Una plataforma de perforación se utiliza para crear un pozo o pozo (también llamado pozo) en el subsuelo de la tierra, por ejemplo, para extraer recursos naturales como gas o petróleo. Durante dicha perforación, los datos se adquieren de los sensores de la plataforma de perforación para una variedad de propósitos tales como: apoyo a la toma de decisiones para monitorear y administrar el buen funcionamiento de la perforación; para hacer registros detallados (o registro de pozo) de las formaciones geológicas penetradas por un pozo; generar estadísticas de operaciones y puntos de referencia de desempeño de manera que se puedan identificar las mejoras, y proporcionar a los planificadores de pozos datos históricos precisos sobre el desempeño de las operaciones con los que realizar análisis estadísticos de riesgo para futuras operaciones de pozos. Los términos medición durante la perforación (MWD) yla tala durante la perforación (LWD) no se utilizan de manera constante en toda la industria. Aunque estos términos están relacionados, dentro del contexto de esta sección, el término MWD se refiere a las mediciones de perforación direccional, por ejemplo, para el apoyo a la decisión de la trayectoria del pozo, (Inclinación y Azimut), mientras que LWD se refiere a las mediciones relativas a las formaciones geológicas penetradas durante la perforación. . [1]
Historia
Los intentos iniciales de proporcionar MWD y LWD se remontan a la década de 1920, y se hicieron intentos antes de la Segunda Guerra Mundial con pulso de lodo, tubería cableada, acústica y electromagnética. JJ Arps produjo un sistema de resistividad y direccional funcional en la década de 1960. [2] El trabajo competitivo apoyado por Mobil, Standard Oil y otros a fines de la década de 1960 y principios de la de 1970 condujo a múltiples sistemas viables a principios de la de 1970, con el MWD de Teleco Oilfield Services, sistemas de Schlumberger (Mobil) Halliburton y BakerHughes. Sin embargo, el principal impulso para el desarrollo fue una decisión de la Dirección de Petróleo de Noruega de ordenar la realización de un estudio direccional en los pozos costa afuera de Noruega cada 100 metros. Esta decisión creó un entorno en el que la tecnología MWD tenía una ventaja económica sobre los dispositivos TOTCO mecánicos convencionales y condujo a desarrollos rápidos, incluido LWD, para agregar gamma y resistividad, a principios de la década de 1980. [3] [4] [5]
Medición
La MWD generalmente se refiere a la medición tomada de la inclinación del pozo (el pozo) desde la vertical y también a la dirección magnética desde el norte. Usando trigonometría básica, se puede producir una gráfica tridimensional de la trayectoria del pozo. [ cita requerida ] Esencialmente, un operador de MWD mide la trayectoria del pozo a medida que se perfora (por ejemplo, las actualizaciones de datos llegan y se procesan cada pocos segundos o más rápido). Esta información se utiliza luego para perforar en una dirección planificada previamente en la formación que contiene el petróleo, el gas, el agua o el condensado. También se pueden tomar medidas adicionales de las emisiones de rayos gamma naturales de la roca; esto ayuda en general a determinar qué tipo de formación rocosa se está perforando, lo que a su vez ayuda a confirmar la ubicación en tiempo real del pozo en relación con la presencia de diferentes tipos de formaciones conocidas (en comparación con los datos sísmicos existentes). [ cita requerida ]
Se toman la densidad y la porosidad, las presiones de los fluidos de las rocas y otras medidas, algunas utilizando fuentes radiactivas, otras utilizando sonido, otras utilizando electricidad, etc .; esto se puede usar para calcular la libertad con la que el petróleo y otros fluidos pueden fluir a través de la formación, así como el volumen de hidrocarburos presentes en la roca y, con otros datos, el valor de todo el yacimiento y las reservas del yacimiento. [ cita requerida ]
Una herramienta de fondo de pozo MWD también tiene "lados altos" con el conjunto de perforación de fondo de pozo, lo que permite dirigir el pozo en una dirección elegida en el espacio 3D conocido como perforación direccional . Los perforadores direccionales confían en recibir datos precisos y comprobados de calidad del operador de MWD para permitirles mantener el pozo de forma segura en la trayectoria planificada. [ cita requerida ]
Las mediciones de levantamiento direccional se toman mediante tres acelerómetros montados ortogonalmente para medir la inclinación y tres magnetómetros montados ortogonalmente que miden la dirección (acimut). Se pueden utilizar herramientas giroscópicas para medir el azimut cuando el levantamiento se mide en un lugar con influencias magnéticas externas perturbadoras, dentro de la "carcasa", por ejemplo, donde el orificio está revestido con tubos de acero. Estos sensores, así como cualquier sensor adicional para medir la densidad, la porosidad, la presión u otros datos de la formación rocosa, están conectados, física y digitalmente, a una unidad lógica que convierte la información en dígitos binarios que luego se transmiten a la superficie mediante un "pulso de lodo". telemetría "(MPT, sistema de transmisión de codificación binaria utilizado con fluidos, tales como, combinatoria, codificación Manchester, fase dividida, entre otros). [ cita requerida ]
Esto se hace usando una unidad "pulsadora" de fondo de pozo que varía la presión del fluido de perforación (lodo) dentro de la sarta de perforación de acuerdo con el MPT elegido: estas fluctuaciones de presión se decodifican y muestran en las computadoras del sistema de superficie como formas de onda; salidas de voltaje de los sensores (datos brutos); medidas específicas de gravedad o direcciones desde el norte magnético, o en otras formas, como ondas sonoras, formas de ondas nucleares, etc. [ cita requerida ]
Los transductores de presión de superficie (lodo) miden estas fluctuaciones de presión (pulsos) y pasan una señal de voltaje analógica a las computadoras de superficie que digitalizan la señal. Las frecuencias disruptivas se filtran y la señal se decodifica de nuevo en su forma de datos original. Por ejemplo, una fluctuación de presión de 20 psi (o menos) se puede "seleccionar" de una presión total del sistema de lodo de 3500 psi o más. [ cita requerida ]
La energía eléctrica y mecánica de fondo de pozo es proporcionada por sistemas de turbinas de fondo de pozo, que utilizan la energía del flujo de “lodo”, unidades de batería (litio) o una combinación de ambos. [ cita requerida ]
Tipos de información transmitida
Información direccional
Las herramientas MWD generalmente son capaces de realizar levantamientos direccionales en tiempo real. La herramienta utiliza acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y el azimut del pozo en esa ubicación, y luego transmiten esa información a la superficie. Con una serie de encuestas; mediciones de inclinación, acimut y cara de la herramienta, a intervalos apropiados (desde cada 30 pies (es decir, 10 m) hasta cada 500 pies), se puede calcular la ubicación del pozo. [ cita requerida ]
Por sí misma, esta información permite a los operadores demostrar que su pozo no atraviesa áreas que no están autorizados a perforar. Sin embargo, debido al costo de los sistemas MWD, generalmente no se usan en pozos destinados a ser verticales. En cambio, los pozos se inspeccionan después de la perforación mediante el uso de herramientas topográficas de múltiples disparos que se bajan en la sarta de perforación con una línea de acero o una línea de acero . [ cita requerida ]
El uso principal de los levantamientos en tiempo real es la perforación direccional. Para que el perforador direccional dirija el pozo hacia una zona objetivo, debe saber hacia dónde se dirige el pozo y cuáles son los efectos de sus esfuerzos de dirección. [ cita requerida ]
Las herramientas MWD también generalmente brindan mediciones de la superficie de la herramienta para ayudar en la perforación direccional utilizando motores de lodo de fondo de pozo con subwoofers o carcasas dobladas. Para obtener más información sobre el uso de las medidas de la superficie de la herramienta, consulte Perforación direccional . [ cita requerida ]
Información de mecánica de perforación
Las herramientas MWD también pueden proporcionar información sobre las condiciones en la broca. Esto puede incluir:
- Velocidad de rotación de la sarta de perforación
- Suavidad de esa rotación
- Tipo y gravedad de cualquier vibración en el fondo del pozo
- Temperatura de fondo de pozo
- Par y peso en la broca, medidos cerca de la broca
- Volumen de flujo de lodo
El uso de esta información puede permitir al operador perforar el pozo de manera más eficiente y garantizar que la herramienta MWD y cualquier otra herramienta de fondo de pozo, como un motor de lodo , sistemas rotativos direccionales y herramientas LWD, se operen dentro de sus especificaciones técnicas para evitar falla de la herramienta. Esta información también es valiosa para los geólogos responsables de la información del pozo sobre la formación que se está perforando. [ cita requerida ]
Propiedades de la formación
Muchas herramientas MWD, ya sea solas o junto con herramientas LWD separadas, pueden tomar medidas de las propiedades de la formación. En la superficie, estas medidas se ensamblan en un registro, similar al que se obtiene mediante el registro con cable . [ cita requerida ]
Las herramientas LWD pueden medir un conjunto de características geológicas que incluyen densidad, porosidad, resistividad, calibre acústico, inclinación en la broca (NBI), resonancia magnética y presión de formación. [6]
La herramienta MWD permite tomar y evaluar estas medidas mientras se perfora el pozo. Esto hace posible realizar geonavegación o perforación direccional según las propiedades de formación medidas, en lugar de simplemente perforar en un objetivo preestablecido. [ cita requerida ]
La mayoría de las herramientas MWD contienen un sensor de rayos gamma interno para medir los valores de rayos gamma naturales. Esto se debe a que estos sensores son compactos, económicos, confiables y pueden tomar medidas a través de collares de perforación sin modificar. Otras mediciones a menudo requieren herramientas LWD separadas, que se comunican con las herramientas MWD en el fondo del pozo a través de cables internos. [ cita requerida ]
La medición durante la perforación puede ser rentable en pozos de exploración, particularmente en áreas del Golfo de México donde los pozos se perforan en áreas de diapiros de sal . El registro de resistividad detectará la penetración en la sal y la detección temprana evita el daño por sal en el lodo de perforación de bentonita. [ cita requerida ]
Métodos de transmisión de datos
Telemetría de pulso de lodo
Este es el método más común de transmisión de datos utilizado por las herramientas MWD. En el fondo del pozo, se opera una válvula para restringir el flujo del fluido de perforación (lodo) de acuerdo con la información digital a transmitir. Esto crea fluctuaciones de presión que representan la información. Las fluctuaciones de presión se propagan dentro del fluido de perforación hacia la superficie donde se reciben de los sensores de presión. En la superficie, las señales de presión recibidas son procesadas por computadoras para reconstruir la información. La tecnología está disponible en tres variedades: pulso positivo , pulso negativo y onda continua . [7]
- Pulso positivo
- Las herramientas de pulso positivo cierran y abren brevemente la válvula para restringir el flujo de lodo dentro de la tubería de perforación. Esto produce un aumento de presión que se puede ver en la superficie. La información digital se puede codificar en la señal de presión utilizando códigos de línea o modulación de posición de pulso . [8]
- Pulso negativo
- Las herramientas de pulso negativo abren y cierran brevemente la válvula para liberar el lodo desde el interior de la columna de perforación hacia el espacio anular. Esto produce una disminución de la presión que se puede ver en la superficie. La información digital se puede codificar en la señal de presión utilizando códigos de línea o modulación de posición de pulso. [9]
- Ola continua
- Las herramientas de onda continua cierran y abren gradualmente la válvula para generar fluctuaciones de presión sinusoidal dentro del fluido de perforación. Se puede utilizar cualquier esquema de modulación digital con una fase continua para imponer la información a una señal portadora. El esquema de modulación más utilizado es la modulación de fase continua . [10]
Cuando se usa perforación con bajo balance , la telemetría de pulsos de lodo puede volverse inutilizable. Esto se debe generalmente a que, para reducir la densidad equivalente del lodo de perforación, se inyecta un gas compresible en el lodo. Esto provoca una alta atenuación de la señal que reduce drásticamente la capacidad del lodo para transmitir datos pulsados. En este caso, es necesario utilizar métodos diferentes a la telemetría de pulsos de lodo, como las ondas electromagnéticas que se propagan a través de la formación o la telemetría de la tubería de perforación cableada. [ cita requerida ]
La tecnología actual de telemetría de pulso de lodo ofrece anchos de banda de hasta 40 bit / s. [11] La tasa de datos disminuye con el aumento de la longitud del pozo y suele ser tan baja como 0,5 bit / s [12] - 3,0 bit / s. [11] (bits por segundo) a una profundidad de 35.000 pies - 40.000 pies (10668 m - 12192 m).
La comunicación entre la superficie y el fondo del pozo se realiza típicamente a través de cambios en los parámetros de perforación, es decir, cambio de la velocidad de rotación de la sarta de perforación o cambio del caudal de lodo. Realizar cambios en los parámetros de perforación para enviar información puede requerir la interrupción del proceso de perforación, lo cual es desfavorable debido a que ocasiona tiempo no productivo. [ cita requerida ]
Telemetría electromagnética
Estas herramientas incorporan un aislante eléctrico en la sarta de perforación, pero debido a los desafíos de recibir datos a través de un buen conductor (agua salada), este enfoque se limita en gran medida a áreas en tierra sin acuíferos salinos poco profundos. Para transmitir datos, la herramienta genera una diferencia de voltaje alterada entre la parte superior (la sarta de perforación principal, arriba del aislante) y la parte inferior (la broca y otras herramientas ubicadas debajo del aislante de la herramienta MWD). En la superficie, se une un cable a la boca del pozo, que hace contacto con la tubería de perforación en la superficie. Un segundo cable se une a una varilla clavada en el suelo a cierta distancia. El cabezal del pozo y la varilla de tierra forman los dos electrodos de una antena dipolo. La diferencia de voltaje entre los dos electrodos es la señal de recepción que es decodificada por una computadora. [ cita requerida ]
La herramienta EM genera diferencias de voltaje entre las secciones de la sarta de perforación en el patrón de ondas de muy baja frecuencia (2–12 Hz). Los datos se imponen a las ondas mediante modulación digital . [ cita requerida ]
Este sistema generalmente ofrece velocidades de datos de hasta 10 bits por segundo. Además, muchas de estas herramientas también son capaces de recibir datos de la superficie de la misma manera, mientras que las herramientas basadas en pulsos de lodo dependen de cambios en los parámetros de perforación, como la velocidad de rotación de la sarta de perforación o la tasa de flujo del lodo, para enviar información desde la superficie a las herramientas de fondo de pozo.
En comparación con la telemetría de pulso de lodo ampliamente utilizada, la telemetría de pulso electromagnético es más efectiva en situaciones especializadas en tierra, como la perforación con bajo balance o cuando se usa aire como fluido de perforación. Es capaz de transmitir datos más rápidamente a profundidades de perforación superficiales, en tierra. Sin embargo, generalmente se queda corta cuando se perforan pozos excepcionalmente profundos, y la señal puede perder fuerza rápidamente en ciertos tipos de formaciones, volviéndose indetectable a solo unos pocos miles de pies de profundidad. [ cita requerida ]
Tubería de perforación con cable
Varias empresas de servicios petroleros están desarrollando actualmente sistemas de tuberías de perforación cableadas, aunque los sistemas cableados se han probado durante muchas décadas, y los rusos tenían un sistema en uso en la década de 1960. Estos sistemas utilizan cables eléctricos integrados en cada componente de la sarta de perforación, que transportan señales eléctricas directamente a la superficie. Estos sistemas prometen velocidades de transmisión de datos en órdenes de magnitud mayores que las posibles con telemetría electromagnética o de pulso de lodo, tanto desde la herramienta de fondo de pozo hasta la superficie como desde la superficie a la herramienta de fondo de pozo. La red de tuberías cableada IntelliServ [13] , que ofrece velocidades de datos superiores a 1 megabit por segundo, se comercializó en 2006. Representantes de BP America, StatoilHydro, Baker Hughes INTEQ y Schlumberger presentaron tres historias de éxito utilizando este sistema, tanto en tierra como en alta mar. en la Conferencia de Perforación SPE / IADC de marzo de 2008 en Orlando, Florida. [14] El costo de la sarta de perforación y la complejidad del despliegue hacen de esta una tecnología de nicho en comparación con el pulso de lodo.
Herramientas recuperables
Las herramientas MWD pueden montarse de forma semipermanente en un collar de perforación (solo se pueden quitar en las instalaciones de servicio), o pueden ser autónomas y recuperables con cable. [ cita requerida ]
Las herramientas recuperables, a veces conocidas como Slim Tools , pueden recuperarse y reemplazarse utilizando cable a través de la sarta de perforación. Esto generalmente permite que la herramienta se reemplace mucho más rápido en caso de falla y permite que la herramienta se recupere si la sarta de perforación se atasca. Las herramientas recuperables deben ser mucho más pequeñas, por lo general de aproximadamente 2 pulgadas o menos de diámetro, aunque su longitud puede ser de 20 pies (6,1 m) o más. El tamaño pequeño es necesario para que la herramienta pase a través de la sarta de perforación; sin embargo, también limita las capacidades de la herramienta. Por ejemplo, las herramientas delgadas no pueden enviar datos a la misma velocidad que las herramientas montadas en collar, y también tienen una capacidad más limitada para comunicarse y suministrar energía eléctrica a otras herramientas LWD. [ cita requerida ]
Las herramientas montadas en collar, también conocidas como herramientas gruesas , generalmente no se pueden quitar de su collar de perforación en el sitio del pozo. Si la herramienta falla, se debe sacar toda la sarta de perforación del orificio para reemplazarla. Sin embargo, sin la necesidad de pasar a través de la sarta de perforación, la herramienta puede ser más grande y más capaz. [ cita requerida ]
La capacidad de recuperar la herramienta por cable suele ser útil. Por ejemplo, si la sarta de perforación se atasca en el orificio, la recuperación de la herramienta a través de un cable ahorrará una cantidad sustancial de dinero en comparación con dejarla en el orificio con la parte atascada de la sarta de perforación. Sin embargo, existen algunas limitaciones en el proceso. [ cita requerida ]
Limitaciones
Recuperar una herramienta con cable no es necesariamente más rápido que sacar la herramienta del agujero. Por ejemplo, si la herramienta falla a 1.500 pies (460 m) mientras se perfora con un equipo triple (capaz de disparar 3 juntas de tubería, o aproximadamente 90 pies (30 m) pies, a la vez), entonces generalmente sería más rápido para sacar la herramienta del agujero de lo que sería para instalar el cable y recuperar la herramienta, especialmente si la unidad del cable debe transportarse al equipo. [ cita requerida ]
Las recuperaciones por cable también presentan un riesgo adicional. Si la herramienta se desprende del cable, volverá a caer por la sarta de perforación. Esto generalmente causará daños severos a la herramienta y los componentes de la sarta de perforación en los que se asienta, y requerirá que la sarta de perforación sea sacada del orificio para reemplazar los componentes defectuosos; esto da como resultado un costo total mayor que sacar del pozo en primer lugar. El engranaje de cable también puede fallar en engancharse a la herramienta o, en el caso de una falla severa, puede traer solo una parte de la herramienta a la superficie. Esto requeriría sacar la sarta de perforación del orificio para reemplazar los componentes defectuosos, lo que haría que la operación con cable sea una pérdida de tiempo. [ cita requerida ]
Algunos diseñadores de herramientas han tomado el diseño de "herramienta delgada" recuperable y lo han aplicado a una herramienta no recuperable. En este caso, el MWD mantiene todas las limitaciones de un diseño de herramienta delgado (baja velocidad, capacidad de atascarse en partículas de polvo, baja tolerancia a golpes y vibraciones) sin ninguno de los beneficios. Curiosamente, estas herramientas todavía tienen una punta de lanza de cable a pesar de ser levantadas y manipuladas con una placa.
Referencias
- ^ Dowell, Iain; Andrew Mills; Matt Lora (2006). "Capítulo 15 - Adquisición de datos de perforación". En Robert F. Mitchell (ed.). Manual de ingeniería petrolera . II - Ingeniería de perforación. Sociedad de Ingenieros Petroleros. págs. 647–685. ISBN 978-1-55563-114-7.
- ^ JJ Arps | JL Arps DOI https://doi.org/10.2118/710-PA
- ^ http://www.ogj.com/articles/print/volume-90/issue-7/in-this-issue/general-interest/advances-in-mwd-technology-improve-real-time-data.html
- ^ https://www.onepetro.org/journal-paper/SPE-10053-PA
- ^ https://www.onepetro.org/conference-paper/SPE-14071-MS
- ^ Moake, GL; Heysse, DR; Jackson, CE; Merchant, GA; Schultz, WE (1997). "Mejora de la calidad y confiabilidad de la medición en un sistema LWD de evaluación de formaciones" . Perforación y finalización especiales . 12 (3): 196–202. doi : 10.2118 / 28429-PA .
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- ^ a b "La telemetría de pulso de lodo ve una mejora en el cambio de paso con válvulas de corte oscilantes" . 2008 . Consultado el 23 de marzo de 2009 .
- ^ "Sistema Orion II MWD" . 2009. Archivado desde el original el 22 de marzo de 2009 . Consultado el 23 de marzo de 2009 .
- ^ "Red Intelliserv" . 2008 . Consultado el 13 de marzo de 2008 .
- ^ "TH Ali, et al., SPE / IADC 112636: La red de tuberías de perforación de telemetría de alta velocidad optimiza la dinámica de perforación y la ubicación del pozo; TS Olberg et al., SPE / IADC 112702: La utilización de la enorme cantidad de datos en tiempo real adquiridos en Operaciones de tubería de perforación con cable; V. Nygard et al., SPE / IADC 112742: Un cambio radical en el enfoque del sistema total a través de la tecnología de tubería de perforación con cable " . 2008. Archivado desde el original el 7 de julio de 2011 . Consultado el 13 de marzo de 2008 .
Bibliografía
- Mitchell, Bill (1995). Manual avanzado de ingeniería de perforación de pozos petrolíferos (10ª ed.). Lakewood, CO: Mitchell Engineering. ASIN B0006RMYTW . OCLC 46870163 .
Ver también
- Geonavegación
enlaces externos
- Medios relacionados con la medición durante la perforación en Wikimedia Commons