo, maniobrar la perforación del pozo de sondeo para reducir la diferencia en dirección entre la dirección del pozo de sondeo y la dirección de tensión mínima horizontal) . En otro ejemplo, un modelo terrestre de la operación de perforación que incluye una trayectoria de pozo propuesta puede actualizarse para satisfacer los criterios de dirección, donde el modelo terrestre actualizado entonces puede utilizarse para maniobrar la perforación del pozo de sondeo en tiempo real . En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para actualizar la trayectoria de pozo para satisfacer los criterios de dirección.

En el bloque 314, la operación de perforación se ajusta de acuerdo con la trayectoria de pozo actualizada. La operación de perforación puede ajustarse utilizando una unidad de superficie como se describe en lo anterior con respecto a las FIGURAS 1 y 2. En una o más modalidades, una computadora, como se describe con respecto a la FIGURA 4 siguiente, se utiliza para ajustar la operación de perforación .

Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que los bloques 302-314 pueden repetirse cualquier número de veces durante una operación de perforación. En este caso, la operación de perforación puede ajustarse continuamente en tiempo real de acuerdo con los criterios de dirección. Además, durante las iteraciones del bloque 304-312, los criterios de dirección pueden actualizarse de acuerdo con los objetivos actuales (por ejemplo, productividad, estabilidad, etc.) de la operación de perforación.

Modalidades de la maniobra de sondeo basada en dirección de tensión mínima horizontal pueden implementarse virtualmente en cualquier tipo de computadora sin importar la plataforma que se utilice. Por ejemplo, como se muestra en la FIGURA 4, un sistema (400) de computadora incluye uno o más procesadores (402) tal como una unidad de procesamiento central (CPU) u otro procesador de hardware, memoria asociada (404) (por ejemplo, memoria de acceso aleatorio (ROM), memoria caché, memoria flash, etc.), un dispositivo (406) de almacenamiento (por ejemplo, un disco duro, una unidad de disco óptico tal como una unidad de disco compacto o unidad de disco de video digital (DVD) , una barra de memoria flash, etc.), y otros numerosos elementos y funcionalidades típicas de las computadoras de hoy en día (no mostradas) . La computadora (400) también puede incluir medios de entrada, tal como un teclado (408) , un ratón (410) , o un micrófono (no mostrado) . Además, la computadora (400) puede incluir medios de salida, tal como un monitor (412) (por ejemplo, una pantalla de cristal líquido (LCD) , una pantalla de plasma, o un monitor de tubo de rayos catódicos (CRT) ) . El sistema de computadora (400) puede conectarse a una red (414) (por ejemplo, una red de área local (LAN) , una red de área extensa (WAN) tal como Internet, o a cualquier otro tipo de red similar) mediante una conexión de interfaz de red (no mostrada) . Aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que existen muchos tipos diferentes de sistemas de computadora (por ejemplo, computadora de escritorio, computadora tipo laptop, un dispositivo personal de medios, un dispositivo móvil, tal como un teléfono celular o asistente digital personal, o cualquier otro sistema de cómputo capaz de ejecutar instrucciones legibles por computadora) , y los medios de entrada y salida antes mencionados pueden tener otras formas, ahora conocidas o desarrolladas posteriormente. En términos generales, el sistema de computadora (400) incluye por lo menos los medios mínimos de procesamiento, de entrada y de salida necesarios para practicar una o más modalidades.

Además, aquellos con experiencia en la técnica apreciarán que uno o más elementos del sistema de computadora (400) antes mencionado pueden ubicarse en un lugar alejado y pueden conectarse a los otros elementos sobre una red. Además, una o más modalidades pueden implementarse en un sistema distribuido que tenga una pluralidad de nodos, donde cada porción de la implementación (por ejemplo, la herramienta de dirección, los servidores) puede ubicarse en un nodo diferente dentro del sistema distribuido. En una o más modalidades, el nodo corresponde con un sistema de computadora. Alternativamente, el nodo puede corresponder con un procesador con memoria física asociada. El nodo alternativamente puede corresponder con un procesador con memoria y/o recursos compartidos. Además, las instrucciones del software para realizar una o más modalidades pueden almacenarse en un medio legible por computadora tal como un disco compacto (CD) , un disquete, una cinta, o cualquier otro dispositivo de almacenamiento legible por computadora.

Los sistemas y métodos proporcionados se relacionan con la adquisición de hidrocarburos de un campo petrolífero. Se apreciará que los mismos sistemas y métodos pueden utilizarse para realizar operaciones subterráneas, tal como minería, recuperación de agua y adquisición de otros fluidos subterráneos u otros materiales geológicos de otros campos. Además, porciones de los sistemas y métodos pueden implementarse como software, hardware, firmware, o combinaciones de los mismos.

Aunque la maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca se ha descrito con respecto a un número limitado de modalidades, aquellos con experiencia en la técnica, que tienen el beneficio de esta descripción, apreciarán que otras modalidades pueden visualizarse las cuales no se apartan del alcance de la maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca como se describe en la presente. Por consiguiente, el alcance de la maniobra de sondeo basada en la dirección de tensión de la roca debe limitarse sólo por las reivindicaciones anexas .

Claims (20)

REIVINDICACIONES

1. Un método para maniobrar una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de tensión de la roca, que comprende: obtener datos de pozo a partir de por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora en el pozo, donde los datos de pozo comprenden información de dirección de tensión; generar, utilizando una unidad de procesamiento central (CPU) , una trayectoria de pozo utilizando datos de prospección del pozo, donde la trayectoria del pozo incluye una dirección del pozo de sondeo; determinar, utilizando la CPU, una dirección de tensión mínima horizontal utilizando los datos de pozo; comparar, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección; en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, generar una trayectoria de pozo actualizada que satisfaga los criterios de dirección; y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

2. El método de la reivindicación 1, que además comprende: actualizar los criterios de dirección de acuerdo con las condiciones actuales de la operación de perforación para obtener los criterios de dirección actualizados; comparar, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección actualizados; y en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección actualizados, ajustar la trayectoria de pozo actualizada y la operación de perforación para satisfacer los criterios de dirección actualizados.

3. El método de la reivindicación 1, en donde los criterios de dirección especifican que la dirección del pozo de sondeo se maniobre con respecto a la dirección de tensión mínima horizontal.

4. El método de la reivindicación 1, en donde la operación de perforación se ajusta continuamente en tiempo real de acuerdo con los datos de pozo de la herramienta de diagrafía mientras se perfora.

5. El método de la reivindicación 1, en donde los datos de pozo comprenden por lo menos uno seleccionado de un grupo que consiste en una imagen eléctrica de un pozo de sondeo y datos sónicos de dirección del pozo de sondeo.

6. El método de la reivindicación 1, en donde la trayectoria de pozo actualizada se genera utilizando un modelo terrestre.

7. El método de la reivindicación 6, además comprende : generar el modelo terrestre utilizando una pluralidad de mediciones subterráneas; y actualizar el modelo terrestre utilizando la dirección del pozo de sondeo y la dirección de tensión mínima horizontal .

8. Un sistema para maniobrar una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de tensión de la roca, que comprende: por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora configurada para obtener datos de pozo que comprende información de dirección de tensión; una herramienta de dirección configurada para: generar una trayectoria de pozo utilizando datos de prospección del pozo, donde la trayectoria del pozo comprende una dirección del pozo de sondeo; determinar una dirección de tensión mínima horizontal utilizando los datos de pozo; comparar la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección; y en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, generar una trayectoria de pozo actualizada que satisfaga los criterios de dirección; y un controlador configurado para ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

9. El sistema de la reivindicación 8, en donde la herramienta de dirección además se configura para: actualizar los criterios de dirección de acuerdo con las condiciones actuales de la operación de perforación para obtener los criterios de dirección actualizados; comparar, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección actualizados; y en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección actualizados, ajustar la trayectoria de pozo actualizada para satisfacer los criterios de dirección actualizados.

10. El sistema de la reivindicación 8, en donde los criterios de dirección especifican que la dirección del pozo de sondeo se maniobre con respecto a la dirección de tensión mínima horizontal .

11. El sistema de la reivindicación 8, en donde el controlador se configura para ajustar continuamente la operación de perforación en tiempo real de acuerdo con los datos de pozo de por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora.

12. El sistema de la reivindicación 8, en donde los datos de pozo comprenden por lo menos uno seleccionado de un grupo que consiste en una imagen eléctrica de un pozo de sondeo y datos sónicos de dirección del pozo de sondeo.

13. El sistema de la reivindicación 8, en donde la herramienta de dirección genera la trayectoria de pozo actualizada utilizando un modelo terrestre.

14. El sistema de la reivindicación 13, en donde la herramienta de dirección además se configura para: generar el modelo terrestre utilizando una pluralidad de mediciones subterráneas; y actualizar el modelo terrestre utilizando' la dirección del pozo de sondeo y la dirección de tensión mínima horizontal

15. Un medio legible por computadora que almacena instrucciones para maniobrar una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de tensión de la roca, las instrucciones cuando se ejecutan provocan que un procesador: obtenga datos de pozo de por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora en el pozo, en donde los datos de pozo comprenden información de dirección de tensión; genere una trayectoria de pozo utilizando datos de prospección del pozo, donde la trayectoria del pozo incluye una dirección del pozo de sondeo; determine una dirección de tensión mínima horizontal utilizando los datos de pozo; compare la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, en donde los criterios de dirección especifican que la dirección del pozo de sondeo se maniobre con respecto a la dirección de tensión mínima horizontal ; en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, genere una trayectoria de pozo actualizada que satisfaga los criterios de dirección; y ajuste la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.

16. El medio legible por computadora de la reivindicación 15, en donde las instrucciones cuando se ejecutan además provocan que el procesador: actualice los criterios de dirección de acuerdo con las condiciones actuales de la operación de perforación para obtener los criterios de dirección actualizados; compare, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no se satisfacen los criterios de dirección actualizados; y en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección actualizados, ajuste la trayectoria de pozo actualizada y la operación de perforación para satisfacer los criterios de dirección actualizados.

17. El medio legible por computadora de la reivindicación 15, en donde la operación de perforación se ajusta continuamente en tiempo real de acuerdo con los datos de pozo de por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora.

18. El medio legible por computadora de la reivindicación 15, en donde los datos de pozo comprenden por lo menos uno seleccionado de un grupo que consiste en una imagen eléctrica de un pozo de sondeo y datos sónicos de dirección del pozo de sondeo.

19. El medio legible por computadora de la reivindicación 15, en donde la trayectoria de pozo actualizada se genera utilizando un modelo terrestre.

20. El medio legible por computadora de la reivindicación 19, en donde las instrucciones cuando se ejecutan además provocan que el procesador: genere el modelo terrestre utilizando una pluralidad de mediciones subterráneas; y actualice el modelo terrestre utilizando la dirección del pozo de sondeo y la dirección de tensión mínima horizontal . RESUMEN DE LA INVENCIÓN Un método para maniobrar una operación de perforación de un pozo utilizando mediciones de tensión de la roca. El método incluye obtener datos de pozo a partir de por lo menos una herramienta de diagrafía mientras se perfora en el pozo, donde los datos de pozo incluyen información de dirección de tensión, generar, utilizando una unidad de procesamiento central (CPU) , una trayectoria de pozo utilizando datos de prospección del pozo, donde la trayectoria del pozo incluye una dirección del pozo de sondeo, determinar, utilizando la CPU, una dirección de tensión mínima horizontal utilizando los datos de pozo, y comparar, utilizando la CPU, la dirección de tensión mínima horizontal con la dirección del pozo de sondeo para determinar que no sé satisfacen los criterios de dirección. El método además incluye en respuesta a determinar que no se satisfacen los criterios de dirección, generar una trayectoria de pozo actualizada que satisfaga los criterios de dirección y ajustar la operación de perforación utilizando la trayectoria de pozo actualizada.