Medición & Registro Mientras se Perfora : Measuring and Logging While Drilling (MWD & LWD)

Medición durante la perforación (MWD)

 
Aunque se toman muchas mediciones durante la perforación, el término
MWD se refiere a las mediciones tomadas en el fondo del pozo con un
dispositivo electromecánico ubicado en el conjunto del fondo de pozo
(BHA).

Visión general


Los métodos de telemetría tuvieron dificultades para hacer frente a los
grandes volúmenes de datos de fondo de pozo, por lo que la definición
de MWD se amplió para incluir datos que se almacenaron en la memoria de
la herramienta y se recuperaran cuando la herramienta regresaba a la
superficie.
Todos los sistemas MWD suelen tener tres subcomponentes principales:

  • Sistema de potencia
  • Sistema de telemetria
  • Sensor direccional

 

Sistemas de potencia

Los sistemas de energía en MWD generalmente se pueden clasificar en uno de dos tipos: batería o turbina. Ambos tipos de sistemas de energía tienen ventajas y responsabilidades inherentes.
En muchos sistemas MWD, se utiliza una combinación de estos dos tipos
de sistemas de energía para proporcionar energía a la herramienta MWD,
de modo que la energía no se interrumpa durante las condiciones de flujo
de fluido de perforación intermitente.

Las baterías pueden proporcionar esta potencia independientemente de la
circulación del fluido de perforación, y son necesarias si se produce
un registro durante el disparo dentro o fuera del orificio.

  • Sistemas de bateria


Las baterías de cloruro de litio-tionilo se usan comúnmente en los
sistemas MWD debido a su excelente combinación de alta densidad de
energía y rendimiento superior a las temperaturas de servicio de MWD.

Proporcionan una fuente de voltaje estable hasta casi el final de su
vida útil, y no requieren componentes electrónicos complejos para
acondicionar el suministro.

Sin embargo, estas baterías tienen una salida de energía instantánea
limitada y pueden no ser adecuadas para aplicaciones que requieren un
alto consumo de corriente.

Aunque estas baterías son seguras a temperaturas más bajas, si se
calientan a más de 180 ° C, pueden sufrir una reacción violenta y
acelerada y explotar con una fuerza significativa.
Como resultado, existen restricciones para el envío de baterías de cloruro de litio-tionilo en aviones de pasajeros.
A pesar de que estas baterías son muy eficientes durante su vida útil,
no son recargables, y su eliminación está sujeta a estrictas
regulaciones ambientales.

  • Sistemas de turbina


La segunda fuente de generación de energía abundante, la potencia de la
turbina, utiliza el flujo de fluido de perforación de la plataforma.

La fuerza de rotación es transmitida por un rotor de turbina a un
alternador a través de un eje común, generando una corriente alterna
trifásica (AC) de frecuencia variable.
Los circuitos electrónicos rectifican la CA en corriente continua utilizable (CC).
Los rotores de turbina para este equipo deben aceptar una amplia gama
de caudales para adaptarse a todas las posibles condiciones de bombeo de
lodo.

De manera similar, los rotores deben ser capaces de tolerar residuos
considerables y material de pérdida de circulación (LCM) arrastrados en
el fluido de perforación.

 

Sistemas de telemetria

La telemetría de pulso de lodo es el método estándar en sistemas comerciales de MWD y registro durante la perforación (LWD).
Los sistemas acústicos que transmiten la tubería de perforación sufren
una atenuación de aproximadamente 150 dB por 1000 m en el fluido de
perforación.
Se han realizado varios intentos para construir una tubería de perforación especial con un cableado integral. Aunque ofrece tasas de datos excepcionalmente altas, el método integral de telemetría de cableado requiere:

  • Tubo de perforación especial 
  • Manejo especial
  • Cientos de conexiones eléctricas que deben seguir siendo confiables en condiciones difíciles


La explosión de las mediciones de fondo de pozo ha estimulado nuevos
trabajos en esta área, y se han demostrado velocidades de datos
superiores a 2,000,000 de bits / segundo.

 
La transmisión electromagnética de baja frecuencia tiene un uso comercial limitado en los sistemas MWD y LWD. Algunas veces se usa cuando se usa aire o espuma como fluido de perforación.
La profundidad a partir de la cual se puede transmitir la telemetría
electromagnética está limitada por la conductividad y el grosor de las
formaciones superiores.

Los repetidores o amplificadores de señal ubicados en la sarta de
perforación extienden la profundidad desde la cual los sistemas
electromagnéticos pueden transmitir de manera confiable.

 
Hay disponibles tres sistemas de telemetría de pulso de lodo: sistemas de pulso positivo, de pulso negativo y de onda continua. Estos sistemas se nombran por las formas en que sus pulsos se propagan en el volumen del lodo.
Los sistemas de pulso negativo crean un pulso de presión más bajo que
el del volumen del lodo al ventear una pequeña cantidad de lodo de alta
presión desde la tubería de perforación al anillo.

Los sistemas de pulso positivo crean una restricción de flujo
momentánea (mayor presión que el volumen del lodo de perforación) en la
tubería de perforación.

 Los sistemas de onda continua crean una frecuencia de portadora que se
transmite a través del lodo y codifican los datos utilizando los cambios
de fase del portador.

Se utilizan muchos sistemas diferentes de codificación de datos, que a
menudo están diseñados para optimizar la vida útil y la fiabilidad del
pulsador, ya que debe sobrevivir al contacto directo con el abrasivo
flujo de lodo de alta presión.


La detección de la señal de telemetría se realiza mediante uno o más
transductores ubicados en el tubo vertical de la plataforma.

Los datos se extraen de las señales mediante un equipo informático de
superficie ubicado en una unidad de deslizamiento o en el piso de
perforación.
La decodificación exitosa de los datos depende en gran medida de la relación señal / ruido.
 
Existe una estrecha correlación entre el tamaño de la señal y la velocidad de datos de telemetría; cuanto mayor sea la velocidad de datos, menor será el tamaño del pulso.
La mayoría de los sistemas modernos tienen la capacidad de reprogramar
los parámetros de telemetría de la herramienta y ralentizar la velocidad
de transmisión de datos sin salirse del agujero;
sin embargo, reducir la velocidad de datos afecta negativamente la densidad de los datos de registro.

  • Ruido de señal


Las fuentes más notables de ruido de señal son las bombas de lodo, que a
menudo crean un ruido de frecuencia relativamente alta.

La interferencia entre las frecuencias de bombeo conduce a armónicos,
pero estos ruidos de fondo se pueden filtrar con técnicas analógicas.

Los sensores de velocidad de la bomba pueden ser un método muy eficaz
para identificar y eliminar el ruido de la bomba de la señal de
telemetría sin procesar.
El ruido de baja frecuencia en el volumen del lodo a menudo es generado por los motores de perforación. La profundidad del pozo y el tipo de lodo también afectan la amplitud y el ancho de la señal recibida.
En general, los lodos a base de aceite (OBM) y los lodos a base de
pseudo aceite son más compresibles que los lodos a base de agua;
por lo tanto, resultan en las mayores pérdidas de señal.
Sin embargo, las señales se han recuperado sin problemas significativos
de profundidades de casi 9144 m (30,000 pies) en fluidos compresibles.

 

Sensores direccionales


El estado de la técnica en tecnología de sensores direccionales es un
conjunto de tres magnetómetros ortogonales de flujo y tres
acelerómetros.

Aunque en circunstancias normales, los sensores direccionales estándar
proporcionan encuestas aceptables, cualquier aplicación en la que exista
incertidumbre en la ubicación del fondo de pozo puede ser problemática.

Las tendencias recientes para perforar pozos más largos y complejos
centraron la atención en la necesidad de un modelo de error estándar.

 

El trabajo llevado a cabo por el Comité Directivo de la Industria para
la Precisión de los Pozos (ISCWA) tuvo como objetivo proporcionar un
método estándar para cuantificar las incertidumbres posicionales con los
niveles de confianza asociados.
Las principales fuentes de error fueron clasificadas:

  • Errores del sensor
  • Interferencia magnética de la BHA
  • Desalineación de la herramienta
  • Incertidumbre del campo magnético


Junto con las incertidumbres en la profundidad medida, las
incertidumbres de la encuesta de fondo de pozo contribuyen a los errores
en la profundidad absoluta.

Tenga en cuenta que todos los métodos de corrección de acimut en tiempo
real requieren que los datos sin procesar se transmitan a la
superficie, lo que impone una carga en el canal de telemetría.

El desarrollo de MWD sin giroscopio (giroscopio) ofrece beneficios significativos sobre los sensores de navegación existentes. Además de una mayor precisión, los giroscopios no son susceptibles a la interferencia de los campos magnéticos.
La tecnología de giro actual se centra en incorporar robustez mecánica,
minimizar el diámetro externo y superar la sensibilidad a la
temperatura.

La principal aplicación de la tecnología es ahorrar el tiempo de
instalación utilizado por los giroscopios de línea fija al realizar los
saqueos desde áreas afectadas por interferencias magnéticas.

Entorno operativo de la herramienta y fiabilidad de la herramienta.

Los sistemas MWD se utilizan en los entornos operativos más duros. Las condiciones obvias, como la alta presión y la temperatura, son muy familiares para los ingenieros y diseñadores. La industria alámbrica tiene una larga historia de superación exitosa de estas condiciones.

  • Temperatura


La mayoría de las herramientas MWD pueden funcionar continuamente a
temperaturas de hasta 150 ° C, con algunos sensores disponibles con
clasificaciones de hasta 175 ° C.

Las temperaturas de la herramienta MWD pueden ser 20 ° C más bajas que
las temperaturas de formación medidas por los registros de cableado,
debido al efecto de enfriamiento de la circulación del lodo, por lo que
las temperaturas más altas encontradas por las herramientas MWD son las
que se miden al correr en un agujero en el que el volumen del fluido de
perforación No ha sido distribuido por un período prolongado.
En tales casos, es recomendable interrumpir la circulación periódicamente mientras se ejecuta en el agujero.
El uso de un matraz Dewar para proteger los sensores y los componentes
electrónicos de las altas temperaturas es común en el cableado, donde
los tiempos de exposición en el fondo del pozo suelen ser cortos, pero
el uso de matraces para la protección de la temperatura no es práctico
en MWD debido a los largos tiempos de exposición a altas temperaturas
que deben soportarse.

  • Presión

La presión en el fondo del pozo es menos problemática que la temperatura para los sistemas MWD.
La mayoría de las herramientas están diseñadas para soportar hasta
20,000 psi, con herramientas especializadas clasificadas a 25,000 psi.
La combinación de presión hidrostática y contrapresión del sistema rara vez se acerca a este límite.

  • Choque de fondo de pozo y vibración

El choque y la vibración en el fondo del pozo presentan a los sistemas MWD sus desafíos más severos.
Contrariamente a lo esperado, las pruebas iniciales que utilizaron
sistemas instrumentados en el fondo del pozo mostraron que las
magnitudes de los choques laterales (de lado a lado) son dramáticamente
mayores que los choques axiales durante la perforación normal.

Las herramientas de módem MWD generalmente están diseñadas para
resistir choques de aproximadamente 500 G durante 0.5 ms durante una
vida útil de 100,000 ciclos.
El choque torsional, producido por aceleraciones de torsión de barra / deslizamiento, también puede ser significativo. Si se somete a una adherencia o deslizamiento repetidos, se puede esperar que las herramientas fallen.

  • Estadísticas de fiabilidad de la herramienta.


El trabajo inicial realizado para estandarizar la medición y el informe
de las estadísticas de confiabilidad de la herramienta MWD se centró en
definir una falla y dividir el número agregado de horas de circulación
exitosas por el número agregado de fallas.
Este trabajo dio como resultado un número de tiempo medio entre fallos (MTBF).
Si los datos se acumularan durante un período estadísticamente
significativo (típicamente 2,000 horas), se podrían derivar tendencias
significativas de análisis de fallas.

Sin embargo, a medida que las herramientas de fondo de pozo se
volvieron más complejas, la Asociación Internacional de Contratistas de
Perforación (IADC) publicó recomendaciones sobre la adquisición y el
cálculo de estadísticas de MTBF.

Registro Durante la Perforación (LWD)

El registro durante la perforación literalmente toma un registro o registro mientras se realiza la perforación


El registro durante la perforación (LWD) es una técnica de registro de
pozos que mide las propiedades de formación como el tipo de roca
penetrada, la saturación de agua y la porosidad de la formación a medida
que avanza la perforación.

 

Para lograr esto, la herramienta de registro mientras se perfora
normalmente se integra con el ensamblaje de fondo (BHA) ubicado
justo encima de la broca de perforación, de modo que poco después de que
la broca taladra el hoyo a través de una formación, las
características de la formación se obtienen casi de inmediato.

 

Es posible confundir el registro durante la perforación (LWD) con la
medición durante la perforación (MWD), pero en realidad, estos términos
no son los mismos.

La información obtenida de una herramienta de registro mientras se
perfora ayuda a caracterizar la formación perforada, mientras que la
información obtenida a través de una herramienta de medición mientras se
perfora ayuda a navegar y controlar la trayectoria del pozo (útil en la
perforación direccional).

 
Cómo funciona el registro mientras que la perforación 

Ejemplo de un registro al taladrar herramienta


Los datos adquiridos en el fondo del pozo a través del registro durante
la perforación pueden transmitirse a la superficie mediante un método
conocido como telemetría de pulso de lodo.

Dado que el lodo de perforación circula desde la superficie, hacia abajo hasta la broca y nuevamente hacia la superficie;
Los pulsos de presión se generan en el pozo del pozo de perforación y
estos pulsos de presión se transmiten a la superficie a través del lodo
de perforación.

 

El registro mientras se perforan los datos se codifica en estos
impulsos de presión a medida que avanza la perforación y se envía a la
superficie donde los transductores de presión ubicados en la superficie
los detectan.

De esa manera, el registro mientras se perfora proporciona datos en
tiempo real sobre las propiedades de formación penetradas por la broca.

 

La herramienta de registro mientras se perfora también tiene una
disposición para almacenar los datos en una memoria que se puede
descargar cuando la cadena de perforación se saca del agujero.


El registro mientras los datos de perforación se transmiten a
intervalos de tiempo uniformemente espaciados y el registro mientras la
herramienta de perforación normalmente funciona con baterías y / o una
turbina de lodo.

Además de las propiedades de formación, una herramienta de registro
mientras se perfora también puede proporcionar información sobre los
parámetros de perforación, como el peso en la broca (WOB), el par y la
temperatura y presión en el fondo del pozo.

 
Ventajas de registrar durante la perforación

El registro durante la perforación ayuda a comprender mejor las formaciones subterráneas en tiempo real


El registro durante la perforación tiene ventajas únicas sobre el
registro de pozos convencionales, ya que los datos se pueden obtener
rápidamente antes de que las fuentes de contaminación de datos se
vuelvan graves.

 
Por ejemplo, cuando se perfora con lodo a base de agua, el fluido de perforación podría invadir la formación; Penetrando más profundo con el tiempo.
Cuando se usan registros de resistividad para obtener la saturación de
agua de la formación, es posible confundir el agua del fluido de
perforación con parte del agua original presente en la formación.

 
Esto da resultados de saturación de agua erróneos.
El registro durante la perforación minimiza este error ya que los datos
se obtienen antes de que los fluidos de perforación puedan penetrar
profundamente en la formación.

 

Ejecutar un registro de rayos gamma con el ensamblaje de fondo de pozo a
medida que avanza la perforación ayuda a diferenciar diferentes tipos
de rocas (como lutitas, carbonatos y areniscas).
De esa manera, las rocas penetradas pueden ser registradas en tiempo real.
 

Nuevamente, en comparación con el cableado, el registro durante la
perforación no presenta problemas con los pozos desviados o de alto
ángulo.
Puede ser difícil pasar el cable a través de pozos desviados y de ángulo alto.
 

Sin embargo, un riesgo es que dado que la herramienta de taladrar
mientras se está perforando forma parte de la sarta de perforación y se
coloca cerca de la broca de perforación, las vibraciones de perforación
generadas por la broca y durante la operación de perforación pueden
dañar la herramienta.

TRADUCIDO DESDE OILFIELDTEAM.COM 

 

via Blogger https://ift.tt/2BV9ExK Geología, Ingenieria de Perforaciòn, Operaciones, Perforación Direccional, Registro de Pozos, TECNOLOGIA, Yacimientos

Responder

Introduce tus datos o haz clic en un icono para iniciar sesión:

Logo de WordPress.com

Estás comentando usando tu cuenta de WordPress.com. Cerrar sesión /  Cambiar )

Google photo

Estás comentando usando tu cuenta de Google. Cerrar sesión /  Cambiar )

Imagen de Twitter

Estás comentando usando tu cuenta de Twitter. Cerrar sesión /  Cambiar )

Foto de Facebook

Estás comentando usando tu cuenta de Facebook. Cerrar sesión /  Cambiar )

Conectando a %s