En una industria gobernada
por la inmediatez a la hora de tomar decisiones, es necesario contar con
información de calidad al instante que permita visualizar los posibles escenarios
que se presentarán en cada una de las operaciones. La disminución de los
costos, así como también del tiempo empleado para la construcción del pozo, se
traduce en una mayor rentabilidad además de establecer mejores prácticas
operacionales. La telemetría es una herramienta que permite contar con
información en tiempo real durante la perforación de pozos petroleros, aún en
circunstancias complejas. A continuación los fundamentos y los diferentes
métodos que se utilizan.
¿Qué es la telemetría?
Es una tecnología que permite la medición
remota de magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el
operador del sistema. La tendencia en los últimos años de perforar pozos inclinados
y con geometrías no convencionales, así como la heterogeneidad de los yacimientos
a evaluar requiere el desarrollo de tecnologías que además de sobreponerse a
las dificultades del ambiente, transmitan la mayor cantidad de datos en tiempo
real al menor costo.
¿Cuáles son los
sistemas de telemetría mas utilizados en la actualidad?
Existen diferentes sistemas de telemetría
dependiendo de las características del pozo así como de la complejidad
geológica que presente el yacimiento en estudio (1).
1-Telemetría mediante
pulsos de presión en el fluido de perforación (Mud
Pulse Telemetry): este proceso es ejecutado por señales generadas por ondas
de presión en el interior de la sarta de perforación. La onda de presión viaja
a la superficie a una velocidad cercana a los 4300 pies/segundo (2),
dependiendo de las propiedades del fluido de perforación claro está. La
medición registrada por los sensores es codificada en el fondo del pozo por la
herramienta, y luego es descifrada en superficie. En su mayoría las
herramientas MWD utilizan el sistema de transmisiones a través del fluido de
perforación debido a su fácil operación y su economía (3). De
acuerdo al principio anterior en la actualidad se cuenta con dos métodos
comercialmente disponibles.
¿Hay alguna
restricción en relación a la profundidad desde donde se emite la onda?
La profundidad máxima de emisión de onda es
limitada por la atenuación que esta posea, a la vez que la atenuación es
función de la frecuencia de la onda, y de la densidad, viscosidad y velocidad
sónica del fluido de perforación que se utiliza. Una vez que la señal llega a
superficie es detectada por un transductor de presión y procesada para
decodificar la información enviada.
¿Qué son los pulsos positivos y negativos de
presión y en que se diferencian?
Existen dos maneras de generar las ondas, esto
de acuerdo a diferentes diseños y técnicas desarrolladas en la industria
petrolera.
Los pulsos positivos de presión son generados por válvulas de orificio,
en estos casos la válvula se encuentra en el interior de la sarta de
perforación en la parte superior de la herramienta, el diámetro de dicha
válvula es seleccionado de acuerdo a las condiciones de profundidad y
características del fluido de perforación utilizado. El principio en este caso
consiste en el uso de un pistón dentro del ensamblaje de la herramienta que una
vez que se codifica la información en señal eléctrica, el pistón comienza a
desplazarse hacia la válvula orificio. Cuando se extiende ocurre un aumento
momentáneo de presión debido a que restringe el paso de fluido a través de la
válvula, esto conlleva a un aumento en la presión en el interior de la sarta,
derivando así en la generación de pulsos de lodo que son transmitidos a
superficie.
Por su parte los pulsos negativos de presión
se generan a partir de una válvula de alivio también conocida como “by-pass”,
que expulsa fluido desde el interior de la sarta de perforación al anular.
Estos sistemas trabajan con la ayuda de un accionador que dependiendo de la
señal enviada durante la codificación por el sensor electrónico, abre o cierra
una pequeña válvula permitiendo que se libere cierta cantidad de fluido desde
el interior de la columna de perforación al anular, de esta manera disminuye la
presión al interior de la columna de perforación, generalmente entre 100 y 300
psi, todo esto 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 (1).
¿Cuáles son las ventajas y las desventajas de los sistemas de pulsos de
lodo?
Entre las ventajas se destacan las siguientes:
son los más económicos del mercado, es uno de los más confiables ya que tiene
alrededor de 30 años en el mercado. Las desventajas están muy vinculadas a las
propiedades del fluido de perforación, además genera fatiga en las bombas. Es
necesario también técnicas de procesamiento avanzadas que permitan reducir los
efectos de distorsión y ruido en la adquisición de datos. En el caso de los
sistemas de pulsos negativos, es necesaria una amplia caída de presión debajo
de la válvula para generar suficiente amplitud de pulso, y estas caídas bruscas
pueden dañar equipos y afectar a la formación (1).
2- Telemetría mediante
ondas electromagnéticas: a diferencia de los sistemas de pulsos de presión de lodo, la
telemetría electromagnética (EM) es capaz de transmitir datos sin la necesidad
de contar con una columna de fluidos continua. Es especialmente útil cuando el
fluido de perforación es gaseoso o aireado (casos donde el pulso de lodo no
funciona). En los casos donde existe pérdida de circulación es bastante útil
para transmitir datos a superficie. Este sistema establece un canal de
comunicación de dos vías entre la superficie y la herramienta en el hoyo. Los
datos medidos en el fondo del pozo, son llevados a superficie a través de ondas
electromagnéticas de baja frecuencia (4).
¿Qué beneficios ofrece
la telemetría EM frente a la de pulsos de lodo?
Uno de los aspectos más resaltantes, es que durante
las conexiones de tuberías la transmisión de datos en EM no se detiene a
diferencia de los sistemas de pulsos de lodo que si lo hacen. Por lo tanto al
ganar tiempo también se disminuyen los gastos de operación en taladro. Estadísticas
de un caso en Siberia Occidental, indican que el uso del sistema EM redujo
entre 6 y 9 horas el tiempo en taladro (5). Aquellos pozos donde las
formaciones son no-consolidadas y muy propensas a sufrir “washout” en la cara
de la arena, son buenos candidatos para utilizar este tipo de tecnología, ya
que para evitar daños en la formación utilizan fluidos gaseosos en los cuales
no sirve la telemetría de pulsos de lodo.
¿Es aplicable esta
tecnología en todas las formaciones geológicas?
Realmente antes de ver si es aplicable esta
tecnología se deben correr ciertas pruebas
como el modelo de fuerza de señal (Signal Strenght Model). Este modelo
predecirá con alto nivel de precisión el
éxito de la aplicación de la tecnología en un campo dado para unas
características de pozo específicas (6).
3- Telemetría mediante
tubería inteligente: la
velocidad de transmisión de datos mediante pulsos de lodo alcanza en las
mejores condiciones 10-12 bits por segundo. En cambio cuando se usa tubería
inteligente se alcanza una velocidad de 57000(¡!) (7) bits por
segundo, lo cual repercute en la cantidad y calidad de los datos que se envían
del pozo a superficie. A lo largo de la tubería inteligente son puestos cada
cierta distancia repetidores de señal para garantizar que la relación
señal-ruido se mantenga estable y se obtengan los datos en tiempo real más
claros. Dichos repetidores también proporcionan información de ubicación y
cualquier dato valioso de medición.
Otras de las bondades de esta tecnología es que
permite realizar la medición del peso del lodo equivalente mientras las bombas
de lodo están apagadas, mientras en pulsos de lodo esto no es posible. Incluso
es posible transmitir datos durante las conexiones de tubería y cuando se debe
cambiar el ensamblaje de fondo o simplemente hacerle una revisión. En tiempo
real la tecnología de tubería inteligente reporta datos cuando hay un aumento o
una disminución de la presión, además cuando existe una pérdida de circulación.
¿Cuáles son las
ventajas y desventajas de la tecnología de tubería inteligente?
Mejora notablemente la seguridad y el control
de los pozos. Es capaz de adquirir durante todas las operaciones que se lleven
a cabo en el proceso de perforación. No necesita reducir la tasa de penetración
para asegurarse de una alta calidad de datos en tiempo real. El ruido es casi
despreciable. Las únicas desventajas que presentan estos sistemas es que son
costosos, y no todas las compañías de servicios cuentan con estos sistemas a
una gran escala. Seguramente con el transcurrir de los años y la masificación
de la tecnología sus costos disminuyan.
4- Telemetría
por acústica: actualmente sigue en desarrollo. Esta tecnología se basa en
el principio de propagación elástica de las ondas, en conjunto con la
tecnología de la magnetostricción (propiedad de los materiales ferro magnéticos
los cuales cambian de forma cuando están sometidos a un campo magnético esto es). Los datos son transmitidos a través de la
sarta de perforación. Es muy útil, en pozos ultra delgado (1).
La telemetría en sus diferentes métodos seguirá
brindando nuevas posibilidades para hacer mucho más efectiva y eficiente la
transmisión de datos del fondo del pozo hasta superficie. De manera que sea
posible llevar a cabo la perforación del pozo con la menor cantidad de
contratiempos y de la manera más óptima posible.
Bibliografia
1- Jaramillo Daniel, Delgado Johan (2009). Registro y monitoreo de
dirección e inclinación durante la perforación (MWD). Universidad Nacional de
Colombia, Sede Medellín. Facultad de Minas. Julio 2009.
2-
Halliburton,
Drilling Information System-Measurement while Drilling, 1997
3-
Weatherford,
Training Curriculum Measurement while Drilling 1 Essentials
7-
IADC/SPE
99134 High Speed Drillsting Telemetry Network Enables New Real Time Drilling
and Measurements technologies, May 2008
