REGISTRO Y MONITOREO DE DIRECCIÓN E INCLINACION DURANTE LA PERFORACIÓN (MWD)

Autores Daniel Jaramillo Rodas

Johan Esteban Delgado Pozo

Director Guillermo Alzate Espinosa

Carrera Ingeniería de Petróleos

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA SEDE MEDELLIN FACULTAD DE MINAS

JULIO DE 2009

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Tabla de contenido

Introducción 3 Telemetría 4 1. Telemetría mediante Pulsos De Lodo 7

1.1. Telemetría Por Onda Continua 7

1.1.1. Pulsos Positivos De Presión 9

1.1.2. Pulsos Negativos De Presión 11

1.2. Frecuencia De Transmisión De Datos 13

1.3. Ventajas y desventajas de la tecnología Sistema de Pulsos de Lodo 14

1.3.1 Ventajas 14

1.3.2 Desventajas 14 2. Telemetría mediante pulsos de lodo modificada. 15

2.1. Descripción de la tecnología de pulsos de lodo modificado. 15

2.1.1. Componentes de fondo de pozo para el nuevo sistema de pulsos de lodo 15

2.1.2 Componentes de superficie para el nuevo sistema de pulsos de lodo. 17

2.2. Aplicaciones de la tecnología nuevos sistema de pulsos de lodo. 19

2.3. Ventajas y desventajas de la tecnología de sistema de pulsos de lodo modificada.19

2.3.1 Ventajas. 19

2.3.2. Desventajas. 20 3. Telemetría mediante tubería inteligente de perforación (intelligent wired drill-pipe). 21

3.1. Descripción de la tecnología de tubería inteligente. 21

3.2. Aplicaciones de la tecnología de tubería inteligente. 23

3.3. Ventajas y desventajas de la tecnología de tubería inteligente. 24

3.3.1. Ventajas. 24

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3.3.2. Desventajas. 24 4. Telemetría mediante Ondas Electromagnéticas (EM). 25

4.1. Descripción de la tecnología electromagnética. 25

4.2. Aplicaciones de la Tecnología Electromagnética (EM). 27

4.3. Ventajas y Desventajas de la Tecnología Electromagnética (EM). 28

4.3.1. Ventajas. 28

4.3.2. Desventajas. 28 5. Sistema De Telemetría Acústica 29

5.1 Descripción Del Sistema De Telemetría Acústica. 29

5.2 Desarrollo Del Sistema De Telemetría Acústica 30

5.3 Componentes Del Sistema De Telemetría Acústica 32

5.3.1 Transmisor 32

5.3.2 Receptor 32

5.4 Medición y Caracterización Del Ruido. 33

5.5 Aplicaciones Del Sistema de Telemetría Acústica. 34

5.5 Ventajas y Desventajas Del Sistema De Telemetría Acústica. 35

5.5.1 Ventajas. 35

5.5.2 Desventajas 35 6. Conclusiones. 36 Bibliografía. 37 ANEXO 1. Cuadro comparativo entre los distintos tipos de telemetría 39

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Introducción

En la actualidad, la industria petrolera se enfrenta a nuevos retos, debido a que cada vez es más difícil el acceso a los yacimientos. El uso de herramientas MWD y LWD ha cobrado gran importancia a escala mundial en las últimas décadas. Las herramientas MWD y LWD informan acerca de dirección e inclinación en la perforación de pozos direccionales o desviados, además de obtener toda la información pertinente del yacimiento y de sus alrededores. La tendencia mundial de las empresas es utilizar las nuevas tecnologías y estas a su máximo rendimiento en perforación de pozos, debido a que se desea obtener un mínimo riesgo en las operaciones y un optimo recobro del yacimiento, para cumplir este objetivo se convierten en variables fundamentales la obtención de información y el tiempo que se tarda en tomar dicha información. Las herramientas MWD y LWD en la última década se han desarrollado al punto en el que se pueden obtener imágenes del yacimiento y de manera simultánea surveys en forma continua y constante sin tener que detener el proceso de perforación. La limitante de muchas de estas herramientas esta en la calidad, cantidad y tiempo transcurrido para que la información pueda ser analizada en superficie. La información que se genera en el fondo debe ser enviada a superficie, pero debido a la dificultad física que esto representa se desarrollaron tecnologías para cumplir este objetivo, a estas tecnologías de transmisión de datos se les conoce como telemetría. La industria petrolera busca optimizar el envío de información de forma continua, por tanto la información que se envía desde el fondo de pozo debe ser en tiempo real. Conociendo la importancia de la telemetría se debe entender lo que es la telemetría y como funciona en sus distintas presentaciones. En este documento se discute el monitoreo de yacimientos de perforación desde el punto de vista de la transmisión de datos de fondo a superficie, es decir que solo se centra en la importancia de la telemetría. En este documento se presentan los tipos de telemetría más utilizados la industria, además de la descripción del principio físico funcional, las piezas principales, aplicaciones, ventajas y desventajas. En este documento también se encuentra un cuadro comparativo de los distintos tipos de telemetría para mejorar la compresión del documento.

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Telemetría. La telemetría es una tecnología que permite la medición remota de magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el operador del sistema. Las herramientas de medición eran llevadas a un pozo y se retiraban lentamente mientras que los instrumentos tomaban medidas físicas como rayos gamma, densidad, porosidad de la formación. Para realizar este proceso se debía detener la perforación. La información tomada en el fondo llega a superficie utilizando un cable eléctrico. Pero, el desarrollo de las perforaciones horizontales surgió con un dilema; como desplazar las herramientas en la trayectoria y tortuosidad del pozo. La respuesta a como desplazar las herramientas en la trayectoria y tortuosidad fue utilizar el método de tubería; el mecanismo de medición se convirtió en una parte de la sarta de perforación con esto se solucionaron los problemas de exponer al equipo a choques u obstrucciones inesperadas además de poder desplazar las herramientas. Pero persistía el problema de la transmisión de datos por el cable y el deseo de monitorear constantemente la perforación. Para esto se desarrollaron técnicas para trasmitir la información recolectada desde fondo del pozo hacia la superficie sin la necesidad de un cableado. A este tipo de técnicas se les conoce como telemetría. La telemetría tuvo sus inicios en 19151 a mediados de la primera guerra mundial por el alemán Khris Osterhein y el italiano Franchesco Di Buonanno para medir a qué distancia se encontraban objetivos de artillería. El envío de información hacia el operador en un sistema de telemetría se realiza típicamente mediante comunicación inalámbrica, aunque también se puede realizar por otros medios (teléfono, redes de ordenadores, enlace de fibra óptica, etcétera). Los sistemas de telemetría reciben las instrucciones y los datos necesarios para operar, mediante un telecomando. Las técnicas de medición en el fondo del pozo se han incrementado debido a la demanda en el sector de la perforación, puesto que, cada vez es más necesario el control constante en el fondo del pozo y para ello se requieren canales de información que trabajan en cualquier ambiente. En la actualidad se han vuelto indispensables las técnicas de medición en los procesos de perforación, particularmente en los pozos direccionales que no son exitosos sin un constante control en la perforación, ya que, sin el adecuado monitoreo no podemos planear estrategias adecuadas ya que desconoceríamos las variables que intervienen en el problema. Todos los avances tecnológicos en perforación crean un increméntenlo en la demanda de mayor velocidad en la transmisión de datos desde fondo de pozo, en consecuencia se requieren nuevas tecnologías telemétricas para cubrir esta demanda ya que el significado de telemetría en tiempo- real ha cambiado y continuara cambiando durante el tiempo2. El más reciente cambio significativo en los procesos de perforación ha sido que cada vez, es más alto el rendimiento y la sofisticación las herramientas MWD y LWD además de entregar registros completos ya del tipo imágenes de fondo. En los procesos de perforación cada vez mas se prefiere un registro durante la perforación a un registro a cable ya que en la toma de registros durante la perforación las herramientas registran los valores iniciales de la formación y al contrario de un registro por cable ya por lo general se toma días después de que se a frenado la perforación, otro

1 MICROSOFT CORPORATION, Enciclopedia Microsoft Encarta 2007 2 BAKER HUGHES, ‘How High-Speed Telemetry affects the drilling processes, JPT. Junio 2009

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factor que desplaza a el registro por cable son los costos y el tiempo que se requiere para tomar dichos registro, en contraste los datos de las herramientas MWD y LWD llegan a superficie en tiempo real. En el pasado los registros tomados en el fondo por las herramientas se guardaban en pequeñas memorias que almacenaban la información hasta que la herramienta fuese llevada a superficie para el análisis de la información, este proceso requería viajes adicionales de la tubería y no se poseía la información a tiempo. En la actualidad se envía información desde el fondo a superficie y viceversa, por tanto, se pueden reprogramar las herramientas desde superficie sin necesidad de viajes adicionales. La capacidad de flujo de información que tenga un sistema puede incrementar o disminuir de manera significativa el potencial de las herramientas MWD y LWD. Los aspectos fundamentales que el sistema telemétrico debe contribuir a cumplir son1: • Operación segura: Potenciales problemas de costo, de manera particular en caso de incidentes

severos, por tanto las peroraciones seguras reducen el riesgo a incurrir en estos costos. • Montaje: Es el principal factor que afecta el costo y sobre todo en operaciones costa afuera, ya

que las empresas operadoras desean alcanzar lo mas pronto posible el yacimiento, por tanto el tiempo que se invierte en el montaje se traduce en pagos diarios de alquiler de equipos.

• Integridad del yacimiento: es muy importante tener un yacimiento en buenas condiciones debido

a que se desea obtener la mayor cantidad de petróleo de cada yacimiento, este es particularmente es un factor determinante en yacimiento maduros.

Los servicios de MWD y LWD son extremadamente costosos y se ha considerado que estas herramientas están totalmente limitadas por la cantidad de datos que permite enviar los sistemas telemétricos actuales. La importancia del manejo de información esta directamente ligada a las especificaciones del sistema de telemetría, el operador debe elegir el sistema de telemetría dependiendo de las características del pozo ya que en la actualidad los posibles yacimientos se encuentran en locaciones remitas y la complejidad cambia drásticamente de un yacimiento a otro. Actualmente, la industria del petróleo ha desarrollado y perfeccionado las técnicas de recolección de datos, buscando la obtención de información en tiempo real y sin tener que frenar los procesos que llevan durante la perforación, ya que, se aumenta el costo y tiempo durante la operación. Los sistemas de telemetría mas utilizados en la actualidad son:

1 BAKER HUGHES, ‘How High-Speed Telemetry affects the drilling processes, JPT. jun 2009

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• Pulso de lodos (mud pulse). • Pulso de lodos (mud pulse) modificado. • Tubería inteligente (intelligent wired drill-pipe). • Telemetría Electromagnética (Electromagnetic Transmission). • Telemetría Acústica. (Acoustic Telemetry).

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1. Telemetría mediante Pulsos De Lodo. El sistema de generación de pulsos de presión es conocido como “pulser”, el cual es el encargado de originar variaciones en la presión a través de la corriente de fluido de perforación en el interior de la sarta. El pulser es clasificado comúnmente por la capacidad del flujo volumétrico de lodo que permita manejar, la cual generalmente se encuentra entre 250, 650, 950 y 1200 (galones por minuto). En el caso de transmisión a través del fluido, o telemetría por pulsos de presión. La telemetría también puede utilizar como medio de transferencia de datos a través de conductores eléctricos, el metal de la tubería, o la misma formación. Sin embargo, las herramientas MWD direccionales en su mayoría utilizan el sistema de transmisiones a través del lodo que hasta ahora se conoce como el más fácil de operar y económico en la industria de la perforación1. La telemetría a través del fluido de perforación es ejecutada por señales generadas por ondas de presión en el interior de la sarta. La onda de presión viaja a la superficie a una velocidad cercana a los 4300 (pies por segundo)2, dependiendo de las propiedades del lodo. La medición registrada por los sensores es codificada en el fondo del pozo por el software que posee el “probe’’ y es descifrada en superficie en donde se puede conocer la información que esta posee. Entre los sistemas de telemetría por ondas de presión a través del fluido de perforación se encuentran comercialmente disponibles dos métodos: el método de onda continua y el sistema de pulso de presión. 2.1. Telemetría Por Onda Continúa La onda continua de presión es generada por una válvula de rotación en la corriente del lodo, la cual emite una onda de frecuencia fija como se puede observar en la figura 1. La información de la onda de presión es codificada en forma digital y enviada a superficie a una tasa de transmisión de datos de entre 1 1\2 y 3 códigos binarios por segundo, lo cual quiere decir a una tasa de 1 1\2 bits, luego un mensaje de 10 bits es transmitido en 7 segundos. La profundidad máxima de emisión de onda es limitada por la atenuación de esta, en el fluido de perforación y por su amplitud, siendo la atenuación función de la frecuencia de la onda de presión, la densidad, la viscosidad y la velocidad sonica3 del fluido de perforación en uso, motivo por el cual es necesario conocer las propiedades del fluido antes de bajar la herramienta para conocer la frecuencia en que se puede operar esta. En la superficie, la señal es detectada por un transductor de presión y procesada por el receptor para recuperar la información enviada desde el fondo del pozo. La profundidad de operación no es un factor limitante en la mayoría de las aplicaciones de los sistemas de onda continua ya que este

1 WEATHERFORD “Training Curriculum Measurement While Drilling 1 Essentials’’ 2 HALLIBURTON “Drilling Information System-Measurement While Drilling” Technical Paper, Halliburton Company. 1997 3 Velocidad con que se transmite el sonido en un fluido determinado.

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problema se soluciona determinando la frecuencia de transmisión. Los sistemas de onda continua poseen una tasa de transmisión de datos suficientemente alta, de tal manera muchos parámetros pueden ser transmitidos en un corto tiempo.

Figura 1. Pulsos generados por el sistema de onda continua.1

El sistema de onda continua ofrece información sobre las mediciones de dirección e inclinación, además de transmitir la información que arroje las herramientas que estén en fondo tales como resistividad, rayos gama, temperatura del anular, peso sobre la broca y torque. La energía eléctrica es suministrada por una turbina accionada por el mismo lodo de perforación como se observa en el diagrama de la figura 2. Este medio utiliza una válvula localizada en el interior de la sarta de perforación, lo más cercana posible de la broca, la cual crea variaciones controladas de las condiciones de presión del flujo del lodo, ocasionando ondas de presión propagadas a través del lodo las cuales son detectadas y mostradas en superficie. La telemetría por pulsos de lodo se puede originar de dos formas, dependiendo de la manera como sean causadas las variaciones de presión en el flujo del fluido de perforación, en pulsos positivos y pulsos negativos, para lo cual se cuenta con diferentes diseños desarrollados, patentados y operados por las compañías prestadoras de servicios2.

1 RENDON, Carlos Mario y MORALES, Oscar Hernando. Perforación Horizontal. Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, 1992. 2 WEATHERFORD “Training Curriculum Measurement While Drilling 1 Essentials’’

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Figura 2. Sistema de Telemetría Onda continua.1

1.1.1. Pulsos Positivos De Presión Son generados por una válvula de orificio, conocida como “orífice’’, en el interior de la sarta de perforación, la cual se encuentra dispuesta en la parte superior de la herramienta y su diámetro es seleccionado de acuerdo a las condiciones de profundidad y características del fluido de perforación, los cuales son los factores de control en el tamaño del pulso u onda de presión y su comportamiento se puede observar en la figura 3. El sensor electrónico, una vez realiza y codifica la información la envía en forma de señales eléctricas, a través del “coil cord’’ al “pulser”. El “pulser” posee un pistón en su parte superior, conocido como “poppet”, el cual realiza movimientos de extensión o retracción durante algunos intervalos de tiempo, dependiendo de la orden enviada por la parte electrónica “probe”, creando un

1 RENDON, Carlos Mario y MORALES, Oscar Hernando. Perforación Horizontal. Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, 1992.

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Figura 3. Pulsos de presión generados por el sistema de telemetría de pulsos positivos.1

aumento momentáneo de presión en el interior de la tubería de perforación, debido que al extenderse restringe el paso de lodo a través de un orificio que se encuentra inmediatamente encima de la “poppet” haciendo que aumente la presión en el interior de la sarta de perforación esto se observa en el diagrama de la figura 4. El uso de este sistema de telemetría significa que no se requiere ninguna caída de presión entre la herramienta MWD o LWD y el fondo del pozo para crear el pulso de presión. Estos cambios de presión en el interior de la sarta son detectados en superficie por unos transductores de presión, los cuales se encuentran instalados directamente sobre la tubería de superficie, “standpipe”, siendo transformados estos pulsos en señal eléctrica que es transmitida a un computador, en donde es procesada para realizar las conversiones a señales digitales y análogas disponibles para las lecturas de los registros.

1 RENDON, Carlos Mario y MORALES, Oscar Hernando. Perforación Horizontal. Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, 1992.

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Figura 4. Sistema de telemetría por pulsos positivos.1

1.1.2. Pulsos Negativos De Presión Son generados por una válvula de alivio tipo “by-pass” desde el interior de la sarta de perforación al anular que se observa en la figura 6. Los sistemas de pulsos negativos trabajan con la ayuda de un accionador que dependiendo de la señal enviada durante la codificación por el sensor electrónico, abre o cierra una pequeña válvula permitiendo que se libere una cantidad de fluido desde el interior de la columna de perforación al anular ocasionando una disminución en la presión al interior de la tubería de perforación entre 100 y 300 psi, lo cual causa un pulso negativo de presión que se observa en la figura 5. La duración del pulso de presión depende de los intervalos de tiempo de apertura o cierre de la válvula.

1 SPERRY-SUN Drilling Services, ¨Modular MWD Systems¨, Houston, Texas, Jun. 1994.

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Diseños de codificación son implementados continuamente para realizar la decodificación de los datos registrados por el sensor y son transmitidos con menor cantidad de pulsos en el menor tiempo posible.

Figura 5. Pulsos Generados por Sistema de pulsos Negativos.1

Figura 6. Sistema de Telemetría por Pulsos Negativos.2

1 RENDON, Carlos Mario y MORALES, Oscar Hernando. Perforación Horizontal. Facultad de Minas, Universidad Nacional de Colombia, 1992 2 GEARHART, Marvin et. Al. ‘Mud Pulse MWD System Report’, JPT. Dec. 1981.

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2.2. Frecuencia De Transmisión De Datos Las diferentes compañías prestadoras de estos servicios presentan diferentes frecuencias de transmisión de datos a superficie, entre otras frecuencias se puede mencionar 0.5, 0.8 y 1.2 HZ. Es de resaltar que el uso de frecuencias bajas a pesar no posee gran velocidad de transmisión de datos, pero permite una buena detección de la señal1. Algunas herramientas de turbina permiten seleccionar dos frecuencias de transmisión de datos para ser alternadas creando la posibilidad de escoger con cual de las dos frecuencias se consigue mejor relación detección – velocidad de los pulsos. Por ejemplo en algunas herramientas se pueden alternar frecuencias de 0.5 y 0.8 HZ, siendo posible cambiar de una a otra con la herramienta en el interior del pozo. Para realizar el cambio de frecuencia se activa la circulaculación del fluido de perforación, dejando unos 30 segundos en espera para que la turbina estabilice sus revoluciones. Al cabo de los cuales esta comienza a generar pulsos iniciales que indican que la herramienta se acciona para tomar el registro, los cuales son conocidos como “running pulses” y son detectados en superficie por una serie de cinco crestas de onda de igual amplitud. Luego es detectado el primer pulso, momento en el cual se cuenta con 20 segundos para apagar nuevamente las bombas. En este momento se considera que ha sido realizado el cambio de frecuencia de transmisión de los datos, lo que es detectado por señal registrada por el computador que indica la nueva frecuencia. La explicación a lo anterior se puede dar si se recuerda que la energía del “probe” puede ser producida por una turbina de lodo, de esta manera, el “probe” es abastecido de energía y al momento en que este se encuentre enviando información y su energía se vea eliminada, los algoritmos utilizados permiten realizar inmediatamente el cambio de la frecuencia de transmisión de los datos. Es necesario destacar que una vez realizado este cambio de frecuencia de recepción de “probe”, es preciso también cambiar la frecuencia de recepción de la unidad de procesamiento de datos, pues de no cumplirse esto, no coincidirían las frecuencias de fondo - superficie y por lo tanto no conseguiría registrar ningún tipo de lectura. Este cambio de frecuencia para la lectura de los datos en el computador se realiza a través de teclado y dependiendo de cual sea la frecuencia con la que se desea trabajar. En la parte de superior del “probe” se encuentra una conexión compuesta por una serie de pines, generalmente siete, en la cual se acopla un cable espiralado. Este a su vez se conecta por el otro extremo con el “pulser” como se puede observar en la figura 7, transmitiendo la información en forma de señal eléctrica lo que permite abrir y cerrar la válvula generando el pulso para ser descifrado y leído en superficie

1 TANGUY, D.R and ZOELLER, W.A ‘’Applications Of Measurements While Drilling’’ paper SPE 10324

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Figura 7. Comunicación del ¨Probe¨ con el Pulser.1

1.3. Ventajas y desventajas de la tecnología Sistema de Pulsos de Lodo 1.3.1 Ventajas • Es el sistema más económico del mercado, • Es de fácil mantenimiento, • Este sistema tiene más de 30 años en el mercado es decir que se actualiza constantemente, así que

se lo puede describir como el sistema más confiable de telemetría en el mercado. 1.3.2 Desventajas • Este sistema depende demasiado de las propiedades del fluido de perforación. • En la actualidad el proceso de evaluación de formaciones esta muy desarrollado por tanto

necesita un canal de gran magnitud para el paso de esta información y el sistema de telemetría de pulsos de lodo no es tan competitivo como los demás sistemas de telemetría como por ejemplo con el de tubería inteligente.

• Genera fatiga en las bombas. • Se requieren técnicas de procesamiento avanzadas para reducir los efectos de distorsión y ruido

con banda de telemetría. • Los sistemas de pulsos negativos requieren amplia caída de presión debajo de la válvula para

generar suficiente amplitud de pulso. • Las caídas de presión pueden dañar los equipos y afectar a la formación. • Los sistemas de pulsos positivos requieren el uso de filtros (drill pipe screen)

1 GEARHART, Marvin et. Al, Mud Pulse MWD System Report, JPT. Dec. 1981.

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3. Telemetría mediante pulsos de lodo modificada. Los sistemas de telemetría de pulso de lodo tienen son importantes en las operaciones de perforación, sobre todo tiene gran importancia en los procesos de perforación direccional y evaluación de formaciones durante la perforación. Por supuesto las acciones de perforación y evaluación de formaciones tienen un efecto en la reducción de los costos y en el completamiento del pozo. En años recientes, las tecnologías de LWD han sufrido dramáticos desarrollos incrementando la cantidad de información obtenida del pozo, por tanto, se busca la transmisión de información en tiempo real lo que genera una búsqueda de mejores métodos de trasmisión de datos, puesto que, el sistema de pulsos de lodo convencional tiene como característica tasas normales menores a 3 bits/seg. La telemetría de pulsos de lodo (Mud Pulse Telemetry) (MPT) ha sido el medio de entrega de información en tiempo real más utilizado en el mundo por casi 30 años. El sistema MPT es un concepto simple, que posee un emisor en fondo y receptor en superficie, en consecuencia, el sistema trabaja en muchos ambientes, además, se permite ajustar BHA (Bottom Hole Assembly) con los parámetros de la perforación deseados. La telemetría a través del fluido de perforación, es ejecutada por señales generadas por ondas de presión en el interior de la sarta. La onda de presión viaja a la superficie a una velocidad cercana a los 4300 pies por segundo dependiendo de las propiedades del lodo. 2.1. Descripción de la tecnología de pulsos de lodo modificado. El nuevo sistema MTP ha sido desarrollado desde el 2001 y tiene como principal componente una nueva unidad de adquisición de datos, que mejora las capacidades de procesamiento de señales1. En pruebas de campo se ha corrido a tasas de 20 BPS de manera satisfactoria, es decir, que se ha incrementado en más de en un 200% la eficiencia de transmisión de datos, que es esencial para el futuro de de las herramientas LWD / MWD2. 2.1.1. Componentes de fondo de pozo para el nuevo sistema de pulsos de lodo EL canal de comunicación entre el fondo del pozo y la superficie es el lodo de perforación, que viaja a través de la tubería de la perforación y en superficie es decodificada la información. Considerando dos posibles escenarios: El primer escenario seria en grandes profundidades con un fluido de perforación de alta viscosidad, donde se dificulta la recepción de la señal en superficie debido a la frecuencia usada para generar la señal. Por Ejemplo un pozo de 30000 pies que está siendo perforado con un lodo base aceite si la señal en el fondo es emitida a 20 HZ llegara a superficie con una atenuación de 50 veces en

1 IADC/SPE 112683. ‘A new mud pulse Telemetry system for enhanced MWD/LWD applications’, Feb. 2006. 2 IADC/SPE 99134. ‘High Speed drill string Telemetry Network Enables New Real-Time Drilling and Measurements technologies’, Mar 2008

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amplitud, es decir, que llega a superficie con 2 HZ. Asumiendo un buen control de las fuentes de ruidos para minimizar estos efectos, se debe transmitir la señal a la frecuencia más baja posible, a este tipo de señales se le conoce como ‘’señales de banda base’’. El segundo escenario seria a profundidades medias con un fluido de perforación base agua, en este ambiente la atenuación es despreciable pero debido a las altas tasas de transmisión se generan fuentes de ruido, que se distribuyen a lo largo del canal de transmisión. Para solucionar el inconveniente del ruido lo más apropiado seria escoger un canal flexible para disminuir las fuentes por espacios, a esta clase de transmisión se le conoce como ‘’señales de canal modulado’’. El nuevo sistema de pulsos de lodo mezcla ambos tipos, señales de base banda y señales de canal modulado, resultando una flexibilidad adicional comparado con el sistema de pulso de lodo convencional, que soporta solo un tipo de señal. Además los parámetros relevantes de fondo como el tipo de señal, se pueden cambiar durante el proceso de perforación. Este logro de la señal flexible se debe a que la señal desde el fondo del pozo es generada por un acoplamiento entre una válvula (estator) y un disco oscilante (rotor). La oscilación del rotor que por instantes bloquea el flujo del fluido, genera la señal mediante pulsos de presión. Los bloqueos de flujo forman una sobreposición en la superficie de entrada de flujo de lodo, además, cambian las ondas de presión que viajan a la superficie. Cualquier señal puede generada por la unidad, ya que, la unidad puede ser programada para que el disco oscile a una ultra- baja velocidad, de esta forma se crean señales de banda base. La unidad también puede ser programada para que el disco pueda oscilar a una alta frecuencia, generando señales de canal modulado. En el caso de canal modulado, el sistema soporta flexibilidad en la dimensión de la frecuencia, ya que varias oscilaciones de frecuencia están disponibles para cada velocidad de transmisión de datos, dependiendo de cuál de las bandas de frecuencias se encuentra más limpia de ruido el sistema tiene más de 100 opciones de telemetría. En el sistema tradicional de pulsos de lodo se utiliza un disco rotatorio que imprime sus pulsaciones en el lodo y el nuevo sistema propone un disco que oscila, la diferencia consiste en que el disco rotatorio para pasar de una frecuencia a otra tiene que acelerar o desacelerar dependiendo del caso y para cualquiera de las dos situaciones el disco rotatorio utiliza un ∆t, lo que no es muy apropiado para registros en tiempo real, además, entre mayor sea la velocidad de transmisión de datos mayor será el tiempo ∆t perdido, mientras que el disco oscilatorio cambia instantáneamente de una frecuencia a otra, lo que trae como consecuencia una mayor velocidad de transmisión de datos, sin pérdida de tiempo. Como se observa en la figura 8.

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FIGURA 8.Comparación entre disco rotatorio y disco oscilatorio.1

2.1.2 Componentes de superficie para el nuevo sistema de pulsos de lodo. Los componentes de superficie son fundamentales pero se destaca la unidad de recolección de datos. La unidad de recolección de datos cumple la función de encontrar automáticamente la señal distinguiéndola ruido del canal, sincronizándola, procesándola y decodificándola correctamente. Todos estos pasos tienen que ser hechos en el menor tiempo posible ya que retrasaría la llegada de información. EL nuevo sistema MTP en superficie recolecta información usando dos transductores de presión que se encuentran instalados en la superficie, se instalan sobre la misma línea de tubería. Usando dos sensores se puede obtener una mejor aproximación a la señal emitida desde fondo, por medio de aplicación de algoritmos se puede limpiar la señal del ruido inducido durante todo el trayecto de la señal. Estas dos señales de presión alimentan a el sistema de adquisición de datos y se convierten en señales análogas de presión, que se pueden leer a de manera digital, luego se le puede aplicar una reducción de ruido con el algoritmo evolutivo, este proceso se realiza en tiempo real mediante un software especializado que ayudara también a decodificar la información y consignarla en un registro.

1 IADC/SPE 112683. ‘A new mud pulse Telemetry system for enhanced MWD/LWD applications’, Feb. 2006

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En la adquisición y procesamiento de información los algoritmos son aplicados para la reducción de la mayor cantidad de ruido, este proceso no es tan simple, puesto que, hay demasiados factores que afectan la señal como la viscosidad del fluido, la densidad del fluido, la distancia que transita la onda y el efecto de estos factores negativos cambia con el tiempo. El proceso por el que pasa la señal se puede dividir en tres partes como se observa en la figura 9. Recepción de señal: en este instante de la operación los dos transductores de presión reciben la señal pero cada transductor presenta un esquema distinto. Ambas señales son enviadas a la unidad de procesamiento. Cancelación de ruido de señal: en este momento la señal será reconstruida por medio de las dos señales enviadas mediante algoritmos evolutivos que detectan el problema de ruido y establecen cual sería la mejor solución para aclarar la señal. Reconstrucción de la señal: la señal limpia de ruido será reconstruida, debido a que, la señal en el proceso de cancelación de ruido es atenuada y la transforma en información que puede leer la computadora en tiempo real.

FIGURA 9. Proceso de recepción de señal.1

1 IADC/SPE 112683. ‘A new mud pulse Telemetry system for enhanced MWD/LWD applications’, Feb. 2006

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2.2. Aplicaciones de la tecnología nuevos sistema de pulsos de lodo. Debido al incremento en los costos de acceso a un yacimiento y a la complejidad de la ubicación de los pozos, es necesario incrementar la cantidad de datos obtenidos en tiempo real para optimizar el proceso de perforación. Actualmente los BHA almacenan datos en las memorias que contienen y después son leídos en la superficie cuando la perforación es terminada o en algún viaje de tubería, adquiriendo una imagen del ambiente de perforación. Las imágenes transmitidas durante la perforación a la superficie no son instantáneas, debido al poco ancho de banda que tienen los sistemas de telemetría de pulso de lodo convencional. La adquisición de más datos provee un mayor entendimiento de las condiciones de perforación alrededor del BHA, limitando el daño del equipo de fondo de pozo. El nuevo sistema de MPT descrito tiene más del doble de ancho de banda, esto es posible al nuevo diseño de transmisión de datos, además, de que es instantáneo. Los nuevos sistemas MTP comerciales ofrecen las siguientes aplicaciones: • Exploración del yacimiento: al comparar los datos y evaluarlos en tiempo real y con una

recepción clara, se encuentra la posición optima del pozo en el yacimiento. • Optimización de la perforación: como la información llega en tiempo real a la superficie, se

pueden corregir los errores en la perforación, además, no hay la pérdida de información porque siempre va a hacer clara y entendible, debido, a la unidad de procesamiento de datos.

• Estabilidad del pozo: con las nuevas tecnologías LWD tomando una imagen del fondo del pozo o

de las características del fondo del pozo, podemos determinar los problemas que tiene enviando la información en tiempo real a superficie y de la misma forma podemos aplicar una solución inmediata. Por ejemplo modificar el fluido de perforación.

2.4. Ventajas y desventajas de la tecnología de sistema de pulsos de lodo modificada.

2.3.2 Ventajas. • Entrega registros claros y entendibles libres de ruido. • Permite unas velocidades de transmisión mayores a las del sistema MPT convencional. • Este sistema trabaja en cualquier ambiente de perforación. • No requiere muchos elementos para el cambio del sistema MPT convencional al nuevo sistema

MPT • El equipo es de fácil mantenimiento. • El sistema es económico respecto a otros equipos de telemetría de nueva generación. • Permite transmitir datos en tiempo real debido a que el disco oscilatorio cambia instantáneamente

de frecuencia.

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2.3.3. Desventajas. • Tiene un mayor costo que el sistema MPT convencional. • La velocidad de transmisión de datos no es tan alta como otros sistemas telemétricos de nueva

generación. • Tiene como limitantes las propiedades del fluido de perforación. • Requiere una precisión de calibración alta, debido a que posee un disco oscilatorio y dos

transductores de presión. • Se corre el riesgo de fatiga de bombas debido al control de la unidad en fondo. • El medio de transmisión debe ser no comprimible (no aire en la columna de lodo).

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3. Telemetría mediante tubería inteligente de perforación (intelligent wired drill-pipe). La transmisión de datos en tiempo real durante la perforación sea MWD o LWD es ahora una parte integral de casi toda la operación de perforación. La tubería de perforación con cable es un sistema que permite a los operadores sacar el máximo provecho de las últimas novedades de sensores de pozo. Un factor limitante en los datos MWD y LWD ha sido la dependencia de la telemetría mediante pulsos de lodo (mud-pulse telemetry), ya que esta tiene unos limites en la velocidad de transmisión de datos. Con los pulsos de lodo incluso bajo las mejores condiciones de velocidad tienen unas velocidades de 10-12 BPS1. Cuando se trabaja con tubería inteligente (wired pipe) se alcanza una velocidad de 57,000 BPS2. Este tipo de tecnología puede entregar una telemetría en dos direcciones, la capacidad para transmitir a 57,000 BPS conecta las herramientas del pozo instantáneamente con gran expansión de la cantidad y calidad de la información disponible mientras se perfora. 3.1. Descripción de la tecnología de tubería inteligente. Esta tecnología usa un cable coaxial de alta resistencia y una bobina de inducción, incrustada en la conexión double-shouldered (locación para las bobinas) que se encuentra dentro de cada empate tubular para transmitir o transportar la información. El cable termina en una única bobina inductiva instalada en el estremo de los tubos que puede servisto en las figuras 10 y 11. Las bobinas son de diseño circular y no requieren una orientación especial en las herramientas de union.

3 3

1 IPTC 12449. ‘Intelligent Wired Drill-Pipe System Allows Operators To Take Full Advantage Of Latest Downhole Sensor Developments’, Dec 2007 2 IADC/SPE 99134. ‘High-Speed Drillstring Telemetry Network Enables New Real-Time Drilling And Measurement Technologies’, May 2008 3 IPTC 12449. ‘Intelligent Wired Drill-Pipe System Allows Operators To Take Full Advantage Of Latest Downhole Sensor Developments’, dec 2007

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Cuando una señal quiere alternar el flujo de corriente a través de uno u otro segmento de los extremos donde se conectan los tubos, en este lugar se produce un campo electromagnético, el cual hace que en la otra bobina comience a correr un flujo de corriente transmitiendo la señal a la segunda unión y así consecutivamente hasta llegar a la superficie. El cable de información esta encapsulado con una presión de sellado en unos conductos de acero inoxidable. En la configuración de una tubería de perforación el conducto pasa a través del cuerpo de la herramienta y después entra al diámetro interno de la tubería de perforación. La configuración de la conexión del double-shoulder provee de un lugar ideal para la bobina, en la cual cada bovina instalada queda en una ranura de protección, como se muestra en la figura 12. A lo largo de la tubería inteligente son puestos periódicamente repetidores de señal para garantizar que relación señal ruido se mantenga estable y se obtengan los datos en tiempo real más claros. Estos repetidores sirven individualmente, son direccionales, por tanto, también proporcionan ubicación donde se encuentran y cualquier dato valioso de la medición.

FIGURA 12. Conexión de las Bobinas Inductivas.1

Cuando la señal requiere ser amplificada, se utiliza un ensamble de refuerzo que es instalado en la tubería de perforación. La unión de refuerzo consiste en 4 pies de longitud y contienen baterías de litio con un paquete de potencia electrónica enroscado en la parte inferior de la unión de la tubería, que tiene una longitud de 27 pies. En total cuando se utiliza el refuerzo para amplificar la señal, el tramo completo de ensamble mide 31 pies. La conexión Double-shoulders requiere una mayor adición de torque que la conexión API estándar de las tuberías que generalmente son utilizadas en posos, pero con esta adición el funcionamiento

1 IADC/SPE 99134. ‘High-Speed Drillstring Telemetry Network Enables New Real-Time Drilling And Measurement Technologies’, May 2008

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mecánico e hidráulico de los tubos inteligentes, es igual al funcionamiento de una tubería convencional, por tanto, el conjunto de tubos de perforación y herramientas de diseño alcanzan el objetivo de ser transparentes para los equipos de perforación en los procedimientos operativos normales. Este tipo de tubería inteligente incluye también varios tamaños de tubería como, tubería pesada, tubería de perforación, collares de perforación, y otros componentes del BHA. 3.2. Aplicaciones de la tecnología de tubería inteligente. En la actualidad los sensores MWD y LWD generan muchos datos y no es posible tener el máximo provecho de estos datos, debido a, las limitaciones impuestas por la telemetría convencional de pulsos de lodo, aunque se han logrado avances en la forma de compresión y de transmisión de datos de la telemetría de pulsos lodos, esta nuca se aproxima a la cantidad de datos que se pueden transmitir con la tecnología de tubería inteligente o wired pipe. Las transmisiones de pulsos de lodo son todavía un factor limitante en algunas aplicaciones potenciales1. Los sistemas direccionales incluido el control del Rotary steerable system2 y los datos del Survey también se benefician del uso de la tubería inteligente. Rotary steerable system utiliza dos vías de comunicación que son para controlar y confirmar el estado de las herramientas. Aunque existen sistemas descendentes que pueden ser muy confiables con el mínimo impacto en la perforación, el control con el sistema de tubería inteligente permitirá un control inmediato y la confirmación de los comandos, permitiendo un control extremadamente preciso. El sistema de tubería inteligente tiene la habilidad para recibir las señales del checkshot Survey (Un tipo de datos sísmicos de pozo diseñado para medir seismic traveltime3 desde la superficie hasta una profundidad conocida) instantáneamente en cualquier etapa de la perforación del pozo. Cuando se incrementa la frecuenta del Survey direccional reduce significativamente la elipse de incertidumbre en la ruta del pozo, esta permite métodos de survey como rotacional checkshot para convertirse en la aplicación. Tomando múltiples checkshot rotativos con sistemas telemétricos de pulsos de lodo es tiempo perdido y puede causar problemas. El sistema de tubería inteligente evita la necesidad de tomar y transmitir surveys a través de las bombas de lodo prolongando el alivio de bombeo y de la potencia para prevenir problemas en el pozo.

1 SPE/IADC 92477. Intelligent Drill String Field Trials Demonstrate Technology Functionality. Michael E. Reeves, SPE, Grant Prideco; Michael L. Payne And Anar G. Ismayilov, SPE, BP America INC.; And Michael J. Jellison, SPE, Grant Prideco. 2 Rotary steerable system es una herramienta diseñada para perforar direccionalmente con rotación continua de la superficie, eliminando la necesidad de un motor de fondo. 3 Seismic traveltime: La duración del paso de una señal de la fuente a través de la tierra y de vuelta al receptor.

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Las herramientas de PWD (presión mientras se perfora) son de gran valor en la determinación en tiempo real del EWM (equivalent mud weight) durante el proceso de perforación. Sin embargo, con un sistema de telemetría de pulsos de lodo no se pueden transmitir datos cuando las bombas de lodo están apagadas. Con el sistema inteligente o wired pipe, los datos se transmiten de manera continua, incluso durante las conexiones de tubería y cuando se debe cambiar el BHA o simplemente hacerle una revisión. En tiempo real, la tecnología wired pipe entrega datos cuando hay un aumento o una disminución de presión, además, puede percibir cuando hay una perdida de circulación o incluso evitar situaciones de afluencia. 5.2. Ventajas y desventajas de la tecnología de tubería inteligente. 5.2.1. Ventajas. • Esta tecnología puede mejorar la seguridad y el control de posos. • Tiene la capacidad de adquirir datos en todo momento de las operaciones de perforación. • En operaciones de MWD puede continuar transmitiendo datos en momento de bajo balance o

presión controlada. • Puede transmitir datos de alta resolución durante la perforación para una evaluación avanzada de

la formación. • No necesita reducir la ROP para asegurarse de una alta calidad de datos en tiempo real. • Es una tecnología bidireccional, además, es la tecnología que puede transmitir datos a mas alta

velocidad (57,000 BPS). • Para transmitir datos no es necesario apagar las bombas de lodo. • Puede decirse que el ruido en los datos que llegan a superficie se pierde casi por completo. 5.2.2. Desventajas. • Aunque es una tecnología aparentemente nueva se puede decir que la única desventaja es ser muy

costosa. • Debido a que esta es una tecnología emergente no todas las compañías disponen de herramientas

MWD o LWD con la capacidad de adaptarse a este tipo de sistema telemétrico.

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6. Telemetría mediante Ondas Electromagnéticas (EM). La transmisión electromagnética la cual se encuentra en el mercado hace más de 15 años presenta en el momento una alternativa atractiva, puesto que, esta tecnología no tiene desventajas inherentes en cuanto a la presión del fluido de perforación1. Recientes estudios de la telemetría electromagnética muestran que para en el sistema de adquisición de datos, donde se utiliza la estructura del pozo o los tubulares como camino de transmisión, evitando la necesidad de cables permanentes o tornillos de presión. El sistema electromagnético transmite datos a intervalos específicos para un manejo efectivo de los de la reserva. Un estudio muestra que todas las ondas penetran y se propagan en todos los medios incluidos los mas conductivos, la profundidad de penetración es inversamente proporcional a la frecuencia de la onda y a la conductividad del medio2. Generalmente la propagación electromagnética en el espacio libre es atenuada como una función de la distancia de viaje elevada al cubo, afortunadamente en el pozo existen excelentes conductores, los cuales son:

• Tubería de perforación • Revestimiento

Estos excelentes conductores hacen que la atenuación de la señal se aproxime al cuadrado de la distancia que debe viajar la onda y que la trasmisión electromagnética se puede modelar como si fuera un cable coaxial. 4.1. Descripción de la tecnología electromagnética. El sistema telemétrico electromagnético es revolucionario y en el campo arroja datos sin la necesidad de cables. Este sistema transmite a una frecuencia extremadamente baja de ondas electromagnéticas desde el fondo del pozo hacia la superficie a lo largo de la tubería como se muestra en la figura 13 o por las formaciones adyacentes. El sistema es potenciado por baterías y pueden trasmitir un número específico de paquetes de datos para una determinada capacidad de la batería. El número de paquetes de datos que puede ser enviado dependen de la profundidad a la que se encuentra la herramienta, la resistencia de la formación y las facilidades de la superficie influyen en el envío y recepción de la señal. Hasta ahora el sistema ha transmitido desde 10.000 pies hasta la superficie sin la necesidad de ninguna repetidora y cuando se usa una repetidora se aumenta la capacidad de transmisión de hasta 15.000 pies3.

1 SPE/IADC 25686. E.M. MWD Data transmission status and perspectives. Louis Soulier and Michel Lemaitre, Geoservices SA. 2 Estudio realizado por la SPE (Drilling Engenier, junio de 1988) 3 SPE 93152. A New Wireless Solution to real time Reservoir Surveillance. M. Brinsden, SPE, Explro lntl. Group PLC.

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FIGURA 13. Grafico del sistema de Telemetría Electromagnética.1

En la telemetría electromagnética una antena emisora EM inyecta una corriente eléctrica hacia la formación alrededor del agujero. Al inyectar la corriente se crea una onda electromagnética, la cual se propaga en la formación mientras es canalizada a través de la tubería. Los datos son trasmitidos por modulación de corriente y decodificados en la superficie. La propagación de las ondas EM por la tubería es mejorada por el efecto guiador de la tubería eléctricamente conductora. La señal es atenuada por efectos de la frecuencia de transmisión, la fuerza de señal trasmitida y el nivel de interferencia. Este sistema trabaja bajo el principio de la ley de ohm (V = IR)2 El sistema telemétrico electromagnético es un sistema de transmisión de datos inalámbricos. Hasta ahora los datos han obtenido con censores de cuarzo que son censores de presión/temperatura. Sin embargo este sistema posee la capacidad de transmitir datos a partir de cualquier tipo de censores, como por ejemplo: censores de densidad, viscosidad, monitoreo de corrosión y detección de arena, entre otros.

1 SPE 93512, A new Wireless solution to real time reservoir surveillance. 2 WEATHERFORD. Training Curriculum. Measuerement While Drilling I Essentials

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4.2. Aplicaciones de la Tecnología Electromagnética (EM). El sistema de telemetría electromagnética es eficiente en la mayoría de ambientes puesto que no depende del fluido de perforación y en la ultima década a desplazado al comúnmente utilizado sistema de pulsos de lodo debido a que cada vez los yacimientos se encuentran en lugares mas difíciles de acceder y debido a esto se intentan minimizar los riesgos en todo sentido, en consecuencia, no se puede estar siempre limitado por el tipo de lodo de perforación, ni de parar las bombas o realizar viajes extras y por eso las compañías lideres en servicios y las operadoras prefieren la tecnología electromagnética ya que se cuenta con un canal en doble sentido y se evita la fatiga de las bombas. La tecnología Electromagnética a pesar de su baja taza de transmisión de datos ofrece las comodidades necesarias para sustituir el sistema predomínate de pulsos de lodo, además este sistema tiene factor significativo a favor en cuanto a costos es significativamente menos a los nuevos sistemas de telemetría como por ejemplo la tubaria inteligente. La primera generación de las herramientas electromagnéticas fue diseñada para la retroalimentación de la línea. La herramienta necesita para el sensor de presión y temperatura una especificación alta en cuarzo. Este tipo de telemetría ha sido instalado en una variedad de situaciones donde no existe un sistema de monitoreo de reserva, las cuales son: • VIGA DE BOMBEO DE POZO: El sistema telemétrico electromagnético ha sido

satisfactoriamente probado en la viga de bombeo del pozo. El ruido de la viga de bombeo no ha obstruido la adquisición de datos en la superficie. Los datos del monitoreo de la medida de la presión han facilitado a los ingenieros ver y entender más claramente el proceso que ocurre en la formación durante la operación de la viga de bombeo de pozo, facilitando así la optimización del desempeño.

• POZOS CONVENCIONALES: La capacidad telemétrica electromagnética ha sido diseñada

para pozos convencionales. La instalación del retroalimentador provee un valioso dato de reserva de la tierra y del pozo. Este se ve como el área más grande de despliegue potencial y generalmente requiere menor costo.

• POZOS Y ZONAS ABANDONADAS: El monitoreo de la presión y los parámetros de

temperatura son posibles también en zonas y pozos abandonados. Los datos de interferencia de la presión en la reserva de estas formaciones abandonadas pueden aumentar y extender el valor del pozo abandonado.

Otra aplicación es la realización de despliegue, que contiene baterías de vida, ahora medidas en años, es posible que para el sistema electromagnético se pueda tener una expectativa de vida comparable con algunas instalaciones de cables permanentes. El sistema puede prenderse desde adentro o desde afuera, permitiendo a los datos ir a la superficie sin la necesidad de cables. Para la realización de despliegue se tendrán en cuenta dos situaciones, que son:

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• ADQUISICION TEMPORAL DE DATOS: En complejos de múltiples paquetes puede ser muy conveniente para obtener unos datos en zonas en donde prácticamente no se puede alcanzar, utilizando un sistema de cableado, en este ejemplo el operador puede obtener unos datos por un corto periodo durante el flujo del pozo. Además el operador también puede instalar una medida electromagnética como base de datos para asegurar que los datos son obtenidos de las zonas mas criticas que ya han sido planeadas, para que tengan las instalaciones de medida de cables permanentes.

• ADQUISICION DE DATOS A LARGO PLAZO: Al tener medidas permanentes, el sistema

electromagnético ofrece un método práctico de obtención de datos a largo plazo. Como la carga de la batería es limitada, si los datos son requeridos por varios años, la frecuencia de la transmisión de los datos puede ser tan lenta como diaria o semanal.

Recientes desarrollos innovadores de tecnología telemétrica electromagnética han resultado en el transcurso del tiempo. Con el uso del sistema de adquisición de datos que utiliza la estructura del pozo o los tubulares como camino de transmisión electromagnética, se evita la necesidad de tener que utilizar cables permanentes o tornillos de presión y penetración. El sistema telemétrico electromagnético transmite datos a intervalos específicos, para un manejo efectivo de los recursos. 6.2. Ventajas y Desventajas de la Tecnología Electromagnética (EM). 6.2.1. Ventajas. • No presenta restricciones al fluido de perforación; el fluido puede ser comprimible o no

comprimible (Puede ser utilizado en aplicaciones Bajo Balance). • Necesita un menor tiempo para tomar Survey entre conexión (La herramienta siempre esta

prendida; no necesita ciclar las bombas para prenderlas o apagarlas) • Posee una comunicación en dos vías con la herramienta en el fondo, pero esta es limitada. 6.2.2. Desventajas. • Posee una tasa de transmisión lenta de 1 – 3 bits/seg.1. • Requiere centralización adicional para atenuar las altas vibraciones que sufre en aplicaciones

Bajo Balance. • El sistema Electromagnético sufre de atenuación de señal extrema en profundidades excesivas o

si la resistividad de la formación es alta frente a la antena emisora.

1 WEATHERFORD. Training Curriculum. Measuerement While Drilling I Essentials

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7. Sistema De Telemetría Acústica El sistema de Telemetría acústica se ha desarrollado basado en el principio de propagación elástica de las ondas, en conjunto con la tecnología de magnetostricción1, el sistema esta destinado para la transmisión de datos a través de la sarta de perforación, con una mayor confiabilidad y eficiencia en las transmisiones. Para lograr unas características apropiadas de propagación acústica a través de la sarta de perforación la señal de onda acústica requiere ser a menos a un 1 Khz.2. El desarrollo de un oscilador óptimo que genere frecuencias de onda elástica fue complejo ya que en condiciones rigurosas de perforación es sumamente complicado obtener estas bajas frecuencias. Una de las características principales de este sistema, es el uso de un material magnetoestrictivo como un oscilador en el transmisor, aprovechando este fenómeno en el cual el material magnetoestrictivo drásticamente se distorsiona debido a la aplicación de un campo magnético sobre este material. El oscilador genera una onda elástica, para propagarla y transmitirla a través de la sarta de perforación. En varias pruebas de campo se ha probado el sistema para que pueda sostener una transmisión continua de datos a una profundidad de 6400 pies y no se presentaron problemas de ruido significativos y no tiene limitaciones en cuanto un grado de inclinación3. Estos resultados proporcionan una compresión de las características de propagación de la onda elástica. Desde este sistema se pueden ofrecer varias características únicas y especiales en términos de miniaturización y de la independencia del fluido de perforación las cuales se pueden acoplar con las nuevas tecnologías como los son el Slim-Hole drilling, coiled tubing drilling, además de mejorar la comunicación con el BHA. 5.1 Descripción Del Sistema De Telemetría Acústica. Las herramientas MWD obtienen medidas en tiempo real de varios aspectos en el fondo del pozo durante el proceso de la perforación, esta es una de las prácticas más comunes hoy en día debido a que la información obtenida esta directamente ligada a la productividad y/o éxito de todo proyecto. La telemetría de pulso de lodo ha sido el método más usado en cuestión de transmisión de datos, sinembargo, una de las limitaciones de la telemetría de pulso de lodo son sus bajas tasas de transmisión de datos y esto se debe a la atenuación de la señal generada por el lodo de perforación. El uso de la telemetría por onda acústica a través de la sarta de perforación ha sido investigada desde los años cuarenta4 debido a que el acero de los tubos tal como la tubería de perforación tiene gran eficiencia para propagar el sonido. 1 Magnetostrictivo: propiedad de los materiales ferro magnéticos los cuales cambian de forma cuando están sujetos a un campo magnético 2 Douglas S. Drunheller ‘Acoustical Proprieties Of Drill String, The Journal Of The Acoustical Society Of America’, March 1986 3 Campo kashiwazaki test fiel of JNOC/Technology Research Center in Niiigata prefecture, Japan in November 1995 4 SPE 36433, ‘ Acoustic Telemetry: The New Mud System’, Oct. 1996

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En una prueba de campo diseñada en 1948, arrojo que la pérdida de señal era alrededor de los 12 DB/1000 ft., debido a este resultado produjo un abandono momentáneo de la investigación. En 1975 ‘Sun Oil Company’ condujo un experimento usando un nuevo prototipo de oscilador, el resultado de esta prueba fue en una atenuación de 4 DB/1000ft y se concluyo lo siguiente: • Es importante usar bandas de paso propagantes de ondas acústicas a través de la sarta. • Al usar una banda de transmisión se espera una perdida de señal de 4 DB/1000ft. • Un correcto dispositivo emisor (oscilante) es determinante en el proceso de transmisión de datos

usando de telemetría acústica. Con estos antecedentes, en el año de 1994 un nuevo proyecto se encamino para determinar las características apropiadas para que el sistema de telemetría acústica sea exitoso1. Una materia magnetoestrictivo fue seleccionado por ser el mas apropiado para la producción de ondas acústicas bajo condiciones operativas de perforación ya soporta altas temperatura y no hay riesgo de fractura por fatiga. 5.2 Desarrollo Del Sistema De Telemetría Acústica A fin de establecer un sistema de telemetría acústica, se deben tener en cuenta los siguientes aspectos: • Presión, temperatura y vibración en las condiciones en el fondo del pozo. • Opresión simple como presentan las herramientas MWD y LWD para montaje y desmontaje de

los equipos. • Alta confiabilidad en la modulación y posterior decodificación de la información. En el proceso de diseño de los componentes, en el sistema de telemetría acústica, se pensó en un principio en usar una oscilador electrónico pero descarto debido a que estos producen decenas de Khz. y estas magnitudes no son apropiadas, ya que, para este sistema se requiere el uso de bandas de baja frecuencia. Otra dificultad grande presentada por estos osciladores electrónicos es que la señal posee demasiada distorsión, sin embargo estos problemas se superaron mediante los materiales magnetoestrictores que pueden ser utilizados en condiciones tan severas como las que se presentan en el fondo de pozo. Los materiales magnetoestrictivos ofrece la resistencia de los metales, además de poseer la cualidad de distorsionarse linealmente cuando se induce un campo magnético sobre estos, los materiales magnetoestrictivos resisten altas temperaturas además de resistir altas cargas tensiónales y compresivas a fin de obtener un desempeño optimo de este materia fue construido en una estructura laminar como se observa en la figura 14. 1 Campo kashiwazaki test fiel of JNOC/Technology Research Center in Niiigata prefecture, Japan in November 1995

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Figura 14 Diseño De Un Oscilador Con Material Magnetoestrictivo1

La resonancia mecánica del material tiene mejor frecuencia de resonancia, característica fundamental para la propagación de una onda a través de la sarta de perforación. Por tanto el tamaño óptimo de un oscilador puede ser determinado con la frecuencia de resonancia requerida, la resonancia se una sarta de perforación se asemeja a la de una varilla por tanto de manera análoga puede ser obtenida mediante la siguiente ecuación:

loc

fo4

= 2

El tamaño del oscilador es determinante para el ambiente de perforación y para la disponibilidad de la fuente eléctrica recargable desde el fondo del pozo, por una turbina generadora de poder. El oscilador fue diseñado para producir una frecuencia de resonancia menor a 1 Khz. En la figura 15 se muestra la frecuencia característica de una señal acústica tomada de la unión entre dos secciones de la sarta de perforación.

Figura 15 frecuencia característica de un oscilador1

1 SPE 36433, ‘ Acoustic Telemetry: The New Mud System’, Oct. 1996 2 Magnetostrictivo: propiedad de los materiales ferro magnéticos los cuales cambian de forma cuando están sujetos a un campo magnético

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El resultado indica que la frecuencia de resonancia obtenida del experimento es menor que la obtenida a la ecuación y esto se debe a la forma del oscilador. 5.3 Componentes Del Sistema De Telemetría Acústica 5.3.1 Transmisor El transmisor tiene las siguientes dimensiones y especificaciones mecánicas: 6-3/4 pulgadas de diámetro externo, 4,23 mm. de longitud, la presión máxima de trabajo son 20.000 PSI. La máxima temperatura de trabajo 350 © (figura 16)2, este consiste en un oscilador, un mecanismo de manejo una fuente de poder además de un circuito eléctrico.

Figura 16 Esquema De Un Transmisor Convencional De Un Sistema De Telemetría Acústica3

El oscilador y el mecanismo de manejo son instalados alrededor de las herramientas de los collares, esto asegura la propagación de la onda acústica. La energía eléctrica es suministrada por una turbina generadora, accionada por el fluido de perforación. La tasa de datos y el rendimiento del oscilador son controlados por un microprocesador que es el encargado de programar el oscilador a las condiciones deseadas, además posee un mecanismo de llamada de emergencia en caso de que falle el oscilador. 5.3.2 Receptor Los siguientes puntos fueron considerados para el desarrollo del receptor de superficie. • Una Alta sensibilidad del mecanismo receptor para una onda longitudinal propagada desde fondo

de pozo. • Un punto de detección a la máxima amplitud de propagación de la onda. • Filtrar el ruido mecánico que compaña a la señal además de filtrar el ruido del ambiente en el que

se encuentra el receptor. 1 SPE 36433, ‘ Acoustic Telemetry: The New MWD System’, Oct. 1996 2 SPE 1011882 ‘Real Time Data Acquisition with Advanced Acoustic Telemetry Improves Operational Efficiency in Deep Water Offshore Well Testing’ Sep 2006 3 SPE 1011882 ‘Real Time Data Acquisition with Advanced Acoustic Telemetry Improves Operational Efficiency in Deep Water Offshore Well Testing’ Sep 2006

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La configuración del sistema de la herramienta receptora, se diseña como se muestra en la figura 17 y se compone de un sub.-receptor en contacto con la sarta de perforación en superficie. Este sub.-receptor posee un sensor receptor, un amplificador de señal, un dispositivo que filtra la banda de transmisión, un transmisor de radio y una batería.

Figura 17. Esquema Del Receptor De Datos En Un Sistema De Telemetría Acústica1

La alta sensibilidad del receptor se debe a que el sensor fue ensamblado en la sección del sub.-receptor por eso la captura de la transmisión de la onda longitudinal y la señal de transmisión va al del sub.-receptor y posteriormente la señal es enviada a la estación de control es por medio de un sistema wireless ó de frecuencia de radio donde se decodifica la información para ser analizada. Las atenuaciones de la señal generada en el fondo del pozo se deben a la dispersión causada por el fluido de perforación. 5.4 Medición y Caracterización Del Ruido. Cuando la distancia de propagación es larga (longitud de la sarta), la señal recibida decrece con una cierta tasa de atenuación y los datos del fondo del pozo son difícilmente decodificados bajo la influencia del ruido. El ruido ocurre por las vibraciones mecánicas en la superficie y las vibraciones físicas ocurren en el fondo cuando el taladro se encuentra golpeando las paredes del pozo, en este caso el canal de conducción es el fluido de perforación, que al mismo tiempo que dispersa la señal también transporta el ruido desde la broca. El fluido de perforación genera una ruta de propagación de ruido muy compleja y sus características son cambiantes dependiendo del ambiente en el que se esta perforando. La solución para atenuar el ruido generado o transmitido por el fluido de perforación es identificar la banda en la que se encuentra el ruido, esto se hace por medio de un filtro de paso de banda entre 1 SPE 1011882 ‘Real Time Data Acquisition with Advanced Acoustic Telemetry Improves Operational Efficiency in Deep Water Offshore Well Testing’ Sep 2006

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550 y 650 Hz, ya que, de esta forma se puede extraer la señal compleja y al mismo tiempo el nivel de ruido es de alrededor de los 0.00016 DB que es lo mínimo que se puede recibir1. La característica de propagación de la onda elástica a través de la sarta de perforación será afectada por las condiciones límites causados por la compresión ejercida en la tubería por el peso de la misma. La vibración en la sarta de perforación, se puede eliminar si se ejerce suficiente peso en la broca. Este efecto fue evaluado con distintas cargas compresoras y se comparo las ondas recibidas en superficie como se puede apreciar en la figura 18.

Figura 18 Comportamiento De La Señal Con Distintas Cargas Compresivas2

Como se puede apreciar en la figura 18, las condiciones limite de vibración fueron eliminadas por la carga ejercida en fondo, es decir que a mayor esfuerzo compresivo sobre la broca se puede obtener una mejor calidad en el tipo de señal que se recibe en superficie. 5.5 Aplicaciones Del Sistema de Telemetría Acústica. El sistema de telemetría acústica puede ser utilizado de manera eficiente en pozo profundos y es supremamente eficiente en la eliminación de ruido al momento de transmitir la señal, este sistema es particularmente apropiado en ambientes difíciles como: • Pozos costa afuera • Pozos en aguas ultra profundas • Extended Rich Drilling • Slim- Hole Drilling • Coiled tubing drilling • Underbalanced drilling1

1 SPE 1011882 ‘Real Time Data Acquisition with Advanced Acoustic Telemetry Improves Operational Efficiency in Deep Water Offshore Well Testing’ Sep 2006 2 SPE 1011882 ‘Real Time Data Acquisition with Advanced Acoustic Telemetry Improves Operational Efficiency in Deep Water Offshore Well Testing’ Sep 2006

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El sistema es muy atractivo debido al tamaño de las herramientas y posee una fácil manipulación, además en este sistema se puede trabajar en multicanal es decir que se puede enviar paquetes de datos independientes en forma simultanea, por tanto se recibe en superficie la información enviada por distintas herramientas de manera simultanea2. 5.5 Ventajas y Desventajas Del Sistema De Telemetría Acústica 5.5.1 Ventajas. • El sistema posee componentes pequeños ideales para pozos de difícil acceso. • El sistema de telemetría acústica uno de los más uno económicos del mercado. • Esta diseñado para trabajar en ambientes difíciles de perforación. • El sistema es totalmente independiente del fluido de perforación. • Puede trabajar en varios canales de transmisión simultáneamente. • El canal de transmisión siempre esta disponible, ya que es la sarta de perforación, por lo tanto no

se interrumpe la comunicación con la superficie. • Se acopla muy bien con las nuevas tecnologías MWD y LWD debido al tamaño de la

herramienta. 5.5.2 Desventajas • Es difícil de conseguir estos equipos. • Se presenta dificultad al momento del mantenimiento de los equipos, ya que son de alta precisión

sobre todo el emisor de fondo. • Las vibraciones de la tubería y broca afectan de manera significativa la transmisión de los datos a

superficie. • Todavía se encuentra en desarrollo. • Debido a la baja frecuencia en la que se transmite se corre riesgo de perder la señal.

1 IADC/SPE, ‘Acoustic Telemetry Delivers More Real-Time Downhole Data in Underbalanced Drilling Operations’, Feb 2006 2 SPE 13977/1, ‘OPERATIONAL EXPERIENCE WITH A LONG-RANGE, MULTI-CHANNEL ACOUSTIC TELEMETRY SYSTEM’,

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6. Conclusiones

Los yacimientos convencionales o de fácil acceso en este momento son prácticamente inexistentes, por tanto la industria petrolera tiene que explorar nuevos territorios, muchos de ellos son en ambientes extremos donde cada vez es más difícil alcanzar el yacimiento, de la misma manera la telemetría es afectada por el tipo de ambiente en el que se encuentre. Teniendo en cuenta los diferentes tipos de telemetría, podemos concluir que la mas recomendada para obtener datos desde al fondo del pozo hasta superficie, es la telemetría mediante tubería inteligente, esto con respecto a la velocidad de transmisión y a la alta resolución de señal ya que no contiene distorsión. Aunque esta tecnología es la más recomendada no es la más utilizada, por sus altos costos y su poca disponibilidad a nivel mundial. La telemetría Acústica, aunque todavía es una tecnología que se encuentra en desarrollo, Podemos concluir que es muy útil en el caso de pozos ultradelgados, esto se debe a la magnitud de la herramienta que se utiliza para transmitir señal desde el fondo del pozo hasta la superficie, además esta tecnología posee buen desempeño para perforaciones desbalanceadas, por esta razón tiene gran aplicación en aguas profundas. En el caso de la telemetría de pulsos de lodo, aunque es una tecnología de baja velocidad de transmisión de datos y posee múltiples limitaciones por el fluido de perforación, esta tecnología sigue siendo la mas utilizada, ya que tiene bajos costos de instalación y mantenimiento, además ha sido la tecnología a la que se la ha invertido mas tiempo en el desarrollo y a nivel mundial posee una alta disponibilidad.

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13. SPE, SPE/IADC 25686. E.M. MWD Data transmission status and perspectives. Louis Soulier

and Michel Lemaitre, Geoservices SA. 14. SPE 93152. A New Wireless Solution to real time Reservoir Surveillance. M. Brinsden, SPE,

Explro lntl. Group PLC. 15. SPE 36433, Acoustic Telemetry: The New MWD System, T. Tochikawa, SPE, Japan National

Oil Corporation; T. Sakai, Japan National Oil Corporation, R. Taniguchi, Mitsubishi Electric Corporation, T. Shimada, Mitsubishi Electric Corporation, Oct. 1996.

16. SPE 101182, Data Acquisition with Advanced Acoustic Telemetry Improves Operational

Efficiency in Deep Water and Land-Well Testing, Case Histories, M. Azari, A. Salguero, E. Almanza, and H. Kool, Halliburton Energy Services Inc.

38

17. SPE 13977/1, ‘Operational experience with a long-range, multi-channel acoustic telemetry system’,

18. SPE/IADC 105021, Field-Test Results of an Acoustic MWD System, J.M. Neff, SPE, XACT

Downhole Telemetry Inc., and P.L. Camwell, SPE, Extreme Engineering Ltd. 19. MICROSOFT CORPORATION “Enciclopedia Microsoft Encarta 2007” 20. SPE/IADC 98948, Acoustic Telemetry can Deliver More Real-Time Downhole Data in

Underbalanced Drilling Operation, L. Gao, D. Finley, W. Gardner, C. Robbins, E. Linyaer and J. Moore, Halliburton Energy Services Inc, and M. Memarzadeh and D. Johnson, Rice U.

21. SPE 99849, Wireless Condition Monitoring, H. Cassar, BP. 22. SPE 13189, A New Electromagnetic Propagation Tool for Well Logging, by M.F. Iskander,

S.L. Rattlingourd, and J. Oomrigar, U. of Utah. 23. SPE/IADC 108345, Method for Optimal Placement of Sensors in a Wired Pipe Drillstring, Eirik

Fossgaard, Gerhard H. Nygaard and Erlend H. Vefring, SPE, IRIS Petroleum, 2007.

4

ANEXO 1. Cuadro comparativo ent

re lo

s di

stin

tos

tipo

s de

tele

met

ría

Asp

ecto

s Ti

pos

de te

lem

etrí

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**

NE

W M

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Tube

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Fáci

l Man

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s en

todo

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C

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stig

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M

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do p

or e

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Alto

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ícil

man

teni

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D

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ción

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poni

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lizac

ión

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iona

l La

s vi

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ione

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n la

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atos

E

l flu

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que

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ar li

bre

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as

Se

ate

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la s

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alta

s pr

ofun

dida

des

Se e

ncue

ntra

toda

vía

en d

esar

rollo

Poca

dis

poni

bilid

ad

Vel

ocid

ad d

e tr

asm

isió

n 3

a 5

Bits

/seg

. 15

a 2

0 B

its/s

eg.

5700

0 B

its/s

eg.

1 a

3 B

its/s

eg.

20 a

40

Bits

/ se

g.

Am

bien

te

Trab

aja

en t

odos

los

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tes,

per

o es

ta

limita

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la

cant

idad

de

in

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ació

n qu

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pu

ede

envi

ara

adem

ás

depe

nde

del

fluid

o de

pe

rfor

ació

n

Trab

aja

en t

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los

am

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te p

ero

resu

lta m

as a

decu

ado

en a

mbi

ente

s do

nde

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debe

te

ner

un

cont

rol

rigu

roso

s de

la p

erfo

raci

ón.

Est

e si

stem

a de

te

lem

etrí

a es

op

timo

para

cu

alqu

ier

tipo

de

ambi

ente

ya

que

se t

iene

con

trol

co

nsta

nte

del

pozo

, ad

emás

de

in

depe

nden

cia

tota

l de

las

otr

as

herr

amie

ntas

Est

e si

stem

a es

el

segu

ndo

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pero

no

se o

btie

ne c

ontr

ol c

onst

ante

de

la p

erfo

raci

ón d

ebid

o a

las

baja

s ta

sas

de tr

ansm

isió

n qu

e tie

ne.

Tien

e m

ucha

ap

licac

ión

en

perf

orac

ione

s de

sbal

ance

adas

y

en

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en

agua

s pr

ofun

das

debi

do a

l ta

mañ

o de

los

com

pone

ntes

.

*MPT

(Mud

Pul

se T

elem

etry

) tel

emet

ría

de p

ulso

s de

lodo

**N

ew M

PT (M

ud P

ulse

Tel

emet

ry) T

elem

etrí

a de

pul

sos

de lo

do m

odif

icad

a

***f

luid

o se

refi

ere

al fl

uido

de

perf

orac

ión

39