universidad tecnolÓgica...
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UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA EQUINOCCIAL
FACULTAD DE CIENCIAS DE LA INGENIERÍA
CARRERA TECNOLOGÍA EN PETRÓLEOS
Tema:
“DESCRIPCIÓN DE LAS HERRAMIENTAS MWD Y ANÁLISIS
DEL FUNCIONAMIENTO EN LA PERFORACIÓN DEL POZO
IRO-45H, EN EL CAMPO IRO, DE LA EMPRESA REPSOL, EN
EL PERIODO 2011”
TRABAJO PREVIO A LA OBTENCIÓN DEL TÍTULO DE
TECNÓLOGO EN PETRÓLEOS
AUTOR:
DIEGO XAVIER CHIMBO GUILLÉN
DIRECTOR:
ING. VINICIO MELO
Quito, marzo 2012
© Universidad Tecnológica Equinoccial. 2012
Reservados todos los derechos de reproducción
DECLARACIÓN
Yo DIEGO XAVIER CHIMBO GUILLÉN, declaro que el trabajo aquí descrito
es de mi autoría; que no ha sido previamente presentado para ningún grado
o calificación profesional; y, que he consultado las referencias bibliográficas
que se incluyen en este documento.
La Universidad Tecnológica Equinoccial puede hacer uso de los derechos
correspondientes a este trabajo, según lo establecido por la Ley de
Propiedad Intelectual, por su Reglamento y por la normativa institucional
vigente.
______________________________
Diego Xavier Chimbo Guillén
C.I. 171799128-3
CERTIFICACIÓN
Certifico que el presente trabajo que lleva por título “Descripción de las
herramientas MWD y análisis del funcionamiento en la perforación del
pozo IRO-45H, en el Campo IRO, de la empresa Repsol, en el Periodo
2011”, que, para aspirar al título de Tecnólogo en Petróleos fue
desarrollado por Diego Xavier Chimbo Guillén, bajo mi dirección y
supervisión, en la Facultad de Ciencias de la Ingeniería; y cumple con las
condiciones requeridas por el reglamento de Trabajos de Titulación artículos
18 y 25.
_____________________________
Ing. Vinicio Melo
DIRECTOR DEL TRABAJO
C.I. 100104810-5
AGRADECIMIENTOS
Al terminar mi tesis quiero agradecer a todas las personas que contribuyeron
acertadamente en su culminación, donde este proyecto ha sido el resultado
de mi esfuerzo.
Al Ingeniero Vinicio Melo, por haberme proporcionado todas las
herramientas para realizar correctamente este trabajo, por todo el tiempo
prestado y en especial por sus valiosos consejos. Muchas gracias.
A mis padres quienes a lo largo de toda mi vida han apoyado y motivado mi
formación académica, creyeron en mí en todo momento y no dudaron de
mis habilidades al igual que mis hermanos que siempre han estado conmigo.
A Danny por apoyarme siempre y haber estado a mi lado en los buenos y
malos momentos, que con su cariño me daba fuerzas para continuar.
A mis profesores a quienes les debo gran parte de mis conocimientos,
gracias a su paciencia y enseñanza y finalmente un eterno agradecimiento a
esta prestigiosa universidad la cual abrió abre sus puertas a jóvenes como
nosotros, preparándonos para un futuro competitivo y formándonos como
personas de bien.
DEDICATORIA
La concepción de este proyecto está dedicada a mis padres Mauro y Tamara
y mis hermanos Alexis y Belén y mi sobrina Nicky, pilares fundamentales en
mi vida. Sin ellos, jamás hubiese podido conseguir lo que hasta ahora.
Por su tenacidad y lucha insaciable han hecho de ellos el gran ejemplo a
seguir y destacar, no sólo para mí, sino para mis hermanos y familia en
general.
También dedico este proyecto a mi novia, Mi compañera inseparable de
cada jornada.
Y a todas las personas, compañeros y amigos que durante toda mi vida
estuvieron a mi lado con su apoyo, comprensión y amistad. A ellos este
proyecto, que sin ellos, no hubiese podido ser.
Diego
i
ÍNDICE DE CONTENIDOS
PÁGINA
RESUMEN ix
ABSTRACT xi
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN 1
1.1 OBJETIVO GENERAL 2
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS 2
1.3 JUSTIFICACIÓN 3
1.4 IDEA A DEFENDER 4
1.5 VARIABLES 4
1.5.1 VARIABLES DEPENDIENTES 4
1.5.2 VARIABLES INDEPENDIENTES 4
1.6 METODOLOGÍA 5
1.6.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN 5
1.6.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN 5
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO 6
2.1 TELESCOPE 6
2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO 7
2.1.2 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL 7
2.1.3 CONJUNTO DE A TURBINA TELESCOPE 7
2.1.4 ENSAMBLAJE DEL MODULADOR TELESCOPE 8
2.1.5 TRANSMISIÓN DE DATOS A ALTA VELOCIDAD 9
2.1.6 OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN 10
2.1.7 SENSOR DE ADQUISICIÓN 10
ii
2.2 SLIMPULSE 12
2.2.1 SERVICIOS 12
2.2.2 APLICACIONES 13
2.2.3 BENEFICIOS 14
2.2.4 CARACTERÍSTICAS 14
2.3 POWERPULSE 15
2.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL Y ESPECIFICACIONES 15
2.3.2 DESCRIPCIÓN Y APLICACIONES 15
2.3.3 DESCRIPCIÓN POWERPULSE 16
2.3.4 CONJUNTO DE LA TURBINA POWERPULSE 17
2.4 IMPULSE 18
2.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LA HERRAMIENTA Y LAS
APLICACIONES 19
2.4.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LA HERRAMIENTA
IMPULSE 21
2.4.3 DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO 22
2.4.4 COMPENSADOR 23
2.4.5 TURBINA 24
2.4.6 ALTERNADOR 25
2.4.7 MODULADOR 25
2.4.8 MOTOR 26
2.4.9 CAJA DE CAMBIOS 26
2.5 PRECAUCIONES DE SEGURIDAD EN EL USO DE LAS
HERRAMIENTAS 26
2.5.1 SEGURIDAD GENERAL 26
2.5.2 ANÁLISIS DE SEGURIDAD 27
2.5.3 PERSONAL DE SEGURIDAD 28
2.6 MÉTODOS DE TRANSMISIÓN DE LA INFORMACIÓN POR
TELEMETRÍA 29
2.6.1 TELEMETRÍA MEDIANTE PULSOS DE LODO 32
2.6.1.1 Telemetría por Onda Continúa 33
iii
2.6.1.2 Frecuencia de transmisión de datos 36
2.6.1.3 Ventajas y Desventajas de la Tecnología Sistema de
Pulsos de Lodo 37
2.6.2 TELEMETRÍA MEDIANTE PULSOS DE LODO
MODIFICADA 38
2.6.2.1 Descripción de la Tecnología de Pulsos de Lodo
Modificado 38
2.6.2.2 Aplicaciones de la Tecnología del Sistema de Pulsos
De Lodo 42
2.6.2.3 Ventajas y Desventajas de la Tecnología de Sistema
De Pulsos de Lodo 43
2.6.3 TELEMETRÍA MEDIANTE TUBERÍA INTELIGENTE DE
PERFORACIÓN 45
2.6.3.1 Descripción de la Tecnología de Tubería Inteligente 45
2.6.3.2 Aplicaciones de la Tecnología de Tubería Inteligente 47
2.6.3.3 Ventajas y Desventajas de la Tecnología de Tubería
Inteligente 48
2.6.4 TELEMETRÍA MEDIANTE SISTEMA DE ONDAS
ELECTROMAGNÉTICAS (EM) 49
2.6.4.1 Descripción de la Tecnología Electromagnética (EM) 50
2.6.4.2 Aplicaciones de la Tecnología Electromagnética (EM) 52
2.6.4.3 Ventajas y Desventajas de la Tecnología
Electromagnética (EM) 55
2.6.5 SISTEMA DE TELEMETRÍA ACÚSTICA 56
2.6.5.1 Descripción del Sistema de Telemetría Acústica 57
2.6.5.2 Desarrollo del Sistema de Telemetría Acústica 57
2.6.5.3 Componentes del Sistema de Telemetría Acústica 59
2.6.5.4 Medición y Caracterización del Ruido 61
2.6.5.5 Aplicaciones del Sistema de Telemetría Acústica 62
2.6.5.6 Ventajas y Desventajas del Sistema de Telemetría
Acústica 63
iv
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA 66
3.1 DATOS GENERALES DE LA PERFORACIÓN DEL POZO
IRO 45H 66
3.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO IRO 45H 67
3.3 PRIMERA SECCIÓN 68
3.3.1 SECUENCIA OPERACIONAL 70
3.3.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO 72
3.3.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN 72
3.3.3.1 Problemas Operacionales Presentados 72
3.3.3.2 Plan de Acción 73
3.4 SEGUNDA SECCIÓN 73
3.4.1 SECUENCIA OPERACIONAL 76
3.4.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO 78
3.4.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN 79
3.4.3.1 Problemas Operacionales Presentados 79
3.4.3.2 Plan de Acción 79
3.5 TERCERA SECCIÓN 80
3.5.1 SECUENCIA OPERACIONAL 82
3.5.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO 84
3.5.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN 84
3.5.3.1 Problemas Operacionales Presentados 84
3.5.3.2 Plan de Acción 85
3.6 CUARTA SECCIÓN 85
3.6.1 SECUENCIA OPERACIONAL 87
3.6.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO 88
3.6.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN 89
3.6.3.1 Problemas Operacionales Presentados 89
3.6.3.2 Plan de Acción 89
v
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 90
4.1 ANÁLISIS DE LAS HERRAMIENTAS EN LA PERFORACIÓN
DEL POZO IRO 45H 90
4.2 BHA Nº 2 (MWD Corrida Nº 1) 90
4.3 BHA Nº 3 (MWD Corrida Nº 2) 91
4.4 BHA Nº 4 (MWD Corrida Nº 3) 92
4.5 BHA Nº 5 (MWD Corrida Nº 4) 93
4.5 BHA Nº 6 (MWD Corrida Nº 5) 94
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES 100
5.1 CONCLUSIONES 100
5.2 RECOMENDACIONES 101
NOMENCLATURA 102
BIBLIOGRFÍA 105
GLOSARIO DE TÉRMINOS 107
ANEXOS 111
vi
ÍNDICE DE TABLAS
PÁGINA
Tabla 2.1. Componentes de fondo ImPulse 20
Tabla 2.1. Continuación 21
Tabla 2.1. Dimensiones de los collares 60
Tabla 2.2. Cuadro comparativo entre los distintos tipos de
Telemetría 65
Tabla 3.1. Parámetros de perforación 69
Tabla 3.2. Parámetros deslizando y rotando 70
Tabla 3.3. Parámetros de perforación de la segunda sección 75
Tabla 3.4. Parámetros de perforación de la tercera sección 81
Tabla 3.5. Parámetros de perforación de la cuarta sección 87
Tabla 4.1. Información transmitida por las herramientas, corrida 001 91
Tabla 4.2. Información transmitida por las herramientas, corrida 002 92
Tabla 4.3. Información transmitida por las herramientas, corrida 003 93
Tabla 4.4. Información transmitida por las herramientas, corrida 005 95
Tabla 4.5. Datos transmitidos de las herramientas TeleScope y
PowerPulse 96
Tabla 4.5. Continuación 97
Tabla 4.5. Continuación 98
Tabla 4.5. Continuación 99
vii
ÍNDICE DE FIGURAS
PÁGINA
Figura 2.1. Componentes de fondo de Telescope 6
Figura 2.2. Componentes de fondo de SlimPulse 14
Figura 2.3. Compensador de presión de la herramienta ImPulse 22
Figura 2.4. Alternador generador de energía eléctrica 24
Figura 2.5. Pulsos generados por el sistema de onda continua 34
Figura 2.6. Sistema de telemetría por pulsos positivos 35
Figura 2.7. Cable coaxial y bobina inductiva 46
Figura 2.8. Doble soporte de herramienta y bobina inductiva 46
Figura 2.9. Sistema de telemetría electromagnética (EM) 52
Figura 2.10. Transmisor convencional de un sistema de telemetría
acústica 59
Figura 2.11. Receptor convencional de un sistema de telemetría
acústica 61
Figura 3.1. Conjunto de fondo de pozo de la primera sección 68
Figura 3.2. Conjunto de fondo de pozo de la segunda sección 74
Figura 3.3. Conjunto de fondo de pozo de la tercera sección 80
Figura 3.4. Conjunto de fondo de pozo de la tercera sección 86
viii
ÍNDICE DE ANEXOS
PÁGINA
Anexo Nº 1 111
Información que entregan las herramientas MWD
Anexo Nº 2 112
Señal de telemetría SlimPulse, programa Spectro
Anexo Nº 3 113
Componentes de la herramienta PowerPulse
Anexo Nº 4 114
Componentes de la herramienta ImPulse
Anexo Nº 5 115
Torre de perforación del pozo IRO 45H, Repsol (Rig 29)
Anexo Nº 6 116
Columna estratigráfica del pozo IRO 45H
Anexo Nº 7 117
Diagrama de diámetros de pozo y tubería del pozo IRO 45H
Anexo Nº 8 118
Plan de corridas de la perforación del pozo IRO 45H
ix
RESUMEN
El objetivo principal de este trabajo es tener un mayor entendimiento en
cuanto se refiere al manejo de las herramientas MWD, al estudiar y analizar
las facilidades de superficie que estas requieren para su correcto manejo
durante la perforación del pozo IRO 45H.
En el primer capítulo se plantea el tema y los objetivos tanto generales como
específicos que se pretende lograr con este trabajo, así como la justificación
y propuesta a defender y las técnicas de estudio usadas para el desarrollo
de esta tesis.
En el segundo capítulo se describen las herramientas MWD así como sus
características y funciones que estas cumplen cuando se esta perforando
un pozo, también la descripción de seguridad que se debe tener.
El tercer capítulo se tiene una introducción sobre los métodos de
transmisión de la información de las herramientas mientras están perforando
en tiempo real, así como las ventajas y desventajas de cada tipo de
transmisión.
En el cuarto capítulo se realiza el estudio general de la perforación del pozo
IRO 45H, del tipo de herramientas que se utilizó, hasta que profundidad se
alcanzó, así como la ubicación del pozo y los tipos de formación que se
perforó.
El quinto capítulo trata del análisis de la perforación del pozo con la
utilización de las herramientas MWD, el análisis de los resultados que estas
herramientas fueron transmitiendo en tiempo real, así como de los
inconvenientes que tuvieron mientras bajaba la herramienta.
x
Finalmente en el sexto capítulo se describe las conclusiones del proyecto así
como las recomendaciones para una futura optimización de las herramientas
y de la transmisión de la información.
xi
ABSTRACT
The principal objective of this work is to have a better understanding as
regards the management of MWD tools, to study and analyzing the surface
facilities required for proper handling during drilling of the IRO 45H well.
The first chapter discusses the issue and both general and specific objectives
to be achieved with this work, and the justification and proposed to defend
and techniques used to study the development of the thesis.
The second chapter describes the MWD tools and their features and
functions that it fulfills this when drilling a well, also the description of security
that should be handling these.
The third chapter is an introduction to the methods of transmitting information
while drilling tools in real time, as well as the advantages and disadvantages
of each type of transmission.
The fourth chapter provides the general study of the drilling of the IRO 45H
well, the type of tools used until depth is reached, as well as the well location
and types of training being drilled.
The fifth chapter deals with the analysis of the drilling with the use of MWD
tools, analysis of the results that these tools were transmitted in real time, as
well as the disadvantages that were coming down the tool.
Finally in the sixth chapter describes the project's findings and
recommendations for future optimization of the tools and information
transmission.
1
CAPÍTULO I
1. INTRODUCCIÓN
Para iniciar con el análisis de las actuales condiciones operativas de las
herramientas de MWD se parte de los parámetros que se toman en cuenta
para la fabricación de estas, empezando con el aspecto teórico del
funcionamiento de las herramientas durante la perforación, llamada a ser la
parte principal de este estudio.
Se deben tomar en cuenta las propiedades, características, componentes,
naturaleza, y efectos de la corrosión, que es descrita como aspecto teórico
con definiciones y explicaciones útiles para el desarrollo del proyecto
aplicado a una perforación de un pozo de petróleo.
Las herramientas MWD están asociadas a varios parámetros que se
transmiten en tiempo real durante la perforación, los cuales son analizados
constantemente para poder tener el control total de la perforación del pozo
viendo las condiciones del mismo.
Algunos de los datos que estas herramientas transmiten a superficie son:
Azimut
Inclinación del pozo
Temperatura del pozo
Presión y torque con la que se rota la broca
2
Peso de la herramienta
Características de la formación
Todos los problemas que se pueden ocasionar pueden ser mitigados con
una adecuada e inmediata reacción acorde a los datos de las herramientas
registrados en superficie, para el control correcto de la perforación del pozo
IRO 45-H.
1.1 OBJETIVO GENERAL
Describir las herramientas MWD y analizar el funcionamiento en la
perforación de pozo IRO 45-H del campo IRO, con el fin de analizar los
resultados transmitidos por las herramientas.
1.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS
Describir las herramientas MWD para conocer sus características y
sus especificaciones para conocer el correcto uso de la herramienta
en el campo.
Describir el funcionamiento de las herramientas MWD en la
perforación del pozo IRO 45-H que se encuentra en el Campo IRO.
Realizar el análisis de los resultados que transmite esta
herramienta a superficie para conocer las desviaciones que
tenemos en el momento de la perforación direccional.
3
1.3 JUSTIFICACIÓN
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 ha cobrado gran importancia a escala mundial en las
últimas décadas. Las herramientas MWD informan acerca de la 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 herramienta MWD es sinónimo de medición durante la perforación en la
industria del petróleo. Es un sistema desarrollado para realizar mediciones
relacionadas con la perforación del pozo y transmitir la información a la
superficie durante la perforación de un pozo en tiempo real.
La herramienta MWD, transmite del fondo del pozo como parte del conjunto
de fondo (BHA). Las herramientas están dentro de un collar de taladro (tipo
de sonda) o se incorporan a los mismos collares.
Los sistemas MWD pueden tomar varias medidas, como rayos gamma, la
dirección, cara de la herramienta, la presión del pozo, la temperatura,
vibración, golpes, etc. Para algunas herramientas avanzadas MWD, pueden
incluso medir la presión de formación y tomar muestras de la formación.
Con este sistema lo que se trata es de realizar una lectura correcta sobre
la información que la herramienta MWD va proporcionando mientras
estamos perforando y en tiempo real poder ir tomando las correcciones
que sean necesarias, para evitar problemas que puedan presentar como
derrumbes de la formación.
4
Los resultados medidos se almacenan en las herramientas MWD y algunos
de los resultados pueden ser transmitidos digitalmente a la superficie
mediante telemetría (emisor), o a través de otras tecnologías avanzadas.
1.4 IDEA A DEFENDER
Si se realizan los estudios necesarios y se logra tener una adecuada lectura
de los datos registrados por las herramientas, se logrará una perforación
direccional adecuada y con ello se evita el daño ambiental y de la formación
perforada.
1.5 VARIABLES
1.5.1 VARIABLES DEPENDIENTES
El tipo de formación a ser perforada.
Trasmisión de los datos de las herramientas para saber la condición
del pozo.
1.5.2 VARIABLE INDEPENDIENTE
Perforación del pozo.
Mantenimiento y evaluaciones de las herramientas.
Problemas en la perforación del pozo.
5
1.6 METODOLOGÍA
1.6.1 MÉTODOS DE INVESTIGACIÓN
Para el desarrollo de esta tesis, se utilizó el método deductivo, ya que se lo
utilizó con el fin de recopilar toda la información necesaria en las empresas
auspiciantes, bibliotecas, bibliotecas virtuales e internet, lo que servirá para
obtener un respaldo informativo.
El Método analítico sirvió al analizar la eficacia y los resultados de los
análisis realizados en la base de datos del campo IRO con el fin de
comprobar si el sistema de transmisión de datos trabaja correctamente.
1.6.2 TÉCNICAS DE INVESTIGACIÓN
Las técnicas que se utilizaron en la presente tesis fueron la observación de
Campo, ya que para su desarrollo se tuvo que acudir al lugar en donde se
encuentra el Campo para conocer las condiciones actuales y de esta manera
conocer el método con que se perforó correctamente el pozo, para
posteriormente comparar los resultados de los análisis y comprobar si se
cumplió con el objetivo.
Revisión de documentos en “REPSOL“
Revisión de literatura específica.
Libros.
Internet.
6
CAPÍTULO II
2. MARCO TEÓRICO
Las herramientas MWD se encargan de transmitir la información del pozo en
condiciones y tiempo real como se observa en el anexo # 1, estas
herramientas están conformadas por:
2.1 TELESCOPE
Esta herramienta es la que da la mayor cantidad de datos en tiempo real,
transmitidos a mayor velocidad, durante la perforación con una configuración
sencilla como se observa en la figura 2.1.
Figura 2.1. Componentes de fondo de Telescope
Schlumberger, (2011), Manual de entrenamiento MWD
7
2.1.1 DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO
Esta sección cubre el funcionamiento de los componentes eléctricos y
mecánicos del sistema Telescope.
2.1.2 DESCRIPCIÓN FUNCIONAL
En esta sección se ofrece un panorama general de los equipos y la teoría de
servicio de la operación.
2.1.3 CONJUNTO DE LA TURBINA TELESCOPE
Telescope fue diseñado para proporcionar la energía adecuada en una
amplia gama de condiciones de operación, para la más amplia gama de flujo
como sea posible. Esto se logró utilizando un alternador de campo
controlado, conectado a la turbina a través de un tren de engranajes 1:2
(aumento de la velocidad).
El tren de engranajes permite que la velocidad de la turbina baje al tiempo
que aumenta la velocidad del alternador. Esto mejora la fiabilidad de los
sellos de las caras mientras que proporcionan la velocidad necesaria para el
funcionamiento del alternador de alta eficiencia.
Telescope utiliza un controlador híbrido, con alternador homopolar. Este
dispositivo utiliza dos imanes permanentes y bobinas de campo para generar
campos magnéticos. Las bobinas de campo son accionados por una tarjeta
de conexión, con un alternador que regula la corriente a las bobinas para
8
complementar o cancelar el campo magnético generado por los imanes
permanentes.
El voltaje de salida del alternador se controla a una gama mucho más
pequeña, que sería posible con un solo dispositivo de imán permanente,
permitiendo un rango de flujo mucho mayor para una configuración de
turbina dado.
El conjunto de la turbina (MTA) tiene un sistema de compensación de
presión para impedir la invasión de lodo en la herramienta. Este sistema
incluye un depósito de aceite y un muelle (dos tipos: de pistón y fuelle). El
aceite también se utiliza para lubricar los rodamientos y la caja de cambios.
La presión del lodo y muelle tienen la función de generar una presión
positiva dentro del MTA del aceite obligando a filtrarse a través de los sellos
para lubricar y evitar la invasión de lodo.
2.1.4 ENSAMBLAJE DEL MODULADOR TELESCOPE
Una corriente continua del motor se utiliza para accionar el modulador
(generador de señales) en la herramienta Telescope. Una aceleración y
desaceleración controlada del motor produce una onda de presión
modulada, que lleva la información codificada digitalmente de la herramienta,
hasta la columna de lodo.
Los servomotores son de velocidad relativamente alta, los dispositivos en la
mayoría de las aplicaciones requieren de un tren de engranajes para reducir
la velocidad del eje y aumentar los niveles adecuados para una aplicación
particular. Una resolución de sincronismo se utiliza para detectar la posición
del eje del rotor.
9
Una resolución consta de un estator con un rotor bobinado montado en el eje
del motor. Una referencia sinusoidal (REF) se suministra a la resolución del
estator y se acopla por medio de un transformador giratorio integral en el
rotor.
El ensamblaje del modulador (MMA) tiene un sistema de compensación de
presión para impedir la invasión de lodo en la herramienta. Este sistema
incluye el depósito de aceite y un muelle (dos tipos: de pistón y el fuelle). El
aceite también se utiliza para lubricar los rodamientos y la caja de cambios.
La presión del lodo y el muelle generan una presión positiva dentro de la
MMA del petróleo obligando a filtrarse a través de los sellos para lubricar y
evitar la invasión de lodo.
2.1.5 TRANSMISIÓN DE DATOS A ALTA VELOCIDAD
El servicio TeleScope y su plataforma de telemetría son la base del sistema
de telemetría de pulsos positivos para mejorar la detección de señales y las
velocidades de transmisión de datos efectivos.
Estas dos ventajas incrementan significativamente el volumen de
información disponible en tiempo real y posibilitan la transmisión desde
mayores profundidades.
10
2.1.6 OPTIMIZACIÓN DE LA PERFORACIÓN
El servicio TeleScope puede transmitir mediciones y datos de múltiples
herramientas dando información general de fondo de pozo que puede
reducir los riesgos de perforación y mejorar los tiempos de perforación.
Esta información incluye valiosas actualizaciones en tiempo real sobre
vibraciones, impactos y flujo de fondo de pozo. En pozos en los que el
conocimiento de la presión de poro resulta crucial, el servicio TeleScope
puede combinarse con otro integrante de la familia Scope, el servicio de
estimación de la presión de formación durante la perforación StethoScope,
con el fin de proporcionar información en tiempo real para la selección
óptima de la densidad del lodo.
2.1.7 SENSOR DE ADQUISICIÓN
Sistema: Este consiste en la tarjeta de adquisición. Las señales
procedentes del paquete del chasis de dirección e inclinación (MDI)
se acondicionan y digitalizan aquí antes de ser enviados al
controlador para su procesamiento.
Como se describió anteriormente, el regulador es una parte integral
de todos los sistemas de la herramienta. Se trata de la única junta de
la herramienta que tiene un microcontrolador, por lo que es
responsable del procesamiento de datos, programación de eventos y
comunicación.
Peso sobre la broca (WOB): En los instrumentos de medida
existentes WOB (Telescope WOB), las bandas extensométricas se
11
montan directamente sobre el collar de perforación de la pared. Este
tipo de instrumentos de bandas extensométricas hace que la
herramienta no sea reparada en los talleres de reparación y
mantenimiento. En Telescope, un par de celdas de carga se insertan
en dos en los bolsillos de la pared del collar diametralmente opuestas.
La célula de carga (S-261 924) se compone de una placa circular con
un poste central. La superficie de la placa está instrumentada con
ocho medidores de deformación, que forman dos puentes idénticos.
Una celda de carga está instalada en cada uno de los dos bolsillos,
que están situados en la sección más gruesa del collar TeleScope
justo por encima del cable del pasador. Las células de carga se
conectan para formar dos puentes completos del brazo para la
medición de WOB.
La celda de carga es retenida en el bolsillo por un ajuste de
interferencia (0.002 a 0.0025 en el diámetro). Hay una tapa que
protege la célula de carga del lodo. La tapa se apoya en el puesto
central de la celda de carga. Esto ayuda a reducir el efecto de la
presión hidrostática en la celda de carga. El mensaje central se coloca
para ayudar con la instalación de la célula de carga y eliminación.
La célula de carga está hecho de un material de Inconel 718, con
tratamiento térmico a 150 tensiones de fluencia y 15% de
alargamiento. Los extensómetros son de micro-medición de la
temperatura auto compensado, con aleación que son aptas para alta
temperatura (350 ºF) y las tensiones cíclicas. La temperatura máxima
para el indicador es de 550 ºF. La soldadura (570-28R) tiene una
capacidad de 500 ºF.
12
2.2 SLIMPULSE
2.2.1 SERVICIOS
Las SlimPulse recuperables son de tercera generación, mientras da pulsos
pequeños para mediciones de la herramienta de perforación, ofrece
soluciones rentables en ambientes de alta eficiencia de perforación. Fue
diseñada para ofrecer fiabilidad y eficiencia en el desempeño de dirección
en tiempo real. SlimPulse utiliza componentes con la misma tecnología fiable
y probada con la que fue desarrollada la actual herramienta PowerPulse
MWD, el sistema de telemetría y el ImPulse de la plataforma integrada
MWD.
Gracias a la tecnología servo para la telemetría de pulso de lodo, la
herramienta proporciona mediciones SlimPulse de dirección, inclinación,
toolface y de rayos gamma en tiempo real por medio del programa
SpectroProgram como se observa en el anexo # 2. Los beneficios de la
tecnología servo incluyen una tasa rápida de datos, de señales fuertes y
capacidades superiores de eliminación de las interferencias para la
transmisión de datos fiables en las condiciones de perforación muy difíciles.
Mediciones continuas de dirección e inclinación que se hacen durante la
perforación es para facilitar el control de la trayectoria y reducen las
mediciones fijas de la data. Los datos de telemetría cambian
automáticamente entre un "cuadro móvil" y un "sistema rotatorio" para
optimizar las tasas de actualización para mejorar el control de la trayectoria.
La herramienta es capaz de funcionar en una amplia variedad de entornos y
cabe en collares de tamaño: 2 ½ a 9 ½ pulg, con un rango de operación de
caudal que varía de 35 a 1200 gal/min. La herramienta entera es
13
totalmente recuperable y reemplazable, lo que ahorra tiempo de equipo
mediante la eliminación de los viajes de tubería para el equipo de dirección.
Las herramientas SlimPulse pueden ser actualizadas para funcionar en
temperaturas tan grandes como los 350 °F [177 °C], los diseñadores
aprovecharon la experiencia adquirida en herramientas de generación
anterior de funcionamiento de 15.000 horas a temperaturas superiores a los
300 °F [149 °C].
El sistema se puede combinar con la SlimPulse475 4 ¾ pulg collares de
perforación, herramienta de resistencia, la AIM A-Bit herramienta de
medición de la inclinación, la presión anular. Si bien el servicio de
perforación y PowerDrive dirigible del sistema rotativo. La combinación de
los servicios SlimPulse ofrece un control preciso de la trayectoria de tamaño
de los agujeros tan pequeños como 5 7/8 de pulgada.
Los datos de inclinación en un pie de la broca, manteniendo la
recuperabilidad del sistema SlimPulse MWD. Esta información se transmite a
través de telemetría electromagnética para un sub receptor integrado situado
sobre el motor de fondo. El sub receptor integrado contiene un sensor de
presión opcional para controlar la densidad de circulación equivalente para
mejorar el proceso de perforación.
2.2.2 APLICACIONES
Se hacen adquisiciones continuas de información durante la rotación.
14
2.2.3 BENEFICIOS
Es un sistema operativo recuperable y reemplazable para reducir pérdidas
en el pozo con la detección automática de rotación para maximizar las tasas
de penetración.
2.2.4 CARACTERÍSTICAS
De alta temperatura opción 350 °F (177 °C)
Fácil de operar en un amplio rango de caudales desde 35 hasta 1,200 lt/min.
Operables en la pérdida de circulación de material con una concentración de
50 lbm/bbl.
La tecnología servo para velocidades de datos es más rápida, más fuerte de
señal y de capacidades superiores de eliminación de las interferencias para
la transmisión de datos y segura en las condiciones complicadas de
perforación como se observa en la figura 2.2.
Figura 2.2. Componentes de fondo de SlimPulse
Schlumberger, (2011), Manual de entrenamiento MWD
15
2.3 POWERPULSE
2.3.1 DESCRIPCIÓN GENERAL Y ESPECIFICACIONES
Esta sección proporciona una descripción de los equipos y servicios
disponibles para PowerPulse.
2.3.2 DESCRIPCIÓN Y APLICACIONES
El desarrollo de la PowerPulse (también conocida como M10) es una
herramienta que se basó en la necesidad de una herramienta de telemetría
de pulsos de lodo que podría ofrecer una mejor fiabilidad, reducidos costes
de mantenimiento, el aumento de las velocidades de datos, y un sustituto
adecuado. Otras ventajas de diseño interesantes incluyen:
Todos los cableados son completamente internos.
La capacidad de enlaces descendentes permite la flexibilidad de las
frecuencias de operación y tarifas de datos.
Telemetría continua que incorpora características tecnológicas
mecánicas y de software para aumentar las tasas de transmisión de
datos.
Los tableros electrónicos internos están montados sobre un chasis
robusto. Así se han realizado mejoras en resistencia a golpes y
vibraciones.
16
Mayor rango de caudal y el aumento de los caudales máximos para
cualquier tamaño de cuello dado.
La eliminación de los extensores se puede hacer sin tener que romper
las articulaciones de cuello de cruce.
La herramienta se puede utilizar en combinación con los registros
durante la perforación (LWD) para proporcionar servicios de
evaluación de la formación a tiempo real.
Capacidad para operar en ambientes de alta temperatura y presión.
El principio de la utilización de PowerPulse es proporcionar mediciones
estacionarias y continuas, mediciones topográficas de dirección (azimut e
inclinación).
2.3.3 DESCRIPCIÓN POWERPULSE
La herramienta PowerPulse consiste en un collar de perforación (MDC-M10
Collar de taladro) que contiene un cartucho electrónico. El cartucho
electrónico se compone de tres componentes internos como se observa en
el anexo # 3 y a continuación:
Modulador
Chasis de vibración
Turbina
17
2.3.4 CONJUNTO DE LA TURBINA POWERPULSE
PowerPulse se diseñó para proporcionar una potencia adecuada en una
amplia gama de condiciones de funcionamiento para una gama de flujos
como sea posible. Esto se logró utilizando un alternador controlado
conectado a la turbina a través de un tren de engranajes 1:2 (aumento de la
velocidad). El tren de engranajes permite que la velocidad de la turbina
pueda permanecer baja al tiempo que aumenta la velocidad del alternador.
Esto mejora la fiabilidad de los sellos de cara mientras que proporciona la
velocidad necesaria para el funcionamiento del alternador de alta eficiencia.
PowerPulse utiliza un controlador híbrido con el alternador homopolar. Este
dispositivo utiliza dos imanes permanentes y bobinas de campo para generar
campos magnéticos. Las bobinas de campo son accionadas por una tarjeta
de conexión alternador que regula la corriente a las bobinas de campo para
complementar o cancelar el campo magnético generado por los imanes
permanentes.
Con control de campo, el voltaje de salida del alternador se controla a una
gama mucho más pequeña, que sería posible con un dispositivo sólo de
imán permanente, permitiendo un rango de flujo mucho mayor para una
configuración de turbina dada.
La MTA tiene un sistema de compensación de presión para impedir la
invasión de lodo en la herramienta. Este sistema incluye el depósito de
aceite y un muelle (dos tipos: de pistón y fuelle). El aceite también se utiliza
para lubricar los rodamientos y la caja de cambios. La presión del lodo y el
muelle generan una presión positiva dentro de la MTA de aceite obligando a
filtrarse a través de los sellos para lubricar y evitar la invasión de lodo.
La célula de carga está hecha de material de Inconel 718, con tratamiento
térmico a 150 tensiones de fluencia y 15% de alargamiento. Los
18
extensómetros son micro-medición de la temperatura auto compensada con
una aleación que es apta para altas temperatura (350 ºF) y las tensiones
cíclicas. La temperatura máxima para el indicador es de 550 ºF. La
soldadura (570-28R) tiene una capacidad de 500 ºF.
2.4 IMPULSE
2.4.1 CARACTERÍSTICAS DE LA HERRAMIENTA Y LAS
APLICACIONES
El ImPulse es una herramientas compensada de telemetría de pulsos de
lodo integrada a la plataforma MWD y comprende de una herramienta de
resistividad con frecuencias de 2 MHz con un diámetro de collar de 4 ¾”
diseñada para aplicaciones LWD en huecos de diámetro pequeño variando
de 5 ¾” a 6 ¾”.
La ImPulse da medidas atenuadas de resistividad y de desplazamiento de
fase multi – compensados usando una antena electromagnética con 5
diferentes espaciamientos transmisor – receptor. Cada espaciamiento
transmisor – receptor toma una medida independiente de desplazamiento de
fase y atenuación. Estas medidas entonces son directamente combinadas
para alcanzar la verdadera compensación del pozo.
La compensación del pozo proporciona grandes mejoras en exactitud debido
a que reduce los efectos de rugosidad del hoyo y cancela distorsiones
electrónicas. Esta tecnología es capaz de reducir resistividades de la
formación de hasta 3000 ohmios con un aislante sobre los 200 ohmios.
19
Las medidas compensadas y atenuación y desplazamiento de fase se
transforman en resistividades que tienen un buen ajuste en las resoluciones
verticales. Una interpretación rápida es posible de una pantalla donde se
presentan las 5 curvas de resistividad ajustadas por el desplazamiento de la
fase con las 5 curvas de atenuación de resistividad (por ejemplo: zonas
estrechas, zona hidrófilas vs zonas oleófilas, indicación de hidrocarburos
móviles).
El ImPulse incluye sensores para medir la temperatura de la herramienta y
los niveles pozo transversales de impacto, y utiliza el paquete común de
dirección e inclinación (D&I). La telemetría de pulso de lodo de la
herramienta ImPulse tiene un principio similar al de la herramienta
Telescope, incluyendo a bajas frecuencias.
La generación de energía se consigue mediante el acoplamiento directo del
alternador a la turbina con el uso de componentes mecánicos más fiables y
menos partes móviles. La compensación de presión de las juntas giratorias
se logra usando un compensador de presión.
2.4.2 PRINCIPALES CARACTERÍSTICAS DE LA HERRAMIENTA
IMPULSE
En tiempo real D&I con la misma precisión que los M10 (PowerPulse).
Sensor de rayos gamma para revisar el azimut.
Operación segura y fácil; la herramienta no requiere de baterías para
potencia de la herramienta, a excepción de reloj en tiempo real.
20
Alta tolerancia al material circulante grande (LCM) en alrededor de 50
lb / bbl.
Demodulación automática en 3 bits/s.
Posibilidad de combinar con otras herramientas, tales como ADN4,
PowerDrive
360 Gpm en collares de 4 ¾.
Las herramientas soportan presiones de 20,000 psi y 25,000 psi.
Las herramientas soportan temperaturas de 150 ºC y 175 ºC.
Conexión directa de los conjuntos de turbina - alternador sin tren de
engranajes, usa fuelles de compensación de presión. La herramienta
ImPulse se observa en el anexo # 4, y los componentes los que se
observa en la tabla 2.1 a continuación:
Tabla 2.1. Componentes de fondo ImPulse
CANT. COD. NOMBRE DESCRIPCIÓN
1
IDCA
Ensamble del Collar
de Perforación de la
ImPulse
El ensamble del collar de perforación ImPulse
tiene múltiples antenas para mediciones de
resistividad, bandas de desgaste, puerto de
alta tensión, puerto de lectura y de entrada.
21
Tabla 2.1. Continuación
CANT. COD. NOMBRE DESCRIPCIÓN
1
IPTA
Ensamble de Energía
y Telemetría de la
ImPulse
Módulo mandril de telemetría que contiene
un modulador de tipo sirena y un
compensador de Presión y turbina
alternador.
OPC. IPTHA
Ensamble de Energía
y Telemetría en
Ambiente Hostil de la
IPTA modificado para altas presiones.
ImPulse
1 IECA Cartucho Electrónico
de la ImPulse
Cartuchos electrónicos anulares que
contienen desviadores de flujo, sensores
para medir resistividad, tableros de
energía, D&I.
OPC. IECCA
Cartucho Electrónico
de Alta Temperatura IECA modificado para altas temperaturas.
de la ImPulse
OPC. IECHA
Cartucho Electrónico
en Ambiente Hostil IECA modificado para altas presiones.
de la ImPulse
2.4.3 DESCRIPCIÓN DEL FUNCIONAMIENTO
Impulse es un collar de 32 pies de largo, que integra la telemetría de pulso
de lodo, la generación de energía, la dirección y la inclinación, las
22
resistividades de formación de multi - espaciamiento ARC de 2MHz, los
subsistemas de rayos gamma con un solo collar de perforación de 4 ¾”. Se
trata de una combinación de MWD y la tecnología LWD.
El IPTA es la sección de la telemetría y de la potencia de la herramienta
ImPulse. La turbina y el alternador generar la energía para accionar la
electrónica y el motor, que a su vez opera el modulador.
2.4.4 COMPENSADOR
El sistema compensador de presión en el impulso equilibra la presión
hidrostática entre el interior y el exterior del IPTA. Esto se logra con un fuelle,
libre para moverse axialmente dentro del alojamiento compensador. El
interior de los fuelles se expone a lodo a través de un puerto, y el exterior al
aceite en el IPTA, como se observa en la figura 2.3 a continuación:
Figura 2.3. Compensador de presión de la herramienta ImPulse
Weatherford, (2010), Manual de entrenamiento MWD
Además de equilibrar la presión hidrostática, el compensador proporciona un
depósito de aceite que soporta las fugas a través de los sellos de cara en
cada extremo de la IPTA. Esta fuga es necesaria para mantener una película
23
de aceite entre las caras de los sellos mientras giran, lo que previene el daño
a sus superficies.
El compensador tiene un volumen activo de aceite de aproximadamente 360
cm3 para apoyar las fugas a través de las caras de los sellos. Esto también
mantiene el compensador en alrededor de 20 psi por encima de la presión
externa lodo. Esto evita que el lodo entre en las caras de los sellos. Hay un
sensor de bajo nivel de aceite que indica cuando este volumen de
presurización del petróleo es bajo. El volumen de 360 cm3 de aceite es en
adición al volumen muerto requerido para llenar el IPTA sin presión.
El sistema de impulso fuelle es diferente del compensador de pistón en
PowerPulse. Se tiene menos inercia y sin arrastrar la junta teórica, y por lo
tanto tiene una respuesta más rápida a las fluctuaciones de externas de
presión en el lodo. Esto es útil si se desea mantener una presión de sellado
positivo en las caras de los sellos a los dos extremos del IPTA. El sistema de
fuelle requiere un tipo diferente, en comparación con el sistema de resorte y
pistón convencional.
2.4.5 TURBINA
El conjunto de la turbina se encuentra en la sección de fondo de pozo de la
IPTA y es accionada por el lodo bombeado que fluye a través de la
herramienta. Se crea el movimiento necesario para que el alternador genere
electricidad. Diversos conjuntos de pares de rotor de turbina y de estator
existen para medir el flujo a diferentes rangos en los que puede funcionar la
herramienta. Conforme aumentan las tasas de flujo de lodo, las aletas del
rotor tienen ángulos mas agudos para el flujo con la finalidad de mantener
las revoluciones por minuto similares a los obtenidos en los rangos de flujo
más bajas. La turbina hace girar el eje, en el intervalo de 2,500 - 5,000 RPM,
24
que acciona el alternador a través de un embrague. Este método de
generación de energía ofrece más potencia y más horas de funcionamiento
que las baterías, pero sólo proporciona energía, mientras que el lodo está
circulando.
2.4.6 ALTERNADOR
El alternador genera energía eléctrica y es impulsado por la turbina. El
alternador produce tres fases de energía eléctrica, que se rectifica para su
distribución a la herramienta. Impulse utiliza un alternador homopolar híbrido
como se observa en la figura 2.4 en el que la sección homopolar suma o
resta de la tensión producida por la sección de imán permanente. La
corriente en las bobinas de campo es bi-direccional que permite la sección
homopolar para aumentar o disminución la tensión de salida de la sección
permanente cuando hay cambios en la carga y la velocidad en el alternador.
Figura 2.4. Alternador generador de energía eléctrica
Weatherford, (2010), Manual de entrenamiento MWD
25
2.4.7 MODULADOR
El modulador consta de un estator y un rotor que se coloca en el extremo de
la boca del pozo del IPTA. El lodo que se bombea a través de la herramienta
tiene que fluir a través del estator y el área de flujo a través de este puede
ser alterada según el rotor gire con relación al estator.
El modulador permite al ImPulse transmitir los datos obtenidos a partir de
mediciones hechas cerca de la broca, a la superficie en forma de impulsos
de lodo. Las mediciones de fondo de pozo se convierten en señales
digitales, y luego a impulsos de presión. Esto se hace mediante telemetría
de onda continua creado por el rotor modulador restringiendo el flujo del lodo
cíclicamente. Esto crea una onda de presión que actúa como la señal
portadora.
La información se incrusta dentro de esta onda de presión al cambiar su fase
o frecuencia. En la superficie, los pulsos se convierten en voltajes por
transductores de presión y luego desmodulada para dar las mediciones
originales y permitir posibles ajustes a la perforación.
2.4.8 MOTOR
El motor crea el movimiento necesario para que el modulador abra o cierre
para producir la telemetría de pulso de lodo. Esto genera la frecuencia
portadora y la fase o frecuencia se desplaza lo necesario para codificar la
información. Un dispositivo está conectado al eje del motor de manera que
puede ser establecido con el tiempo su posición exacta. Un posicionador
magnético se utiliza también para mantener el modulador en la posición
abierta (menos restricción al flujo) cuando el pulso de lodo de la telemetría
26
no está siendo utilizado (por ejemplo: cuando la herramienta no se ha
encendido).
2.4.9 CAJA DE CAMBIOS
Esta es una caja de engranajes que permite una reducción de 6:1 en la
velocidad del motor a la velocidad del eje modulador y la misma relación
incrementar en torque. Por ejemplo, si el motor gira a 1,440 RPM, el
modulador se girará a 240 RPM, lo cual creará una frecuencia portadora del
modulador en 12 Hz. Esta disposición se usa en forma compacta,
manteniendo los ejes en línea, y proporcionando una alta capacidad de
transporte de esfuerzo.
2.5 PRECAUCIONES DE SEGURIDAD EN EL USO DE LAS
HERRAMIENTAS
2.5.1 SEGURIDAD GENERAL
Las siguientes precauciones generales de seguridad son necesarias cuando
se utilizan las diferentes herramientas MWD.
Utilizar las señales y las barreras físicas cuando se ejecuta una
prueba de calor.
Usar equipo de protección personal (EPP).
27
Usar equipo de capacidad adecuada (winches, eslingas, etc.) al
levantar la herramienta.
Utilice las técnicas apropiadas. No dudar en pedir ayuda al mover
equipo pesado.
Si se carece de la formación o la confianza para operar un equipo o
seguir un determinado procedimiento, informar al supervisor antes de
continuar.
Cuando se trabaja en un equipo, asegurarse de que exista una
buena comunicación y trabajar en equipo para protegerse
mutuamente.
Llevar a cabo reuniones específicas de seguridad antes de las
operaciones en las que la seguridad sea un tema crítico. Mantener
documentos y registros de las reuniones de seguridad.
2.5.2 ANÁLISIS DE SEGURIDAD
Un análisis de seguridad en el trabajo (JSA) es un paso a paso de revisión
del proceso o procedimiento a realizar en el lugar de trabajo. La agencia de
control de calidad (ACC) se identifica los problemas de seguridad en cada
paso. Se requiere la creación de un plan para completar cada paso del
proceso.
Este plan está documentado por el personal de las compañías y deberán
enviarse a la persona a cargo de la locación en la que se revisa antes de
cada trabajo (por ejemplo: las instalaciones de las compañías, el sitio de
28
perforación) en el que se revisa antes de cada trabajo. Los siguientes puntos
son importantes antes de la ejecución del trabajo.
En el caso que haya cambios de trabajo durante una operación, la
ACC debe revisar las nuevas condiciones. Revisar la versión de JSA
con la persona a cargo de la locación y todo el personal involucrado
en la operación (un ejemplo de esto sería una operación de registro
en donde se atasca la sarta de la herramienta en el pozo).
El ingeniero de campo es responsable de la realización de cada
ACC, con la asistencia de todo el personal involucrado en la
operación (Empresa dueña de la Herramienta, representante del
cliente, el equipo de perforación y de terceros empleados).
2.5.3 PERSONAL DE SEGURIDAD
El equipo de protección personal (EPP), constara principalmente de:
Gafas de seguridad para proteger los ojos.
Los tapones para los oídos para la protección auditiva.
Los zapatos de punta de acero para la protección de los pies.
Overoles para la protección del cuerpo.
Casco de protección para la cabeza.
Guantes de protección para las manos.
29
2.6 MÉTODOS DE TRANSMISIÓN DE LA INFORMACIÓN POR
TELEMETRÍA
La telemetría es una tecnología que permite la medición de datos para el
posterior envío de la información hacia el operador del sistema. Las
herramientas de medición son llevadas a un pozo y se retiran lentamente
mientras que los instrumentos toman medidas como rayos gamma,
densidad, porosidad de la formación. Para realizar este proceso se debía de
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.
Para esto se desarrollaron técnicas para transmitir la información
recolectada desde fondo del pozo hacia la superficie sin necesidad de un
cable para transmitirlo. A esto se le conoce como la telemetría. La telemetría
tuvo sus inicios en 1915 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 envió 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 tele comando. 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,
30
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 puesto que desconoceríamos las
variables que intervienen en el problema.
El más reciente cambio significativo en los procesos de perforación ha sido
que cada vez, es más alto el rendimiento y la sofisticación de las
herramientas MWD y LWD además de entregar registros incluso como el
tipo de 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, este
se toma días después de que se ha parado la perforación.
Otro factor que desplaza al 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. Los aspectos fundamentales que el sistema telemétrico
debe contribuir a cumplir son:
31
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 más 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 yacimientos maduros.
Los servicios de MWD 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.
Actualmente, la industria del petróleo ha desarrollado y perfeccionado las
tecnicas 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 más utilizados en la actualidad por la industria del
petróleo son:
Pulso de lodos
Pulso de lodos modificado
Telemetría por tubería inteligente
32
Telemetría Electromagnética
Telemetría Acústica.
2.6.1 TELEMETRÍA MEDIANTE PULSOS DE LODO
El sistema de generación de pulsos de presión es conocido como “pulsar”, el
cual es el encargado de originar las variaciones de la presión a través del
flujo del fluido de perforación en el interior de la sarta. Este es clasificado
comunmente por la capacidad del flujo volumétrico de lodo que permite el
manejo, el cual generalmente se encuentra entre 250, 650, 950 y 1200
gal/min.
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 mas fácil de operar y económico en la industria de
la perforación.
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 4,300 pies/seg,
dependiendo de las propiedades del lodo.
Entre los sistemas de telemetría por ondas de presión a través del fluido de
perforación se encuentran comercialmente disponibles dos métodos como
son el: de onda continua y el sistema de pulso de presión.
33
2.6.1.1 Telemetría por onda continua
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 2.5. 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 ½ y 3 códigos binarios por segundo, lo cual quiere decir a una tasa
de 1 ½ 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
ésta, 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 sónica que es la velocidad con que se transmite el sonido 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 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 parametros pueden ser transmitidos en un corto tiempo.
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.
34
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 servicios.
Figura 2.5. Pulsos generados por el sistema de onda continua
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
Pulsos Positivos de Presión
Son generados por una válvula de orificio, conocida como “orifice’’, 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, las
cuales son los factores de control en el tamaño del pulso u onda de presión.
El sensor electrónico, una vez que realiza y codifica la información la envía
en forma de señales eléctricas. El “pulsar” posee un pistón en su parte
superior, conocido como “popper”, el cual realiza movimientos de extensión
o retracción durante algunos intervalos de tiempo, dependiendo de la orden
35
enviada por la parte electrónica “probe”, creando un 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 “popper” haciendo que aumente la presión en
el interior de la sarta de perforación.
El uso de este sistema de telemetría significa que no se requiere ninguna
caída de presión entre la herramienta MWD y el fondo del pozo para crear el
pulso de presión como se ve en la figura 2.6.
Figura 2.6. Sistema de telemetría por pulsos positivos
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
Pulsos Negativos de Presión
Son generados por una válvula de alivio tipo “by-pass” desde el interior de la
sarta de perforación al anular. Los sistemas de pulsos negativos trabajan
36
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. La duración del pulso de presión depende de los
intervalos de tiempo de apertura o cierre de la válvula.
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.
2.6.1.2 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 no posee gran velocidad de transmisión de datos, pero
permite una buena detección de la señal.
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 de detección de
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 circulación del fluido de perforación, dejando unos 30
segundos en espera para que la turbina estabilice sus revoluciones.
37
2.6.1.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA TECNOLOGÍA SISTEMA
DE PULSOS DE LODO
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.
Desventajas
Este sistema depende de las propiedades del fluido de perforación.
En la actualidad el proceso de evaluación de formaciones está 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.
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.
38
2.6.2 TELEMETRÍA MEDIANTE PULSOS DE LODO MODIFICADA
Los sistemas de telemetría de pulso de lodo 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.
La telemetría de pulsos de lodo (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 el ensamblaje de fondo de pozo
(BHA) con los parametros 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.
2.6.2.1 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 señales. En pruebas de campo se ha
corrido a tasas de 20 bits/s de manera satisfactoria, es decir, que se ha
incrementado en más de un 200% la eficiencia de transmisión de datos, que
es esencial para el futuro de las herramientas MWD.
39
Componentes de Fondo de Pozo del 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 perforación y en superficie es
decodificada la información.
Considerando dos posibles escenarios: El primer escenario sería 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.
El segundo escenario sería 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 mas 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 parametros 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 sobre posición en la superficie de entrada de flujo de lodo,
además, cambian las ondas de presión que viajan a la superficie.
40
Cualquier señal puede ser 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
cual de las bandas de frecuencias se encuentra más limpia de ruido el
sistema tiene mas 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.
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
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.
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 del ruido del
41
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 MPT en superficie recolecta información usando dos
transductores de presión que se encuentran instalados en la superficie, que
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 al sistema de adquisición de datos y
se convierten en señales análogas de presión, que se pueden leer 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 ayudará también a decodificar la información y
consignarla en un registro.
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:
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.
42
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.
2.6.2.2 APLICACIONES DE LA TECNOLOGÍA DEL 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
43
instantáneo. Los nuevos sistemas MPT 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 óptima
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.
2.6.2.3 VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA TECNOLOGÍA DE
SISTEMA DE PULSOS DE LODO MODIFICADA.
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.
44
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.
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).
45
2.6.3 TELEMETRÍA MEDIANTE TUBERÍA INTELIGENTE DE
PERFORACIÓN
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, ya que esta tiene unos límites 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 bits/s.
Cuando se trabaja con tubería inteligente (wired pipe) se alcanza una
velocidad de 57,000 bits/s. Este tipo de tecnología puede entregar una
telemetría en dos direcciones, la capacidad para transmitir a 57,000 bits/s
conecta las herramientas del pozo instantáneamente
2.6.3.1 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 extremo de los tubos que puede ser visto en las figuras 2.7 y
2.8. Las bobinas son de diseño circular y no requieren una orientación
especial en las herramientas de unión.
46
Figura 2.7. Cable coaxial y bobina inductiva
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
Figura 2.8. Doble soporte de herramienta y bobina inductiva
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
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 está encapsulado con una presión de sellado en unos conductos
de acero inoxidable. En la configuración de una tubería de perforación el
47
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-shoulders provee de un lugar
ideal para la bobina, en la cual cada bobina instalada queda en una ranura
de protección. A lo largo de la tubería inteligente son puestos periódicamente
repetidores de señal para garantizar que la 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.
2.6.3.2 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 nunca 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 potenciales.
Los sistemas direccionales incluido el control del Rotary steerable system 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.
48
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 traveltimes desde la superficie hasta una profundidad conocida)
instantáneamente en cualquier etapa de la perforación del pozo.
Cuando se incrementa la frecuencia del Survey direccional se reduce
significativamente la elipse de incertidumbre en la ruta del pozo, esto permite
que métodos de Survey como el rotacional checkshot puedan convertirse en
la aplicación. Tomar múltiples checkshot rotativos con sistemas telemétricos
de pulsos de lodo es tiempo perdido y puede causar problemas.
2.6.3.3 Ventajas y desventajas de la tecnología de tubería inteligente
Ventajas
Esta tecnología puede mejorar la seguridad y el control de pozos.
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.
49
Es una tecnología bidireccional, además, es la tecnología que puede
transmitir datos a más alta velocidad (57,000 bits/s).
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.
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.
2.6.4 TELEMETRÍA MEDIANTE SISTEMAS DE 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 perforación. Recientes estudios de la telemetría
electromagnética muestran que en el sistema de adquisición de datos,
donde se utiliza la estructura del pozo o los tubulares como camino de
50
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 medio. 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 pueda modelar como si fuera un cable
coaxial.
2.6.4.1 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 2.9 o por las formaciones adyacentes. El sistema es potenciado por
baterías y puede trasmitir un número específico de paquetes de datos para
una determinada capacidad de la batería.
51
El número de paquetes de datos que puede ser enviado depende 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 pies.
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.
El sistema telemétrico electromagnético es un sistema de transmisión de
datos inalámbricos.
Hasta ahora los datos se han obtenido con sensores de cuarzo que son
sensores de presión/temperatura. Sin embargo este sistema posee la
capacidad de transmitir datos a partir de cualquier tipo de sensores, como
por ejemplo: sensores de densidad, viscosidad, monitoreo de corrosión y
detección de arena, entre otros.
52
Figura 2.9. Sistema de telemetría electromagnética (EM)
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
2.6.4.2 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 última
década ha desplazado al comunmente 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 líderes en servicios y las operadoras prefieren la tecnología
53
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 tasa de transmisión de
datos ofrece las comodidades necesarias para sustituir el sistema
predominante de pulsos de lodo, además este sistema tiene un factor
significativo a favor en cuanto a costos que son menores a los de los nuevos
sistemas de telemetría, como por ejemplo la tubería 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
retroalimentado provee un valioso dato de reserva de la formación y
del pozo. Esto se ve como el área mas grande de despliegue
potencial y generalmente requiere menor costo.
Pozos y zonas abandonadas: El monitoreo de la presión y los
parametros de temperatura son posibles también en zonas y pozos
54
abandonados. Los datos de interferencia de la presión de la formación
de estas formaciones abandonadas pueden aumentar y extender el
valor del pozo abandonado.
Otra aplicación es la realización de despliegue, que contiene baterías de
tiempo de vida, 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 encenderse
desde adentro o desde afuera, permitiendo a los datos ir a la superficie sin la
necesidad de cables.
Adquisición 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
críticas que ya han sido planeadas, para que tengan las instalaciones
de medida de cables permanentes.
Adquisición 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 se han dado 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
55
penetración. El sistema telemétrico electromagnético transmite datos a
intervalos específicos, para un manejo efectivo de los recursos.
2.6.4.3 Ventajas y desventajas de la tecnología electromagnética (EM)
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 está prendida; no se necesita ciclar las bombas
para prenderlas o apagarlas).
Posee una comunicación en dos vías con la herramienta en el fondo,
pero esta es limitada.
Desventajas
Posee una tasa de transmisión lenta de 1 – 3 bits/s.
Requiere centralización adicional para atenuar las altas vibraciones
que sufre en aplicaciones Bajo Balance.
56
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.
2.6.5 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
magnetostricción, el sistema está 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 al
menos de un 1 khz. 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 6,400 pies y no se presentaron problemas de ruido
significativos y no tiene limitaciones en cuanto a un grado de inclinación.
57
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 lo son el Slim-Hole drilling, coiled tubing
drilling, además de mejorar la comunicación con el BHA.
2.6.5.1 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
está 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, sin embargo, 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 investigado desde los años cuarenta debido a que el acero de los
tubos tal como la tubería de perforación tiene gran eficiencia para propagar
el sonido.
2.6.5.2 Desarrollo del sistema de telemetría acústica
A fin de establecer un sistema de telemetría acústica, se deben tener en
cuenta los siguientes aspectos:
58
Presión, temperatura y vibración en las condiciones en el fondo del
pozo.
Presión 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 un oscilador electrónico pero se
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 magnetoestrictivo 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 óptimo, este material fue
construido en una estructura laminar.
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.
59
2.6.5.3 Componentes del sistema de telemetría acústica
Transmisor
El transmisor tiene las siguientes dimensiones y especificaciones mecánicas:
como se observa en la tabla 2.2 de longitud, la presión máxima de trabajo
son 20,000 psi. La máxima temperatura de trabajo es 350 ºF, este consiste
en un oscilador, un mecanismo de manejo una fuente de poder además de
un circuito eléctrico como se observa en la figura 2.10.
Figura 2.10. Transmisor convencional de un sistema de telemetría acústica
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
60
Tabla 2.2. Dimensiones de los collares
CARACTERISTICAS
Tamaño de la herramienta 6 3/4” (MAX. 7 ½”)
API Conexión 4 ½”, Pin x Box
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.
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 el fondo del pozo.
Un punto de detección a la máxima amplitud de propagación de la
onda.
61
Filtrar el ruido mecánico que acompaña a la señal además de filtrar el
ruido del ambiente en el que se encuentra el receptor.
La configuración del sistema de la herramienta receptora, se diseña como se
muestra en la figura 2.11 y se compone de un sub.-receptor en contacto con
la sarta de perforación en superficie.
Figura 2.11. Receptor convencional de un sistema de telemetría acústica
Halliburton, (2009), Sistemas de telemetría
2.6.5.4 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.
62
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 está 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 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 recibir.
La característica de propagación de la onda elástica a través de la sarta de
perforación será afectada por las condiciones límites causadas 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 comparó las ondas recibidas en superficie.
2.6.5.5 Aplicaciones del sistema de telemetría acústica
El sistema de telemetría acústica puede ser utilizado de manera eficiente en
pozos 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:
63
Pozos costa afuera
Pozos en aguas ultra profundas
Extended Rich Drilling
Slim- Hole Drilling
2.6.5.6 Ventajas y desventajas del sistema de telemetría acústica
Ventajas
El sistema posee componentes pequeños ideales para pozos de difícil
acceso.
El sistema de telemetría acústica es uno de los más económicos del
mercado.
Está 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 está disponible, ya que es la sarta de
perforación, por lo tanto no se interrumpe la comunicación con la
superficie.
64
Se acopla muy bien con las nuevas tecnologías MWD y LWD debido
al tamaño de la herramienta.
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.
A continuación se muestra un cuadro comparativo como se muestra en la
tabla 2.3 de los sistemas de telemetría usados en la industria petrolera para
la transmisión de información en tiempo real desde el fondo del pozo.
65
Tabla 2.3. Cuadro comparativo entre los distintos tipos de telemetria
Aspectos Tipos de Telemetría
MPT* NEW MPT** TUBERÍA INTELIGENTE ELECTROMAGNÉTICA ACÚSTICA
Ventajas
-Fácil mantenimiento -Económico -Años de investigación y desarrollo -Confiable
-Velocidades mayores al MPT* -Registros libres de ruido -Fácil mantenimiento -Económico
-Adquiere datos en todo momento -No depende del fluido*** -Alta resolución de la perforación -Sin distorsión de la señal
-Comunicación bidireccional -No depende del fluido*** -Menor tiempo en toma de surveys -Es el segundo más usado
-Componentes pequeños -No depende del fluido*** -Trabaja en varios canales -Siempre hay conexión
Desventajas
-Fatiga de las bombas de lodo -Está limitado por el fluido*** -Baja tasa de transmisión de datos
-Está limitado por el fluido*** -Difícil calibración del equipo -El fluido debe ser libre de gas
-Altos costos -Poca disponibilidad
-Baja tasa de transmisión -Requiere centralización -Se atenúa la señal a altas profundidades
-Difícil mantenimiento -Vibraciones afectan la señal -Poca disponibilidad
Velocidad Transmisión
3 a 5 bits/s 15 a 20 bits/s 57,000 bits/s 1 a 3 bits/s 20 a 40 bits/s
Ambiente
Trabaja en todos los ambiente, pero es limitado por la cantidad de información que puede enviar además depende del fluido***
Trabaja en todos los ambiente pero resulta más adecuado en ambientes donde se debe tener un control riguroso de la perforación
Es óptimo para cualquier tipo de ambiente ya que da control total del pozo, y tiene independencia de otras herramientas
Es el segundo más usado pero no se tiene control total de la perforación debido a bajas tasas de transmisión que tiene
Tiene mucha aplicación en pozos desbalanceados y pozos en aguas profundas
*(Mud Pulse Telemetry), telemetría de pulsos de lodo
**(Mud Pulse Telemetry), telemetría de pulsos de lodo modificada
*** se refiere al fluido de perforación
66
CAPÍTULO III
3. METODOLOGÍA
3.1 DATOS GENERALES DE LA PERFORACIÓN DEL POZO
IRO 45H
El pozo IRO 45H fue el quinto pozo horizontal perforado por RepsolYPF en
el Campo IRO como se observa en el anexo # 5. En la Cuenca del Oriente
ecuatoriano, el pozo se comenzó a perforar el 28 de febrero del 2011 y
alcanzó una profundidad total de 11,220 pies en 24 días.
El pozo está localizado en la parte del sur-este del anticlinal de IRO sur. El
tope de la formación Napo se detectó a 11,220 pies MD (10,1862’), 14 pies
más alto que lo pronosticado. El tope del reservorio (Napo / “U Superior”;
Unidad “Ss.”) se detecto a 10,186 pies.
Para la perforación del pozo IRO se contó con la siguiente información y con
la descripción de la columna estratigráfica realizada por medio de sísmica se
determinó el tipo formación que se tenía como se observa en el anexo # 6.
DATOS GENERALES
POZO: IRO 45-H LOCALIZACIÓN: IRO A
CAMPO: IRO PADSLOT: 29
67
TALADRO: PETREX 5899
AFE Perf: PEAI.53.BC011 AFE Perf:: 4’101,883 USD
AFE Compl: PEAI.53.AC012 AFE Compl: 1’106,314 USD
RKB: 897.17' ELEVACIÓN TERR: 864' KB: 33.17'
OBJETIVO: U Superior TIEMPOS ESTIMADO: 24 Días
COORDENADAS DE SUPERFICIE N: 9882688.271 M E: 365348.279 M
COORDENADAS AL OBJETIVO N: 9882242.30 M E: 364685.17 M
DIÁMETRO DE HOYO: 16"; 12 1/4"; 8 1/2", 6 1/8"
DIÁMETRO DE REVESTIDORES: 13 3/8"; 9-5/8"; 7", 5"
TIPO DE POZO: Horizontal PERFIL: Horizontal
KOP: 300', 2,800', 5,157', 8,770' MÁXIMO DOGLEG: 3,51°/100'
MÁXIMO ANGULO: 90° PROFUNDIDAD FINAL: 11,220.43'
(MD); 8,658.17' (TVD)
3.2 PROGRAMA DE PERFORACIÓN DEL POZO IRO 45H
El programa de perforación del pozo IRO 45H contó con cuatro corridas que
se observan en el anexo # 7, que se describirán a continuación:
68
3.3 PRIMERA SECCIÓN
En esta sección se tiene un hoyo con diámetro de 16” que se lo perfora con
un conjunto de fondo de pozo como se observa en la figura 3.1, se perforó
desde los 0’ hasta los 3,500’, donde se obtuvo la primera desviación del
pozo (KOP) a los 300’, aquí se tuvo los topes de la formación que son
Terciario desde los 0’ hasta los 5,054’ donde se tiene una formación con
arcillolita y niveles bajos de limonita, anhidrita y carbón.
Figura 3.1. Conjunto de fondo de pozo de la primera sección
Repsol, (2011), Plan de Perforación del Pozo IRO 45H
69
Las brocas que se utilizaron fueron unas SDi519MHPX, usada (0 - 3,500
pies), IADC: S123, Nº de aletas: 5, Cortadores: 44, Tamaño: 16mm (5/8"),
19mm (3/4").
Nozzles 32 pulg: 4X11, 4X12, TFA: 0.813, HSI: 0.7 (0 – 300 pies), HSI: 3.081
(300 – 3500 pies).
El fluido de perforación que se usó fue el AQUAGEL (0 - 3500 pies), con una
densidad de 8.5 - 10.8 lpg, FV: 29 – 45 seg/qt, PV: 3 – 12 cp, YP: 7 - 18
lbf/100 pies2, MBT <= 22.5, PH: 7.5 - 8.5 lpg.
Se incrementó el peso de lodo hasta 11 lpg para poder bajar casing y poder
bombear 120 bls de píldora pesada en el fondo, 12.5 lpg, fue previo a bajar
el casing.
Los parámetros que se establecieron en el programa de perforación se
muestran en la tabla 3.1 mostrada a continuación:
Tabla 3.1. Parámetros de perforación
0 pies a 300 pies GPM 400 – 600 gpm
RPM 60 – 80 rpm
WOB 2 – 5 lb
ROPmáx 150 – 180 pies/hr
ROPprom 80 - 90 pies/hr
ROPneta 100 -130 pies/hr
300 pies a 3,500 pies GPM 600 - 1,000 gpm
GPM 1000 gpm desde
800 pies
70
Los parámetros de perforación que se tuvieron cuando se estaba deslizando
y rotando se muestran en la tabla 3.2 a continuación:
Tabla 3.2. Parámetros deslizando y rotando
DESLIZANDO P estática 150 – 250 psi
WOB Requerido
ROP 90 -120 pies/hr
ROTANDO Prelativa 200 – 300 psi
RPM 40 – 60 rpm
WOB Requerido
ROP 170 - 200 pies/hr
El cemento que se usó en esta sección de la perforación fue un cemento
clase “A”, de 1,000 pies de Tail slurry de 15.2 lpg y 1,000 pies de Lead
slurry de 13.5 lpg cementando desde 3,500 pies hasta 1,500 pies.
Se tiene un TOP JOB con un cemento clase "A", Tail slurry de 15.2 lpg +
acelerante y una centralización de 10 centralizadores (bow spring).
3.3.1 SECUENCIA OPERACIONAL
1. Se armó y bajó el BHA convencional con broca de 16".
2. Se perforó el hoyo de 16” hasta los 300’, con parámetros iníciales
controlados, se hizo circular y bombear la píldora viscosa, para luego
sacar a superficie.
71
3. El supervisor de taladro revisó el reporte de inspección y pruebas de
las herramientas direccionales y los envió a Quito vía mail.
4. Se armó y bajó el BHA direccional # 1con la misma broca de 16".
5. Se perforó el hoyo de 16” desde 300’ hasta 3,500’, se construyó el
ángulo con un DLS de 1.4°/100’ hasta alcanzar una inclinación de 8°
en dirección 335° desde los 300’ hasta 871’, se continuó
construyendo con un DLS de 1.6°/100’ hasta alcanzar una
inclinación de 24° en dirección 335° a 1,871’, donde se mantuvo una
tangente hasta 2,800’ y un tumba ángulo con un DLS de 2.07°/100’
hasta alcanzar 9.5° en inclinación y manteniendo la dirección en
335° hasta 3,500’.
6. Una vez en TD se circuló hasta tener retornos limpios, se incrementó
el peso de lodo hasta 11 lpg.
7. Se bajó y cementó el casing de revestimiento de 16 3/8”, 1,500’
desde el zapato y el Top Job de acuerdo al programa.
8. Se instalaron las secciones “A” y “B” del cabezal (“Multi Bowl”). Se
probó con 2,000 psi.
9. Se probó el BOP e instaló el Wear Bushing largo.
72
3.3.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO
Para repasar cada parada:
Se levantó la sarta lentamente (3-5 minutos)
Se repasó con 60 rpm y 600-1000 gpm (12 minutos) una vez
Píldoras:
Tándem # 1: 30 bls de píldora antiembolante y 30 bls de píldora
viscosa
Se bombeó tándem #1 cada 3 paradas.
Se limpió con possum belly y flow line cada conexión.
Se añadió Aktaflow para cada conexión y en el tanque de succión.
3.3.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN
3.3.3.1 Problemas Operacionales Presentados
Se dió influjo de agua / gas.
Se dió limpieza de hoyo.
Se presentó embolamiento.
Existió taponamiento del flow line y flauta.
Se dió incorporación de sólidos.
Se presentó pérdida de circulación.
73
3.3.3.2 Plan de Acción
Se hizo seguimiento de la curva de peso programada / píldora pesada
12.5 lpg.
Se usó surfactantes.
Se mantuvo el fluido relajado / se trabajó con jets al flow line.
Se perforó con los parámetros de perforación establecidos.
3.4 SEGUNDA SECCIÓN
En esta sección se tiene un hoyo con diámetro de 12 ¼” que se lo perforó
con un BHA como se observa en la figura 3.2, se perforó desde los 3,500’
hasta los 8,725’, donde se obtuvo el KOP a los 2,800’, aquí se tuvo los topes
de la formación que es desde Orteguaza de lutitas, con intercalaciones de
areniscas y conglomerado 1, Tiyuyacu es de arcillolita, con pequeñas
intercalaciones de limolita, arenisca y conglomerado 2, Tena de arcillolita,
con intercalaciones de arenisca y caliza, Basal Tena es de intercalaciones
de arcillolita y arenisca, M1”A”-M1”C2” y M1”C” que son areniscas con
intercalaciones de lutitas y caliza.
74
Figura 3.2. Conjunto de fondo de pozo de la segunda sección
Repsol, (2011), Plan de Perforación del Pozo IRO 45H
Las brocas que se utilizaron fueron unas MDi519MHSBPX, (3,500 - 8,725
pies), IADC: M123, Nº de aletas: 5, Cortadores: 35, Tamaño: 16mm (5/8"),
19mm (3/4").
(3,500 - 7,000 pies) Nozzles 32 pulg: 2X13, 5X14, TFA: 1.011, HSI: 3.331
(7,000 - 8,725 pies) Nozzles 32 pulg: 7X14, TFA: 1.052, HSI: 2.874
El fluido de perforación que se usó fue el CLAYSEAL PLUS (3,500 – 4,900
pies), con una densidad de 10.5 lpg, FV: 29 – 45 seg/qt, PV: 7 – 12 cp, YP:
7-18 lbf/100 pies2, MBT < 20 lpb, PH: 8.5 - 9.5, Filtrado < 14.
También se usó el CLAYSEAL PLUS / EZ MUD (4,900 – 8,725 pies), con
una densidad de 10.5 - 10.9 lpg, FV: 40 – 60 seg/qt, PV: 12 – 20 cp, YP: 17 -
75
28, MBT < 15 lpb, Fltrado API < 5, PH: 8 - 9.5, Lubricidad: 2% (1% barolube
gold seal & 1% diesel).
Se incrementó el peso del lodo a 11.2 lpg para realizar el viaje de
calibración.
Se incrementó el peso del lodo a 11.4 lpg para correr casing, se bombeó 120
bls de píldora viscosa - pesada en el fondo de 12.5 lpg previo a bajar el
casing.
Los parámetros de perforación que se tuvieron en esta sección fueron los
mostrados en la siguiente tabla 3.3:
Tabla 3.3. Parámetros de perforación de la segunda sección
ROTANDO
3,500 pies a 7,000 pies GPM 900 – 930 gpm
Torq 2,000 - 5,000 lbf/pie
ROPinst 350 pie/hr
ROPprom 110 - 130 pie/hr
ROPneta 150 - 190 pie/hr
7,000 pies a 8,725 pies GPM 900 gpm
RPM 120 – 140 rpm
P relativa 200 – 300 psi
Torq 2,000 – 5,000 lbf/pie
ROPinst 250 pie/hr
ROPprom 50-80 pie/hr
ROPneta 70-120 pie/hr
76
El cemento que se usó en esta sección de la perforación es un cemento
clase “G”, Tail slurry de 15.2 lpg desde 7,725 hasta 8,725 pies; un Lead
slurry de 13.5 lpg desde 5,725 hasta 7,725 pies.
Se usó un sistema de centralización conformado de: 8 centralizadores
combinados entre Spiraglider – Centek, 1,000 pies de Tail slurry de 15.2 lpg
y 1,000 pies de Lead slurry de 13,5 lpg cementado desde 3,500 hasta 1,500
pies.
3.4.1 SECUENCIA OPERACIONAL
1. El supervisor de taladro revisó el reporte de inspección y pruebas de
las herramientas direccionales y los envió a Quito vía mail.
2. Se armó y bajó el BHA direccional # 2, se bajó hasta topar cemento,
se circuló y probó el casing con una presión 1,000 psi.
3. Se rotó y circuló 2 paradas antes del TOC y para bajar y rotar
cemento y equipo de flotación, se circuló hasta tener zarandas
limpias. Se perforó 10 pies de formación para circular y realizar el FIT.
4. Se continuó perforando la sección de 12 1/4" con un máximo de 40
horas o hasta +/- 7,314’ (se refrescó el lodo antes de entrar a
Orteguaza). Se continuó tumbando ángulo con un DLS de 2.07°/100’
hasta alcanzar una inclinación de 0° manteniendo los 335° en
dirección hasta 3,958’, mantiene la vertical hasta 5,200’ y construye
con un DLS de 1.76°/100’ hasta alcanzar los 38° y realiza giro a los
217° en acimut hasta 7,314’.
77
5. Se bombeó un tren de píldoras #1 y se circuló hasta tener los
retornos limpios.
6. Se realizó el viaje a superficie para cambiar el BHA y añadir el Power-
8 (herramienta PowerPulse).
7. Se armó y bajó el nuevo BHA # 3
8. Se bajó el BHA direccional # 3 hasta +/- 7,314’, se bombeó le tren de
píldoras #1. Se circuló hasta limpiar el hoyo.
9. Se continuó perforando la sección de 12 1/4", así construyendo con
un DLS 1.76°/100’ hasta alcanzar los 42° manteniendo los 217° en
azimut hasta 7,546’ y se mantuvo la tangente con una inclinación de
42° y dirección 217° hasta 8214’.
10. Se circuló y realizó el viaje hasta el zapato de 13 3/8".
11. Se bajó el BHA direccional # 3 hasta +/- 8,214’, se bombeó el tren de
píldoras #1. Se volvió a circular hasta limpiar el hoyo.
12. Se continuó perforando la sección de 12 1/4", manteniendo la
tangente con una inclinación de 42° y dirección 217° hasta 8725’.
13. Una vez en TD circular, se incrementó el peso del lodo a 11.2 lpg y se
bombeó el tren de píldoras #1.
14. Se sacó el BHA direccional # 2 hasta el zapato de 13 3/8",
dependiendo de la condición del hoyo, se realizó el viaje corto con la
misma sarta direccional.
78
15. Se bajó hasta TD de la sección, limando puntos apretados y
trabajando. Una vez en fondo se bombeó el tren de píldoras #1 y se
circuló hasta las zarandas limpias. Se realizó lag test.
16. Se realizó el micro wiper trip.
17. Una vez en fondo se bombeó 120 bls de píldora viscosa y pesada.
Para poder sacar el BHA a superficie.
18. Se bajó el casing de revestimiento de 9 5/8” hasta 8,725’ y se circuló
en el zapato de 13 3/8" y para realizar el trabajo de cementación.
19. Se instaló el Pack-off en la sección del cabezal y se probó con una
presión de 2,400 psi.
20. Se instaló un bushing corto.
3.4.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO
Para repasar cada parada:
(3500 - 7000)
Se levantó la sarta lentamente (3-5 minutos)
Se repasó con 70 rpm y 800 gpm (12 minutos) una vez
(7000 - 8725)
Se levantó la sarta lentamente (3-5 minutos)
Se repasó con 70 rpm y 800 gpm (7 minutos) una vez
79
Píldoras:
Tándem # 1: 30 bls de píldora antiembolante y 30 bls de píldora
viscosa.
Se bombeó tándem #1 cada 3 paradas.
Se limpió con possum belly y flow line con jets cada conexión.
Se añadió Aktaflow cada conexión y en el tanque de succión.
3.4.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN
3.4.3.1 Problemas Operacionales Presentados
Se dió limpieza de hoyo.
Se presentó embolamiento.
Existió taponamiento del flow line y flauta.
Se presentó inestabilidad del pozo.
Hubo incorporación de sólidos / anhidrita.
Hubo hinchamiento de las arcillas.
3.4.3.2 Plan de Acción
Se realizó un adecuado galonaje / programa de píldoras / repaso.
Se usó surfactantes.
Se hizo la renovación de fluido previo a Orteguaza +/- 50-60% o el
100%.
Se mantuvo el fluido relajado / se trabajó con jets al flow line.
80
3.5 TERCERA SECCIÓN
En esta sección se tiene un hoyo con diámetro de 8 ½” que se lo perforó
con un BHA como se observa en la figura 3.3, que se lo perforó desde los
8,725’ hasta los 10,220’, donde se obtuvo el KOP a los 5157’, aquí tenemos
los topes de la formación M1 “Ls” que son de calizas y lutitas, y la M2 “Ls”
que son calizas, areniscas y lutitas.
Figura 3.3. Conjunto de fondo de pozo de la tercera sección
Repsol, (2011), Plan de Perforación del Pozo IRO 45H
Las brocas que se utilizó fue una MSi616LBPX (8,725 - 10,220 pies), IADC:
M223, No de aletas: 6, cortadores: 39, tamaño: 16 mm.
81
Nozzles 32 pulg: 3X11, 3X12, TFA: 0.61, HSI: 3.928
El fluido de perforación que se usó fue el CLAYSEAL PLUS – GEM CP
(8725 - 10220 pies), con una densidad de 10.6 - 10.9 lpg, FV: 45-70 seg/qt,
PV: 13 – 25 cp, YP: 22 – 32, MBT < 10, Filtrado API: 4.8, Lubricidad: 3%
(2% Barolube y 1% diesel).
Se incrementó el peso del lodo a 10.9 lpg para el viaje de calibración.
Se incrementó el peso del lodo a 11.2 lpg para bajar el liner.
Los parámetros de perforación que tuvieron en esta sección fueron los
detallados en la tabla 3.4:
Tabla 3.4. Parámetros de perforación de la tercera sección
DESLIZANDO
8,725 pies a
10,220 pies GPM 560 gpm
P estática 100 – 200 psi
ROP 17 - 25 pies/hr
ROTANDO
8,725 pies a
10,220 pies GPM 560 gpm
RPM 40 – 60 rpm
P relativa 200 - 300 psi
ROP 85 - 100 pies/hr
ROPprom 29 - 35 pie/hr
ROPmáx 200 pie/hr
ROP neto 35 - 45 pie/hr
82
El cemento que se usó en esta sección de la perforación es un cemento
clase “G”, Tail slurry de 15.8 lpg desde 10,220 hasta 8,725 pies.
Se usó un sistema de centralización con 12 centralizadores rígidos
Spiraglider.
3.5.1 SECUENCIA OPERACIONAL
1. El supervisor de taladro revisó el reporte de inspección y pruebas de
las herramientas direccionales.
2. Se armó y bajó el BHA direccional # 4 y se bajó hasta topar cemento.
Se probó el casing de 9 5/8" con una presión de 1,000 psi por 10
minutos.
3. Se hizo dos paradas antes de rotar, se circuló y bajó para rotar el
cemento y equipo de flotación. Se circuló hasta tener las zarandas
limpias.
4. Durante la rotación del zapato de 9 5/8" se desplazó el lodo Clayseal
con el GEM CP Clayseal. Para perforar 10’ de formación, circular y se
realizó el FIT.
5. Se perforó la sección de 8 1/2" hasta 9,785’ MD, se mantuvo la
tangente con una inclinación de 42° y dirección 217° hasta 8,770’,
construyendo el ángulo a una tasa de 3.51°/100’ hasta 78° en
dirección 217° a 9,785’. Se realizó el viaje a las 40 horas de
perforación.
83
6. Se bombeó el tren de píldoras circulando hasta zarandas limpias, para
realizar el viaje corto al zapato de 9 5/8". Se bajó el BHA direccional #
3 hasta +/- 9,785’, para bombear el tren de píldoras.
7. Se perforó la sección de 8 1/2" hasta 10,220’ MD, se construyó el
ángulo a una tasa de 3.51°/100’ hasta 79° en dirección 217° a 9,824’
y continuó construyendo con un DLS de 1.59°/100 hasta 85.28° de
inclinación y 217.45° de azimut.
8. Una vez en TD, se incrementó el peso del lodo a 10.9 lpg, se circuló y
bombeó el tren de píldoras. Se sacó el BHA direccional # 3 a
superficie.
9. Se armó y bajó el BHA de limpieza hasta TD limando y trabajando los
puntos apretados. Una vez en TD se bombeó el tren de píldoras # 2
circulando.
10. Se realizó el micro wiper trip (se acordó con el departamento de
ingeniería el número de paradas).
11. Una vez en TD se bombeó el tren de píldoras # 2 circulando hasta
zarandas limpias y se incrementó el peso de lodo a 11.2 lpg, se sacó
el BHA.
12. Se armó y bajó el equipo de flotación y se bajó el Liner de 7” con el
colgador expandible. Se bajó hasta el zapato del casing de 9 5/8",
para romper la circulación y verificar peso de la sarta.
13. Se colocó la cabeza de cementación y se continuó bajando el liner de
7" hasta TD.
84
14. Una vez en TD se circuló hasta tener zarandas limpias y obtener las
propiedades de lodo para realizar el trabajo de cementación.
15. Se procedió a colgar el liner a +/- 8,650’ (bajo la base de la M-1 "C"),
se cementó según el programa, se expandió el liner. Se sacó la
tubería con “setting tool”.
3.5.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO
Para repasar cada parada:
Se levantó la sarta lentamente (3-5 minutos)
Se repasó con 60 rpm y 560 gpm (7 minutos) una vez
Píldoras:
Tándem # 1: Tena: Píldora dispersa y viscosa-pesada.
Napo: Píldora viscosa-pesada
Se adicionó sellante previo a Tena.
Se bombeó tándem #1 cada 3 paradas.
3.5.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN
3.5.3.1 Problemas Operacionales Presentados
Se dió inestabilidad del pozo.
Se presentó pega de tubería.
85
Se dió limpieza del hoyo.
Se tuvo Embolamiento.
Se dieron pérdidas.
3.5.3.2 Plan de Acción
Se hizo seguimiento de la curva de peso.
Se usó inhibidores.
Se realizó un adecuado puenteo.
Se usó surfactantes.
3.6 CUARTA SECCIÓN
En esta sección se tiene un hoyo con diámetro de 6 1/8” que se lo perforó
con un BHA que se puede observar en la figura 3.4, se perforó desde los
10,220’ hasta los 11,220’, donde se obtuvo el KOP a los 8,770’, aquí
tenemos los topes de la formación U Superior, que es arenisca.
86
Figura 3.4. Conjunto de fondo de pozo de la cuarta sección
Repsol, (2011), Plan de Perforación del Pozo IRO 45H
Las brocas que se usó fue una MDSI516WBPX (10,320 - 11,220 pies),
IADC: M223, Nº de aletas: 5, cortadores: 15 de 16mm y de 13mm.
Nozzles 32 pulg: 5X11, TFA: 0.464, HSI: 0.811
El fluido de perforación que se usó fue el BARADRILL N (10320 - 11220
pies), con una densidad de 8.9 lpg, FV: 45 – 70 seg/qt, PV: 14 – 21 cp, YP:
26 – 34, MBT: 2.5, Fltrado API: 4.8 cm3.
Los parámetros de perforación que se tuvieron en esta sección fueron los
que se muestran a continuación en la tabla 3.5:
87
Tabla 3.5. Parámetros de perforación de la cuarta sección
ROTANDO
10,320 pies a
11,220 pies
GPM 220 - 240 gpm
RPM 130 – 140 rpm
Torq 2,000 – 5,000 lbf/pie
ROPinst 200 pie/hr
ROPprom 60 - 75 pie/hr
ROPneta 78 - 110 pie/hr
3.6.1 SECUENCIA OPERACIONAL
1. El supervisor de taladro revisó el reporte de inspección y pruebas de
las herramientas direccionales y los envió a Quito vía mail.
2. Se armó y bajó el BHA direccional # 4 y se bajó hasta topar cemento.
Para probar el liner de 7" con una presión de 1000 psi por 10 minutos.
3. Se hizo dos paradas antes del tope del equipo de flotación, roto, se
circuló y bajó para rotar cemento y equipo de flotación. Se circuló
hasta tener zarandas limpias.
4. Durante la rotación del zapato de 7" se desplazó el lodo EZ Mud
Clayseal con el Baradrill-N.
5. Se perforó la sección de 6 1/8" hasta 10,320’ MD, se construyó el
ángulo a una tasa de 4.86°/100’ hasta 90° en dirección 217.44° a
10,320’.
6. Se circuló y sacó el BHA #4 a superficie. Se armó y bajó el nuevo
BHA #5 con broca PDC.
88
7. Se bajó el BHA # 5 hasta +/- 10,320’ MD, se circuló.
8. Se continuó perforando la sección de 6 1/8" hasta 11,220’.
9. Una vez en TD se bombeó las píldoras y se circuló hasta las zarandas
limpias.
10. Se sacó el BHA direccional # 5 a superficie y se finalizó la perforación
del pozo IRO 45H.
3.6.2 PLAN DE LIMPIEZA EJECUTADO
Para repasar cada parada:
Se levantó la sarta lentamente (3-5 minutos)
Se repasó con 60 rpm y 220 gpm (7 minutos) una vez
Píldoras:
Se usó píldora viscosa-pesada cada 3 paradas.
Se lubricó al 3% (2% Barolube y 1% diesel).
89
3.6.3 PROBLEMAS OPERACIONALES Y PLAN DE ACCIÓN
3.6.3.1 Problemas Operacionales Presentados
Se dió la inestabilidad del pozo.
Se presentó pega de tubería.
Hubo limpieza del hoyo.
Se dieron pérdidas.
3.6.3.2 Plan de Acción
Se tuvo el seguimiento de la curva de peso.
Se usó inhibidores.
Se tuvo un adecuado puenteo.
Se usó surfactantes.
90
CAPÍTULO IV
4. ANÁLISIS DE RESULTADOS
4.1 ANÁLISIS DE LAS HERRAMIENTAS EN LA
PERFORACIÓN DEL POZO IRO 45H
Durante la perforación del pozo se realizaron cinco corridas a ciertas
profundidades y ejecutando una corrida de prueba para poder tener una
mejor transmisión de la información en tiempo real.
A continuación se analizará lo que sucedió en cada una de esas bajadas:
4.2 BHA Nº 2 (MWD Corrida Nº 1)
Sección de 16”
La herramienta Telescope fue utilizada para proporcionar una medición
continua de inclinación, azimut, y datos estacionarios en tiempo real como se
observa en la tabla 4.1.
Después de que se bajó el BHA, la temperatura de superficie del pozo (SHT)
se realizó a 220 pies, con un flujo de 670 galones por minuto, con una
presión estática (SP) de 650psi. Se obtuvo una buena señal MWD para la
transmisión de la información y todas las medidas con los valores
esperados.
91
La configuración de telemetría fue de 16Hz/6.4 bits/s, no existieron
problemas de ruido. La intensidad de la señal fue muy buena durante toda
la carrera.
Las vibraciones del Telescope fueron monitoreados de cerca a la
superficie, sin embargo, no existió problemas de choque, de lo que se
observó durante la perforación. El final de esta carrera fue a 3500 pies, la
última medición fue tomada en 3,428.07 pies, con 11.45 grados de
inclinación, y 336.86 grados de azimut.
Tabla 4.1. Información transmitida por las herramientas, corrida 001
NOMBRE DE LA
HERRAMIENTA
PROF
pies
OD
pulg
ID
pulg
MAX – OD
pulg
PESO
lbm
VOLUMEN
pies3
Broca PDC 1.180 16.000 0.000 16.000 0.000 NaN
Motor: 9 ½” 31.790 9.625 7.880 NaN 6524.580 NaN
Float sub: 8 ¼” 2.270 8.250 2.500 NaN 373.188 NaN
NMDC: 8 ¼” 8.930 8.250 2.813 NaN 1741.350 NaN
Stab: 8 ¼” 6.720 8.250 2.813 NaN 1209.600 NaN
POWER825 28.020 8.410 4.250 8.410 2800.000 10.767
TELES825 27.790 8.410 4.250 8.410 3885.000 10.683
4.3 BHA Nº 3 (MWD Corrida Nº 2)
Sección de 12 1/4”
Después de que se bajó el BHA, la herramienta empezó a transmitir
información de pozo y la medición de la SHT se llevó a cabo a los 250 pies,
con un flujo de 620 galones por minuto una presión estatica de 750 psi.
92
Se obtuvo una buena señal MWD para la transmisión de la información y
todas las medidas con los valores esperados como se observa en la tabla
4.2. La configuración de telemetría fue la misma de la anterior carrera de
16Hz/6.4 bits/s, no existieron problemas de ruido. La intensidad de la señal
fue poco buena durante toda la carrera.
Las vibraciones del Telescope fueron monitoreados de cerca a la
superficie, sin embargo, no se dieron problemas de vibraciones durante la
perforación. Este fin de carrera fue a los 8,725 pies, la última medicion fue
tomada en 8,649.36 pies, con 22.15 grados de inclinación y 218.58 grados
de azimut.
Tabla 4.2. Información transmitida por las herramientas, corrida 002
NOMBRE DE LA
HERRAMIENTA
PROF
pies
OD
pulg
ID
pulg
MAX – OD
pulg
PESO
lbm
VOLUMEN
pies3
Broca: 12 ¼” 0.900 8.500 3.750 12.250 140.859 NaN
Motor: 8 ¼” 27.750 8.250 6.250 NaN 4455.817 NaN
Float sub: 8 ¼” 2.270 8.250 2.500 NaN 373.188 NaN
NMDC: 8 ¼” 8.930 8.250 2.813 NaN 1741.350 NaN
Stab: 8 ¼” 6.180 8.250 2.813 NaN 1112.400 NaN
ARC825 20.120 8.250 5.750 9.100 2550.000 3.691
TELES825 27.790 8.410 4.250 8.410 3885.000 10.683
4.4 BHA Nº 4 (MWD Corrida Nº 3)
Sección de 8 ½”
Después de que se bajo el BHA, la herramienta empezó a transmitir
93
información de la SHT se llevó a cabo a los 250 pies, con un flujo de 620
galones por minuto y una presión estatica de 750 psi.
Se obtuvo una buena señal MWD para la transmisión de la información y
todas las medidas fueron valores esperados. La configuración de telemetría
fue 16Hz/6.4 bits/s. No hubo problemas de ruido. La intensidad de la señal
fue muy buena durante toda la carrera teniendo buena transmisión de la
información como se observa en la tabla 4.3.
Este fin de carrera fue a los 10,220 pies, la última medición fue tomada a
10,186 pies, con 22.15 grados de inclinación y 218.58 grados de azimut. No
se taladró, porque no se dio presión diferencial en el motor.
Tabla 4.3. Información transmitida por las herramientas, corrida 003
NOMBRE DE LA
HERRAMIENTA
PROF
pies
OD
pulg
ID
pulg
MAX – OD
pulg
PESO
lbm
VOLUMEN
pies3
Broca: 12 ¼” 0.900 8.500 3.750 12.250 140.859 NaN
Motor: 8 ¼” 27.750 8.250 6.250 NaN 4455.817 NaN
Float sub: 8 ¼” 2.270 8.250 2.500 NaN 373.188 NaN
NMDC: 8 ¼” 8.930 8.250 2.813 NaN 1741.350 NaN
Stab: 8 ¼” 6.180 8.250 2.813 NaN 1112.400 NaN
ARC825 20.120 8.250 5.750 9.100 2550.000 3.691
TELES825 27.790 8.410 4.250 8.410 3885.000 10.683
4.5 BHA Nº 5 (MWD Corrida Nº 4)
Aquí se realizó una bajada igual a la anterior para controlar que se
encontraba correctamente lo cual se indica mostrando los mismos valores a
94
la carrera anterior; esta bajada siempre se la realiza y es una corrida de
prueba (TR).
Después de que se bajo el BHA, la herramienta empezó a transmitir
información de la SHT se llevó a cabo a los 250 pies, con un flujo de 620
galones por minuto y una presión estatica de 750 psi.
Se obtuvo una buena señal MWD para la transmisión de la información y
todas las medidas fueron valores esperados. La configuración de telemetría
fue 16Hz/6.4 bits/s.
Se volvió a notar que no existieron problemas de ruido como se tenia en
carreras anteriores. La intensidad de la señal sigue siendo buena durante
toda la carrera.
4.6 BHA Nº 6 (MWD Corrida Nº 5)
Sección de 6 1/8”
Después de que se bajó el BHA, la herramienta empezó a transmitir
información de la SHT se llevó a cabo a los 200 pies, con un flujo de 620
galones por minuto y una presión estatica de 845 psi. Se obtuvo una señal
buena para la medición, todas las mediciones fueron electrónicas con los
valores esperados como se observa en la tabla 4.4.
La configuración de la telemetría es de 16Hz/6.4 bits/s, no hay problemas
de ruido. La intensidad de la señal y la confianza fueron muy buenas
durante toda la carrera.
Algunas medidas tenían la inclinación magnética, a pesar del tener un
95
diámetro interno (ID) de 0,02”. La vibración dio las mediciones del
Telescope cerca a la superficie, sin embargo, no hubo problemas de
vibraciones durante la perforación.
El fin de esta carrera fue a los 11,220 pies, BHA para cambiar de motor.
Tabla 4.4. Información transmitida por las herramientas, corrida 005
NOMBRE DE LA
HERRAMIENTA
PROF
pies
OD
pulg
ID
pulg
MAX – OD
pulg
PESO
lbm
VOLUMEN
pies3
Broca: 12 ¼” 0.900 8.500 3.750 12.250 140.859 NaN
Motor: 8 ¼” 27.750 8.250 6.250 NaN 4455.817 NaN
Float sub: 8 ¼” 2.270 8.250 2.500 NaN 373.188 NaN
NMDC: 8 ¼” 8.930 8.250 2.813 NaN 1741.350 NaN
Stab: 8 ¼” 6.180 8.250 2.813 NaN 1112.400 NaN
POWER825 20.120 8.250 5.750 9.100 2550.000 3.691
TELES825 27.790 8.410 4.250 8.410 3885.000 10.683
Al final de todas las corridas realizadas se demostró que se obtuvieron los
datos y resultados deseados con las lecturas de las herramientas MWD en
tiempo real como se puede observar en el anexo # 8 donde se realizó un
resumen de las carreras.
La herramienta Telescope combinada con la herramienta PowerPulse dieron
la transmisión de los datos cada cierta profundidad como se puede observar
en la tabla 4.5, manteniendo así el control del pozo desde el inicio.
96
Tabla 4.5. Datos transmitidos de las herramientas TeleScope y PowerPulse
SEC MD INCLINACIÓN AZIMUT TVD
1 0,00 0,00 335,00 0,00
2 264,94 0,40 276,29 264,94
3 357,21 1,35 304,39 357,21
4 453,14 2,28 314,81 453,08
5 544,33 3,65 321,21 544,14
6 638,43 4,59 326,64 638,21
7 731,84 5,66 335,05 731,56
8 825,25 6,73 342,37 824,90
9 918,66 7,79 349,68 918,25
10 1012,07 8,86 357,00 1011,60
11 1105,48 9,93 337,22 1104,95
12 1198,89 11,00 335,91 1198,29
13 1292,30 12,07 332,75 1291,64
14 1385,71 13,13 335,98 1384,99
15 1479,12 14,20 334,95 1478,33
16 1572,53 15,27 336,43 1571,68
17 1665,94 16,34 332,32 1665,03
18 1759,35 17,41 332,55 1758,37
19 1852,76 18,47 331,60 1851,72
20 1946,17 19,54 330,65 1945,07
21 2039,58 20,61 329,70 2038,42
22 2132,99 21,68 328,75 2131,76
23 2226,40 22,75 327,80 2225,11
24 2319,81 23,81 326,85 2318,46
25 2413,22 24,88 325,90 2411,80
26 2506,63 25,95 324,95 2505,15
27 2600,04 27,02 324,00 2598,50
28 2693,45 28,09 323,05 2691,84
97
Tabla 4.5. Continuación
SEC MD INCLINACIÓN AZIMUT TVD
29 2786,86 29,15 322,10 2785,19
30 2880,27 30,22 321,15 2878,54
31 2973,68 31,29 320,20 2971,89
32 3067,09 32,36 319,25 3065,23
33 3160,50 33,43 318,30 3158,58
34 3253,91 34,49 317,35 3251,93
35 3347,32 35,56 316,40 3345,27
36 3440,73 36,63 315,45 3438,62
37 3534,14 37,70 314,50 3531,97
38 3627,55 38,77 313,55 3625,31
39 3720,96 39,83 312,60 3718,66
40 3814,37 40,90 311,65 3812,01
41 3907,78 41,97 310,70 3905,36
42 4001,19 43,04 272,03 3998,70
43 4094,60 44,11 242,34 4092,05
44 4188,01 45,17 220,75 4185,40
45 4281,42 46,24 203,08 4278,74
46 4374,83 0,80 177,44 4372,09
47 4468,24 0,68 154,60 4465,44
48 4561,65 0,91 131,75 4558,78
49 4655,06 0,91 108,91 4652,13
50 4748,47 0,96 86,06 4745,48
51 4841,88 1,02 63,22 4838,83
52 4935,29 1,07 40,38 4932,17
53 5028,70 1,13 156,07 5025,52
54 5122,11 1,18 200,92 5118,87
55 5215,52 2,93 207,30 5212,21
56 5308,93 4,25 207,48 5305,56
57 5402,34 7,03 233,10 5398,91
98
Tabla 4.5. Continuación
SEC MD INCLINACIÓN AZIMUT TVD
60 5682,57 11,10 281,28 5678,95
61 5775,98 12,34 297,34 5772,30
62 5869,39 13,63 210,77 5865,64
63 5962,80 14,91 210,86 5958,99
64 6056,21 16,20 210,95 6052,34
65 6149,62 17,48 211,04 6145,68
66 6243,03 18,77 211,13 6239,03
67 6336,44 20,06 211,22 6332,38
68 6429,85 21,34 211,30 6425,72
69 6523,26 22,63 211,39 6519,07
70 6616,67 23,91 211,48 6612,42
71 6710,08 25,20 211,57 6705,77
72 6803,49 26,49 211,66 6799,11
73 6896,90 27,77 211,75 6892,46
74 6990,31 29,06 211,84 6985,81
75 7083,72 30,34 211,93 7079,15
76 7177,13 31,63 212,02 7172,50
77 7270,54 32,92 212,11 7265,85
78 7363,95 34,20 212,19 7359,19
79 7457,36 35,49 212,28 7452,54
80 7550,77 36,77 212,37 7545,89
81 7644,18 38,06 212,46 7639,24
82 7737,59 39,35 212,55 7732,58
83 7831,00 40,63 212,64 7825,93
84 7924,41 41,92 212,73 7919,28
85 8017,82 43,20 212,82 8012,62
86 8111,23 44,49 212,91 8105,97
87 8204,64 45,78 213,00 8199,32
88 8298,05 47,06 213,08 8292,66
99
Tabla 4.5. Continuación
SEC MD INCLINACIÓN AZIMUT TVD
91 8578,28 50,92 213,35 8572,71
92 8671,69 52,21 213,44 8666,05
93 8765,10 53,49 213,53 8759,40
94 8858,51 54,78 213,62 8852,75
95 8951,92 56,06 213,71 8946,09
96 9045,33 57,35 203,53 9039,44
97 9138,74 58,64 204,76 9132,79
98 9232,15 59,92 206,00 9226,13
99 9325,56 61,21 207,23 9319,48
100 9418,97 62,49 208,47 9412,83
101 9512,38 63,78 209,70 9506,18
102 9605,79 65,07 210,94 9599,52
103 9699,20 66,35 212,17 9692,87
104 9792,61 67,64 213,43 9786,22
105 9886,02 68,92 214,60 9879,56
106 9979,43 70,21 215,90 9972,91
107 10072,84 71,50 216,00 10066,26
108 10166,25 72,78 214,86 10159,60
109 10259,66 74,07 214,95 10252,95
110 10353,07 75,35 215,04 10346,30
111 10446,48 76,64 215,13 10439,65
112 10539,89 77,93 215,22 10532,99
113 10633,30 79,21 215,31 10626,34
114 10726,71 80,50 215,40 10719,69
115 10820,12 81,78 215,49 10813,03
116 10913,53 83,07 215,70 10906,38
117 11006,94 84,36 215,66 10999,73
118 11100,35 85,64 215,46 11093,07
100
CAPÍTULO V
5. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
5.1 CONCLUSIONES
Mediante la comparación de los resultados transmitidos por la
herramienta y los parámetros de perforación, se observó que se
cumplen los parámetros para una buena perforación por medio de la
transmisión de información en tiempo real en el pozo IRO 45H.
Durante el año 2011 las herramientas utilizadas en la perforación del
pozo IRO 45H operaron con normalidad y cumplieron con todas las
normas y requerimientos para su buen funcionamiento.
Mediante el monitoreo y control continuo de los datos en tiempo real
se pudo llevar a cabo la perforación del pozo y se logró cumplir con el
objetivo de llegar hasta la formación productora U superior.
Teniendo en cuenta los diferentes tipos de telemetría, se puede
concluir que la más recomendada para obtener datos desde el fondo
del pozo hasta superficie, es la telemetría mediante tubería
inteligente, analizando la velocidad de transmisión y la alta resolución
de señal, ya que no contiene distorsión.
Aunque esta tecnología es la más recomendada no es la más
utilizada, por los altos costos y su poca disponibilidad a nivel mundial.
101
5.2 RECOMENDACIONES
Ajustar con el cumplimiento de los parámetros para la transmisión de
los datos de acuerdo a lo planificado en el plan de perforación.
Cuando se perforan pozos sean del Campo IRO u otro se deben
realizar monitoreos y mantenimientos preventivos de una manera
periódica de los sistemas de transmisión de las herramientas de
telemetría para que exista una buena calidad de transmisión de la
información.
En futuras perforaciones direccionales en el Campo IRO se deben
calibrar parámetros durante la perforación para realizar pruebas de
transmisión y la correspondiente verificación de la información de la
perforación.
102
NOMENCLATURA
A Área L2
BA Barriles de agua L3
BFPD Barriles de fluido por día L3t-1
BHA Ensamble de Fondo de Pozo
Bit/ser Bits por segundo
Bls Barriles L3
BP Barriles de petróleo L3
BPPD Barriles de petróleo por día L3t-1
BSW Porcentaje de agua y sedimentos
EM Electromagnético
EPP Equipo de protección personal
Ft Pies L
Ft3/bls Pies cúbicos por barriles
Gal/día Galones por día L3/t-1
GPM Galones por minuto
HP Caballos de fuerza
Hr Hora
Hz Hertzio
KOP Kick-off point, Inicio de Desviación del pozo
Lpg Libras por galón
LWD Loggin While Drilling, Registro Durante la
Perforación
mm Milímetros
MWD Measurement While Drilling, Medición Durante la
Perforación
NMPT New Mud Pulse Telemetry, Telemetría Modificada
de pulsos de lodo
103
MPT Mud Pulse Telemetry, Telemetría de pulsos de
lodo
ºApi Grados API
P Presión M L-1t-2
lpg Pulgada L
ppm Partes por millón
Pr Presión relativa
psi Libras fuerza por pulgada cuadrada M L-1t-2
psia Libras fuerza por pulgada cuadrada absoluta M L-
1t-2
RPM Revoluciones por minuto
S Segundos
SHT Surface Hole Temperature, Temperatura de
Superficie del pozo
SP ó Ps Static Pressure, Presión Estatica
T Temperatura
t Tiempo
Torq Torque
TVD True Vertical Depth, Profundidad vertical
verdadera pies
USD Dólares estadunidenses
V Voltios
WOB Weigth on Bit, Peso sobre la broca lb
MTA M10 Turbine Assembly, Conjunto de la turbina
REF Referencia sinusoidal
MMA M10 Modulator Assembly, Ensamblaje de
modulador
MDI Direction and Inclination Catridge, Chasis de
dirección e inclinación
M10 Power Pulse
D&I Dirección e inclinación
LCM Material circulante grande
104
MVC M10 Vibration Chassis, Chasis modular de
vibración
MGR Gamma Ray Assembly, Ensamblaje de rayos
gamma
MEA Electronic Assembly, Ensamblaje electrónico
DC Drill collar, Collar de perforación
DLS Dog leg severity, Severidad de pata de perro
DP Drill pipe, Tubería de perforación
HDWP Heavy Weight Drill Pipe, Tubería de Perforación
Pesada Estándar
ID Inside diameter, Diámetro interno
OD Outside diameter, Diámetro externo
MD Measurement Depth, Profundidad medida
ROP Rate Of Penetration, Rata de penetración o
velocidad de perforación
Stab Stabilizer, Estabilizador
TD Total Depth, Profundidad total
Ohmio L2 M t-3I-2
Densidad M L-3
Porosidad
°C Grados Celsius T
°F Grados Fahrenheit T
µo Viscosidad del petróleo M L-1t-1
µW Viscosidad del agua M L-1t-1
105
BIBLIOGRAFÍA
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drilling processes, Parkway-Houston, Editorial Institucional.
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Institucional.
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York, Editorial Heineman, pág. 65 – 100.
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Editorial Delta, pág. 670 – 690.
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Minas, Universidad Nacional de Colombia, Editorial Institucional.
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28 de diciembre, 2011, de http://www.slb.com/content/services/drilling-
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Drilling, Brasil, Editorial Institucional Petrobras.
106
10. WEATHERFORD, (2010) Training Curriculum Measurement While
Drilling 1 Essentials, Oklahoma, Editorial Institucional.
107
GLOSARIO DE TÉRMINOS
ANHIDRITA: Es una roca mineral compuesta de sulfato de calcio anhídrido,
lo cual le hace una roca fuerte a ciertas condiciones de presión y
temperatura.
AZIMUT: Es una medida angular en un sistema de coordenadas esféricas.
El vector de un observador ( origen ) a un punto de interés se proyecta
perpendicularmente sobre una referencia de plano , el ángulo entre el vector
proyectado y un vector de referencia en el plano de referencia se llama
acimut. Se usa para medir la desviación del pozo.
BHA: Ensamblaje de fondo de pozo, es el componente de la sarta de
perforación que incluye la broca, exterior de la base, varios submarinos, y
los collares de perforación. Se cuelga por debajo de la tubería de perforación
y proporciona el peso de la broca o núcleo para inducir la penetración de la
formación.
BIT: Es un digito binario donde se usan solo dos números que son el 0 y el
1, es un sistema de transmisión de la información.
CALIBRACIÓN: Es el procedimiento de comparación entre lo que indica el
instrumento y lo que debería indicar de acuerdo a un patrón con valores
determinados.
COLOCACIÓN DE POZOS: Es una tecnología en la cual se realizan la
simulación de los pozos por medio de software para modelar el pozo durante
su perforación.
108
DECODIFICACIÓN: Es el sistema por el cual se convierte símbolos en
información para ser recibidos por un receptor.
DESVIACIÓN: Acción y efecto de desviar o desviarse, Separación lateral de
un cuerpo de su posición media o normal, la desviación que toma en
perforación acorde vamos desviando el pozo.
ELECTROMAGNÉTICA: Que tiene elementos eléctricos y magnéticos
relacionados entre sí.
FLUCTUACIONES: Vacilar un cuerpo sobre las aguas por el movimiento de
ellas, ser llevado por las olas, ondear. fig. Estar en riesgo de perderse o
arruinarse una cosa. Vacilar, dudar. Oscilar los cambios y precios. Variar una
magnitud por encima o por debajo de su valor medio.
FRECUENCIA: Es una magnitud que mide el numero de repeticiones por
unidad de tiempo de cualquier fenómeno o suceso periódico.
GRAVEDAD: Es el efecto de la sensacion de peso debebido a la atraccion
de cuerpo o masa hacia al centro de la tierra, la gavedad es 9.81 m/s2.
INCLINACIÓN DEL POZO: Es la desviación que tiene el pozo mientras se
está perforando un pozo y tiene una inclinación de 1º cada cien metros de
profundidad.
KOP: Profundidad de Inicio de Desviación, este dato debe obtenerse
considerando las características de las diversas formaciones a perforar, ya
que se recomienda que la etapa de incremento de ángulo se lleve a cabo en
formaciones suaves a medias suaves.
LIMOLITA: Roca sedimentaria conformada por limo que mide de 15 a 20
micras, y tiene una superficie muy áspera.
109
Los surfactantes usados en el campo pueden ser clasificados en tres grupos
grandes, dependiendo de la naturaleza de los grupos solubles en agua. Ellos
son aniónicos, catiónicos y no iónicos.
MAGNETOSTRICTIVO: propiedad de los materiales ferro magnéticos los
cuales cambian de forma cuando están sujetos a un campo magnético
MWD (Measurement While Drilling): midiendo mientras se perfora,
herramienta usada para hacer mediciones en tiempo real de las condiciones
del pozo mientras perforamos.
PESO DE FONDO: Es el peso se pone encima de la broca para que esta
pueda ir perforando la formación esto se lo va calculando acorde a varias
condiciones.
Por lo que se dice que el disolvente es el componente de una disolución que
está en el mismo estado físico que la misma. Usualmente, también es el
componente que se encuentra en mayor proporción.
PRESIÓN: Es una magnitud física escalar que mide la fuerza en dirección
perpendicular por unidad de superficie, la unidad que representa a esta es el
Psi.
SOLVENTE: Un disolvente o solvente es una sustancia que permite la
dispersión de otra en su seno. Es el medio dispersante de la disolución.
Normalmente, el disolvente establece el estado físico de la disolución.
SURFACTANTES: Básicamente los surfactantes son moléculas orgánicas
compuestas de un grupo soluble en aceite (hidrofóbico) y un grupo soluble
en agua (hidrofílico). Los surfactantes pueden ser solubles en agua o
solubles en aceite con la solubilidad determinada por los tamaños relativos
de los dos grupos.
110
TELEMETRÍA: Es una tecnología que permite la medición remota de
magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el operador
del sistema. Fue desarrollada en 1915, a mediados de la primera guerra
mundial.
TEMPERATURA DEL POZO: Es la temperatura a la cual se encuentra el
pozo al momento de la perforación este varia depende la profundidad de la
formación.
TORQUE: Es la fuerza que se aplica a un conjunto de equipos para poderlas
asentar o desasentar.
TORTUOSIDAD: La tortuosidad nos permite determinar la porosidad de las
rocas, este es un factor geométrico de las rocas.
TRANSMISOR: Es un dispositivos sensor que se encarga de transmitir
todas las señales que este instrumento va tomando durante se realiza la
perforación del pozo.
ZARANDA: Es un equipo usado para separar los sólidos que contienen los
lodos de perforación para luego volverlos a reinyectar.
111
ANEXOS
Anexo Nº 1
Información que entregan las herramientas MWD
DIRECCIONAL DIAGNOSTICO OPCIONAL OTROS
Azimut
Inclinación
Azimut al rotar
Inclinación al
rotar
Cara magnética
de la herramienta
Gravedad
magnética
Estado de la
herramienta
MWD
Nivel del aceite
RPM de la
turbina
Estado de la
herramienta LWD
Registro rayos
gamma
Medición de
vibraciones axial,
lateral y de
torsión
Peso en el fondo
del pozo
Temperatura del
fondo del pozo
Soporte
transversal de
choque.
112
Anexo Nº 2
Señal de telemetría SlimPulse, programa Spectro
Armonía fundamental de la
bomba Señal de telemetría
113
Anexo Nº 3
Componentes de la herramienta PowerPulse
114
Anexo Nº 4
Componentes de la herramienta ImPulse
115
Anexo Nº 5
Torre de perforación del pozo IRO 45H, Repsol
(Rig 29)
116
Anexo Nº 6
Columna estratigráfica del pozo IRO 45H
117
Anexo Nº 7
Diagrama de diámetros de pozo y tubería del pozo
IRO 45H
118
Anexo Nº 8
Plan de corridas de la perforación del pozo IRO 45H
CARRERAS 1 2 3 4 5
Servicio DNI DNI DNI PRUEBA DNI
Diámetro 16" 12 1/4" 8 1/2" 6 1/8"
Día de Inicio 19-feb-11 20-feb-11 23-feb-11 10-mar-11
Día de Final 20-feb-11 22-feb-11 26-feb-11 14-mar-11
Prof. De Inicio 1,545 2,612 4,509 9,270
Prof. Final 2,612 4,509 6,600 10,845
MWD/LWD TEL/Gyro TEL PPL IMP
Configuración QPSK QPSK QPSK QPSK
Presión Bomba 2,366 2,750 3,242 2,890
Rata de Flujo 966.66 980 935 558
Tipo de Lodo WBM WBM WBM WBM
Peso de Lodo 9.4 9.6 10
%Sólidos 8 9 11
% Arena 0.15 0.1 0.1
Numero de
Choques 0 0 0 0
Horas de
Bombeo 30.00 30.50 64.00
Temp. De Fondo 124.50 139.00 150.34 184.84
Tiempo Perdido 0 0 0 0
Medición Inicial 50 3,428.07 8,649.36 10,186.00
Medición Final 3,500 8,725 10,220.00 11,220.00