Una plataforma de perforación sirve para crear un pozo (también llamado pozo) en el subsuelo de la tierra, para, por ejemplo, extraer recursos naturales como gas o petróleo. Durante dicha perforación, se adquieren datos de los sensores de la plataforma de perforación para una variedad de propósitos tales como: apoyo a las decisiones para monitorear y gestionar el buen funcionamiento de la perforación; realizar registros detallados (o registros de pozos) de las formaciones geológicas atravesadas por un pozo; generar estadísticas de operaciones y puntos de referencia de desempeño de manera que se puedan identificar mejoras, y proporcionar a los planificadores de pozos datos históricos precisos de desempeño de operaciones con los cuales realizar análisis estadísticos de riesgos para futuras operaciones de pozos. Los términos medición durante la perforación ( MWD ) y registro durante la perforación (LWD) no se utilizan de manera consistente en toda la industria. Aunque estos términos están relacionados, dentro del contexto de esta sección, el término medición durante la perforación se refiere a mediciones de perforación direccional, por ejemplo, para apoyar la toma de decisiones para la trayectoria del pozo (inclinación y azimut), mientras que LWD se refiere a mediciones relativas a las formaciones geológicas penetradas mientras perforación. [1]
Los intentos iniciales de proporcionar MWD y LWD se remontan a la década de 1920, y se hicieron intentos antes de la Segunda Guerra Mundial con pulsos de lodo, tuberías cableadas, acústicas y electromagnéticas. JJ Arps produjo un sistema direccional y de resistividad funcional en la década de 1960. [2] El trabajo competitivo apoyado por Mobil, Standard Oil y otros a finales de los años 1960 y principios de los años 1970 condujo a múltiples sistemas viables a principios de los años 1970, con el MWD de Teleco Oilfield Services, sistemas de Schlumberger (Mobil) Halliburton y BakerHughes. Sin embargo, el principal impulso para el desarrollo fue la decisión de la Dirección Noruega del Petróleo de exigir la realización de un estudio direccional en los pozos costa afuera de Noruega cada 100 metros. Esta decisión creó un entorno en el que la tecnología MWD tenía una ventaja económica sobre los dispositivos TOTCO mecánicos convencionales y condujo a rápidos desarrollos, incluido el LWD, para agregar gamma y resistividad, a principios de la década de 1980. [3] [4] [5]
MWD generalmente se refiere a la medición tomada de la inclinación del pozo (el pozo) desde la vertical y también de la dirección magnética desde el norte. Usando trigonometría básica, se puede producir un gráfico tridimensional de la trayectoria del pozo. [ cita necesaria ] Básicamente, un operador de MWD mide la trayectoria del pozo a medida que se perfora (por ejemplo, las actualizaciones de datos llegan y se procesan cada pocos segundos o más rápido). Luego, esta información se utiliza para perforar en una dirección planificada previamente en la formación que contiene petróleo, gas, agua o condensado. También se pueden tomar medidas adicionales de las emisiones naturales de rayos gamma de la roca; Esto ayuda en términos generales a determinar qué tipo de formación rocosa se está perforando, lo que a su vez ayuda a confirmar la ubicación en tiempo real del pozo en relación con la presencia de diferentes tipos de formaciones conocidas (en comparación con los datos sísmicos existentes). [ cita necesaria ]
Se toman la densidad y la porosidad, las presiones de los fluidos de las rocas y otras mediciones, algunas usando fuentes radiactivas, otras usando sonido, otras usando electricidad, etc.; Esto luego se puede utilizar para calcular con qué libertad pueden fluir el petróleo y otros fluidos a través de la formación, así como el volumen de hidrocarburos presentes en la roca y, con otros datos, el valor de todo el yacimiento y las reservas del yacimiento. [ cita necesaria ]
Una herramienta de fondo de pozo MWD también tiene "lados altos" con el conjunto de perforación de fondo, lo que permite dirigir el pozo en una dirección elegida en un espacio 3D conocido como perforación direccional . Los perforadores direccionales dependen de recibir datos precisos y de calidad probada del operador del MWD para permitirles mantener el pozo de forma segura en la trayectoria planificada. [ cita necesaria ]
Las mediciones topográficas direccionales se toman mediante tres acelerómetros montados ortogonalmente para medir la inclinación y tres magnetómetros montados ortogonalmente que miden la dirección (azimut). Para medir el azimut se pueden utilizar herramientas giroscópicas, cuando el estudio se mide en un lugar con influencias magnéticas externas perturbadoras, dentro de una "carcasa", por ejemplo, donde el orificio está revestido con tubos de acero. Estos sensores, así como cualquier sensor adicional para medir la densidad, porosidad, presión u otros datos de la formación rocosa, están conectados, física y digitalmente, a una unidad lógica que convierte la información en dígitos binarios que luego se transmiten a la superficie mediante "pulso de lodo". telemetría" (MPT, un sistema de transmisión de codificación binaria utilizado con fluidos, como por ejemplo, combinatoria, codificación Manchester, de fase dividida, entre otros). [ cita necesaria ]
Esto se hace utilizando una unidad "impulsora" de fondo de pozo que varía la presión del fluido de perforación (lodo) dentro de la sarta de perforación de acuerdo con el MPT elegido: estas fluctuaciones de presión se decodifican y se muestran en las computadoras del sistema de superficie como formas de onda; salidas de voltaje de los sensores (datos sin procesar); mediciones específicas de la gravedad o direcciones desde el norte magnético, o en otras formas, como ondas sonoras, formas de ondas nucleares, etc. [ cita necesaria ]
Los transductores de presión de superficie (lodo) miden estas fluctuaciones de presión (pulsos) y pasan una señal de voltaje analógica a las computadoras de superficie que digitalizan la señal. Las frecuencias disruptivas se filtran y la señal se decodifica nuevamente a su forma de datos original. Por ejemplo, se puede “identificar” una fluctuación de presión de 20 psi (o menos) de una presión total del sistema de lodo de 3500 psi o más. [ cita necesaria ]
La energía eléctrica y mecánica de fondo de pozo es proporcionada por sistemas de turbinas de fondo de pozo, que utilizan la energía del flujo de “lodo”, unidades de batería (litio) o una combinación de ambas. [ cita necesaria ]
Las herramientas MWD generalmente son capaces de realizar encuestas direccionales en tiempo real. La herramienta utiliza acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y el acimut del pozo en esa ubicación y luego transmiten esa información a la superficie. Con una serie de encuestas; Mediante mediciones de inclinación, azimut y cara de la herramienta, a intervalos apropiados (desde cada 30 pies (es decir, 10 m) hasta cada 500 pies), se puede calcular la ubicación del pozo. [ cita necesaria ]
Por sí sola, esta información permite a los operadores comprobar que su pozo no cruza áreas que no están autorizados a perforar. Sin embargo, debido al costo de los sistemas MWD, generalmente no se utilizan en pozos destinados a ser verticales. En cambio, los pozos se inspeccionan después de la perforación mediante el uso de herramientas topográficas de disparos múltiples que se introducen en la sarta de perforación mediante línea de acero o cable metálico . [ cita necesaria ]
El uso principal de los estudios en tiempo real es la perforación direccional. Para que el perforador direccional dirija el pozo hacia una zona objetivo, debe saber hacia dónde se dirige el pozo y cuáles son los efectos de sus esfuerzos de dirección. [ cita necesaria ]
Las herramientas MWD generalmente también proporcionan mediciones de la cara de la herramienta para ayudar en la perforación direccional utilizando motores de lodo de fondo de pozo con bases o carcasas dobladas. Para obtener más información sobre el uso de mediciones de caras de herramientas, consulte Perforación direccional . [ cita necesaria ]
Las herramientas MWD también pueden proporcionar información sobre las condiciones en la broca. Esto puede incluir:
El uso de esta información puede permitir al operador perforar el pozo de manera más eficiente y garantizar que la herramienta MWD y cualquier otra herramienta de fondo de pozo, como un motor de lodo , sistemas giratorios direccionales y herramientas LWD, se operen dentro de sus especificaciones técnicas para evitar falla de la herramienta. Esta información también es valiosa para los geólogos responsables de la información del pozo sobre la formación que se está perforando. [ cita necesaria ]
Muchas herramientas MWD, ya sea solas o junto con herramientas LWD independientes, pueden tomar medidas de las propiedades de la formación. En la superficie, estas mediciones se ensamblan en un registro, similar al obtenido mediante registro con cable . [ cita necesaria ]
Las herramientas LWD pueden medir un conjunto de características geológicas que incluyen densidad, porosidad, resistividad, calibre acústico, inclinación de la broca (NBI), resonancia magnética y presión de formación. [6]
La herramienta MWD permite tomar y evaluar estas mediciones mientras se perfora el pozo. Esto hace posible realizar geonavegación o perforación direccional basada en las propiedades medidas de la formación, en lugar de simplemente perforar en un objetivo preestablecido. [ cita necesaria ]
La mayoría de las herramientas MWD contienen un sensor de rayos gamma interno para medir los valores de rayos gamma naturales. Esto se debe a que estos sensores son compactos, económicos, confiables y pueden tomar mediciones a través de portamechas no modificados. Otras mediciones a menudo requieren herramientas LWD separadas, que se comunican con las herramientas MWD en el fondo del pozo a través de cables internos. [ cita necesaria ]
La medición durante la perforación puede ser rentable en pozos de exploración, particularmente en áreas del Golfo de México donde se perforan pozos en áreas de diapiros salinos . El registro de resistividad detectará la penetración en la sal y la detección temprana previene daños por sal al lodo de perforación de bentonita. [ cita necesaria ]
Este es el método más común de transmisión de datos utilizado por las herramientas MWD. En el fondo del pozo, se acciona una válvula para restringir el flujo del fluido de perforación (lodo) de acuerdo con la información digital a transmitir. Esto crea fluctuaciones de presión que representan la información. Las fluctuaciones de presión se propagan dentro del fluido de perforación hacia la superficie donde son recibidas por los sensores de presión. En la superficie, las señales de presión recibidas son procesadas por ordenadores para reconstruir la información. La tecnología está disponible en tres variedades: pulso positivo , pulso negativo y onda continua . [7]
Cuando se utiliza perforación bajo balance , la telemetría de pulso de lodo puede volverse inutilizable. Esto generalmente se debe a que, para reducir la densidad equivalente del lodo de perforación, se inyecta un gas comprimible en el lodo. Esto provoca una alta atenuación de la señal que reduce drásticamente la capacidad del lodo para transmitir datos pulsados. En este caso, es necesario utilizar métodos diferentes a la telemetría de pulso de lodo, como ondas electromagnéticas que se propagan a través de la formación o telemetría de tubería de perforación cableada. [ cita necesaria ]
La tecnología actual de telemetría de pulsos de lodo ofrece anchos de banda de hasta 40 bit/s. [11] La velocidad de datos cae a medida que aumenta la longitud del pozo y normalmente es tan baja como 0,5 bit/s [12] – 3,0 bit/s. [11] (bits por segundo) a una profundidad de 35.000 pies – 40.000 pies (10668 m – 12192 m).
La comunicación entre la superficie y el fondo del pozo generalmente se realiza mediante cambios en los parámetros de perforación, es decir, cambios en la velocidad de rotación de la sarta de perforación o cambios en el caudal de lodo. Realizar cambios en los parámetros de perforación para enviar información puede requerir la interrupción del proceso de perforación, lo cual es desfavorable debido a que provoca tiempos no productivos. [ cita necesaria ]
Estas herramientas incorporan un aislante eléctrico en la sarta de perforación, pero debido a los desafíos de recibir datos a través de un buen conductor (agua salada), este enfoque se limita en gran medida a áreas terrestres sin acuíferos salinos poco profundos. Para transmitir datos, la herramienta genera una diferencia de voltaje alterada entre la parte superior (la sarta de perforación principal, encima del aislador) y la parte inferior (la broca y otras herramientas ubicadas debajo del aislador de la herramienta MWD). En la superficie, se fija un cable a la boca del pozo, que hace contacto con la tubería de perforación en la superficie. Un segundo cable está unido a una varilla clavada en el suelo a cierta distancia. La cabeza del pozo y la varilla de tierra forman los dos electrodos de una antena dipolo. La diferencia de voltaje entre los dos electrodos es la señal de recepción que es decodificada por una computadora. [ cita necesaria ]
La herramienta EM genera diferencias de voltaje entre las secciones de la sarta de perforación en el patrón de ondas de muy baja frecuencia (2–12 Hz). Los datos se imponen sobre las ondas mediante modulación digital . [ cita necesaria ]
Este sistema generalmente ofrece velocidades de datos de hasta 10 bits por segundo. Además, muchas de estas herramientas también son capaces de recibir datos de la superficie de la misma manera, mientras que las herramientas basadas en pulsos de lodo dependen de cambios en los parámetros de perforación, como la velocidad de rotación de la sarta de perforación o el caudal de lodo, para enviar información desde la superficie a las herramientas del fondo del pozo.
En comparación con la telemetría de pulso de lodo ampliamente utilizada, la telemetría de pulso electromagnético es más eficaz en situaciones especializadas en tierra, como la perforación bajo equilibrio o cuando se utiliza aire como fluido de perforación. Es capaz de transmitir datos más rápido a profundidades de perforación poco profundas, en tierra. Sin embargo, generalmente no es suficiente cuando se perforan pozos excepcionalmente profundos, y la señal puede perder fuerza rápidamente en ciertos tipos de formaciones, volviéndose indetectable a sólo unos pocos miles de pies de profundidad. [ cita necesaria ]
Varias empresas de servicios petroleros están desarrollando actualmente sistemas de tuberías de perforación cableadas, aunque los sistemas cableados se han probado durante muchas décadas y los rusos tenían un sistema en uso en la década de 1960. Estos sistemas utilizan cables eléctricos integrados en cada componente de la sarta de perforación, que transportan señales eléctricas directamente a la superficie. Estos sistemas prometen velocidades de transmisión de datos de órdenes de magnitud mayores que cualquier cosa posible con pulsos de lodo o telemetría electromagnética, tanto desde la herramienta de fondo de pozo a la superficie como desde la superficie a la herramienta de fondo de pozo. La red de tuberías cableadas IntelliServ [13] , que ofrece velocidades de datos superiores a 1 megabit por segundo, se comercializó en 2006. Representantes de BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ y Schlumberger presentaron tres historias de éxito utilizando este sistema, tanto en tierra como en alta mar. en la Conferencia de Perforación SPE/IADC de marzo de 2008 en Orlando, Florida. [14] El costo de la sarta de perforación y la complejidad de su implementación hacen de esta una tecnología de nicho en comparación con el pulso de lodo.
Las herramientas MWD pueden montarse semipermanentemente en un portamecha (solo se pueden quitar en las instalaciones de servicio), o pueden ser autónomas y recuperables con cable. [ cita necesaria ]
Las herramientas recuperables, a veces conocidas como herramientas delgadas , se pueden recuperar y reemplazar usando cable a través de la sarta de perforación. Esto generalmente permite reemplazar la herramienta mucho más rápido en caso de falla y permite recuperar la herramienta si la columna de perforación se atasca. Las herramientas recuperables deben ser mucho más pequeñas, generalmente de aproximadamente 2 pulgadas o menos de diámetro, aunque su longitud puede ser de 20 pies (6,1 m) o más. El tamaño pequeño es necesario para que la herramienta pase a través de la sarta de perforación; sin embargo, también limita las capacidades de la herramienta. Por ejemplo, las herramientas delgadas no son capaces de enviar datos a la misma velocidad que las herramientas montadas en un collar, y también tienen una capacidad más limitada para comunicarse con otras herramientas LWD y suministrarles energía eléctrica. [ cita necesaria ]
Las herramientas montadas en collar, también conocidas como herramientas gruesas , generalmente no se pueden quitar de su collar de perforación en el sitio del pozo. Si la herramienta falla, se debe sacar toda la columna de perforación del pozo para reemplazarla. Sin embargo, sin la necesidad de pasar a través de la sarta de perforación, la herramienta puede ser más grande y más capaz. [ cita necesaria ]
La capacidad de recuperar la herramienta mediante cable suele ser útil. Por ejemplo, si la sarta de perforación se atasca en el pozo, recuperar la herramienta mediante cable ahorrará una cantidad sustancial de dinero en comparación con dejarla en el pozo con la parte atascada de la sarta de perforación. Sin embargo, existen algunas limitaciones en el proceso. [ cita necesaria ]
Recuperar una herramienta utilizando un cable no es necesariamente más rápido que sacar la herramienta del agujero. Por ejemplo, si la herramienta falla a 460 m (1500 pies) mientras se perfora con un equipo triple (capaz de disparar 3 uniones de tubería, o aproximadamente 30 m (90 pies) a la vez), entonces generalmente sería más rápido. sacar la herramienta del agujero que montar el cable y recuperar la herramienta, especialmente si la unidad del cable debe transportarse al equipo de perforación. [ cita necesaria ]
Las recuperaciones por cable también introducen riesgos adicionales. Si la herramienta se desprende del cable, volverá a caer por la sarta de perforación. Esto generalmente causará daños graves a la herramienta y a los componentes de la sarta de perforación en los que se asienta, y requerirá que la sarta de perforación sea retirada del pozo para reemplazar los componentes defectuosos; esto resulta en un costo total mayor que sacarlo del hoyo en primer lugar. El engranaje de cable también podría no engancharse a la herramienta o, en caso de una falla grave, podría llevar solo una parte de la herramienta a la superficie. Esto requeriría sacar la sarta de perforación del pozo para reemplazar los componentes defectuosos, lo que haría que la operación con cable sea una pérdida de tiempo. [ cita necesaria ]
Algunos diseñadores de herramientas han tomado el diseño de "herramienta delgada" recuperable y lo han aplicado a una herramienta no recuperable. En este caso, el MWD mantiene todas las limitaciones de un diseño de herramienta delgada (baja velocidad, capacidad de atascarse en partículas de polvo, baja tolerancia a golpes y vibraciones) sin ninguno de los beneficios. Curiosamente, estas herramientas todavía tienen una punta de lanza de alambre a pesar de ser levantadas y manipuladas con una placa.
Medios relacionados con la medición durante la perforación en Wikimedia Commons