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HERRAMIENTAS DE MEDICIÓN DIRECCIONAL
EMI/MDP
PERFORACIÓN DIRECCIONAL
En el proceso de perforación de pozos petroleros la geología local puede
determinar una trayectoria complicada para un pozo, tal como perforar alrededor
de domos salinos o láminas de sal, estas características traen consigo numerosos
problemas como atascamiento de la tubería de perforación, pérdida del fluido de
circulación, desviación del objetivo lo que aumenta considerablemente el número
de horas de perforación no productiva. La necesidad de disminución de costos,
incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular,
disminuir los riesgos ambientales, pozos de alivio, necesidad de mantener la
verticalidad de los pozos, construcción de oleoductos y gasoductos y situaciones
ya mencionadas requieren el uso de la perforación direccional.
Al igual que en otras operaciones de perforación, en la perforación direccional
también existe la necesidad de obtener un rendimiento que resulte beneficioso en
términos de costos. De acuerdo con los informes de las compañías dedicadas a la
exploración y producción, los gastos de perforación representan alrededor del 40%
de los costos de descubrimiento y desarrollo. (OILFIELD REVIEW, 2009)
EVOLUCIONES DE LA TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
Desde los inicios de la perforación para la obtención de sal durante cientos de
años hasta el desarrollo de las técnicas modernas, ha existido un amplio avance
en la tecnología de perforación. Con surgimiento de la perforación rotativa, cuyos
orígenes se encuentra alrededor de 1850, los perforadores obtuvieron un mayor
control para la alcanzar el objetivo deseado.
Existen dos formas de realizar una perforación direccional, mediante rotación y
deslizamiento, en la primera la totalidad de la sarta de perforación rota.
En el modo de deslizamiento rota únicamente el trepano y el rotor del motor de
fondo. Esta tecnología ha tenido aplicación extendida pero se requiere de una
precisión exacta para orientar correctamente la sección curva del motor debido a
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la elasticidad torsional de la columna de perforación, el cual tiene un
comportamiento parecido a la de un resorte en espiral y se retuerce a un punto en
el que resulta difícil orientarlo.
La primitiva tecnología de perforación rotativa direccional implicaba el empleo de
dispositivos tales como las cuñas de desviación que provocaban la deflexión de la
barrena de perforación; este método ofrecía un control limitado lo que ocasionaba
con frecuencia pérdida de objetivos.
La introducción del motor de desplazamiento positivo (PDM por sus siglas en
ingles) ofrecía capacidad de dirección y control direccional, pero el motor carecía
de la eficacia a la que aspiraban los perforadores. Con el tiempo, los motores
direccionales permitieron la rotación y el deslizamiento de la columna de
perforación desde la superficie, lo que mejoró aún más el control direccional. Sin
embargo, esta tecnología continúo siendo ineficaz y riesgosa porque el esfuerzo
de torsión y el arrastre extremos limitaban la capacidad de perforación en los
modos de deslizamiento y rotación, impidiendo el acceso a algunos objetivos. La
tortuosidad del pozo producida por los PDM en el modo de deslizamiento eran
inaceptables debido a la dificultad de un deslizamiento futuro y porque la
tortuosidad del pozo dificulta la evaluación de formaciones y la bajada de la
tubería de revestimiento.
Uno de los principales problemas de la perforación direccional consiste en
determinar la inclinación del hoyo, debido a estas necesidades aparecieron los
dispositivos de medición. Los cuales proporcionan tres datos fundamentales: la
profundidad medida, la inclinación y el azimut del hoyo, mediante los cuales se
puede calcular la locación del hoyo.
Si bien estas técnicas les daban un cierto control sobre la inclinación del hueco, no
tenían casi ningún control sobre el azimut del hoyo. La aparición de los modernos
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sistemas de medición durante la perforación MWD (Measure While Drilling) envían
datos de relevamientos direccionales a la superficie por telemetría de pulsos del
lodo; las mediciones son transmitidas como pulsos de presión en el fluido de
perforación y son decodificados en la superficie con la ayuda de una computadora,
mientras se avanza con la perforación.
Además de la dirección y la inclinación, el sistema MWD transmite datos acerca de
la orientación de la herramienta de perforación direccional. Estos avanzados
sistemas direccionales permiten al perforador mantener el control sobre la
trayectoria del hoyo.
SISTEMAS RSS
La tecnología de los sistemas RSS (Rotary Steerable System), permite una
rotación continua de la columna de perforación mientras se controla la dirección de
la mecha. Según la Cia Schlumberger, existen 2 tipos de RSS: “Point the Bit” o
apuntando el trepano y “Push the Bit” o Empujando el trepano, al primer tipo
corresponde el Power Drive “Xceed” y al segundo el Power Drive “Xtra”. Existen
también RSS y otras Cias como ser el “GeoPilot” de la Cia Halliburton o el
“Autotrak” de la Cia. Baker. (SCHLUMBERGER, “Presentación PD”, 2009)
Sistema Power Drive
El sistema PowerDrive es un sistema compacto y poco complicado, comprende
una unidad sesgada y una unidad de control que agregan sólo 3,8 m [121⁄2 pies] a
la longitud total del BHA. La unidad sesgada, ubicada directamente detrás de la
mecha, aplica una fuerza sobre la mecha en una dirección controlada mientras
toda la columna gira. La unidad de control, que se encuentra detrás de la unidad
sesgada, contiene dispositivos electrónicos, sensores, y un mecanismo de control
que proporcionan la magnitud y la dirección promedio de las cargas del lado de la
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mecha, necesarias para alcanzar la trayectoria deseada. (OILFIELD
REVIEW,2009)
SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL POWER DRIVE X5 675
FUENTE: SCHLUMBERGER, “PCH-1003ST2”, 2009
La “Bias Unit” o Unidad Mecánica
La “Bias Unit” está conformada por tres patines externos articulados, que son
activados por el flujo de lodo controlado a través de una válvula que utiliza la
diferencia de presión de lodo existente entre el interior y el exterior de la unidad
sesgada. La válvula de tres vías de disco rotativo acciona los patines al dirigir el
lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de cada patín, a medida que rota
para alinearse con el punto de empuje deseado en el pozo, que es el punto
opuesto a la trayectoria deseada. (OILFIELD REVIEW, 2009)
Una vez que un patín pasa el punto de empuje, la válvula rotativa corta el
suministro de lodo y el mismo se escapa a través de una compuerta
especialmente diseñada para la filtración del lodo. Cada patín se extiende no más
de 1 cm [3⁄8”] durante cada revolución de la unidad sesgada. Un eje conecta la
válvula rotativa con la unidad de control para regular la posición del punto de
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empuje. Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario con respecto a la roca,
la mecha será empujada constantemente en una dirección, que es la dirección
opuesta al punto de empuje.
El sistema opera en modo neutral cuando no es necesario modificar la dirección,
donde cada patín se extiende de a uno por vez, de manera que los patines
empujen en todas las direcciones y sus movimientos se cancelen entre sí.
(OILDFIELD REVIEW, 2009)
“Control Unit” o Unidad Electrónica.
La “Control Unit” mantiene la posición angular propia del eje de impulso relativo
a la formación. La unidad de control se encuentra montada sobre cojinetes, los
cuales permiten su rotación libre alrededor del eje de la sarta de perforación. Por
medio de su propio sistema de activación, se puede dirigir a la unidad de control
para que mantenga un ángulo de giro determinado, o ángulo de orientación de la
herramienta con respecto a la roca de formación. Sensores del acelerómetro y
magnetómetro de tres ejes proporcionan información relativa a la inclinación y al
azimut de la mecha, además de la posición angular del eje de impulso. (OILFIELD
REVIEW, 2009)
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SISTEMA ROTATIVO DIRECCIONAL POWER DRIVE X5 675
FUENTE: SCHLUMBERGER, “PCH-1003ST2”, 2009
En el interior de la unidad de control se encuentran unos impulsores de turbina de
rotación contraria, ubicados en ambos extremos de la misma, desarrollan el
torque estabilizador necesario por medio de imanes permanentes de gran
potencia, cuya acción se suma a la de las bobinas de torsión ubicadas en la
unidad de control. La transmisión del torque desde los impulsores a la unidad de
control se controla en forma eléctrica modificando la resistencia de las bobinas de
torsión. El impulsor superior se utiliza para aplicar torque a la plataforma en la
misma dirección de la rotación de la columna de perforación, mientras que el
impulsor inferior la hace girar en la dirección inversa. Existen otras bobinas que
generan energía para los dispositivos electrónicos. (OILFIELD REVIEW; 2009)
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UNIDAD DE CONTROL
FUENTE: SCHLUMBERGER, “Presentation Power Drive”, 2009
MWD (Measure While Drilling)
Uno de los parámetros importantes en la perforación consiste en la comunicación
en tiempo real y la posibilidad de evaluar la formación para obtener resultados
exitosos. El sistema Power Drive está provisto de un dispositivo de medición de
alta precisión MWD cuya información es transmitida a la superficie por medio del
sistema de comunicación Power Pulse, que es la herramienta más común de
MWD en el campo. El Power Pulse está diseñado para hoyos de tamaño inferior a
8 1/2” (6 3/4” herramienta), puede realizar mediciones de Acimut, GTF, MTF,
temperatura de herramienta, como también mediciones de formación como rayos
gamma (opcional). Además en la unidad de control se encuentran sensores
adicionales que registran la velocidad instantánea de la columna de perforación
con respecto a la formación, sensores térmicos y de vibración registran datos
adicionales sobre las condiciones de fondo, esta información ayuda a diagnosticar
problemas de perforación, y permite efectuar decisiones eficientes en el proceso
de perforación. (OILFIELD REVIEW, 2009)
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PROGRAMACION DEL MWD- POWER PULSE
FUENTE: SCHLUMBERGER, “PCH-1003ST2”, 2009
Uno de los grandes desafíos que deben enfrentar los ingenieros de perforación es
maximizar la efectividad económica de los costosos pozos direccionales con
trayectorias complejas. El éxito depende de las herramientas de perforación que
ofrecen eficiencia, confiabilidad y capacidad intrínsecas.
LWD (Load While Drilling)
El sistema MWD y LWD son relativamente similares, el LWD provee mediciones
sobre la formación mientras que el MWD provee mediciones de perforación y
desviación.
Ambos sistemas transmiten la información en tiempo real, pero el sistema LWD
provee mejor resolución debido a que sus mediciones son guardadas en la
memoria de fondo. (SCHLUMBERGER, “MWD Introduction”, 2009)
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Presentación de Campo VISION Firstlook.
FUENTE: OILFIELD REVIEW, “LWD en tiempo real”, 2009
Las mediciones del LWD incluyen registros de resistividad, porosidad, tiempo de
transito acústico, imágenes del hoyo, presión anular, buzamiento, perdidas de
fluidos e información relativa a la integridad de la formación.
Esta información obtenida hace posible la colocación más exacta del pozo lo que
significa direccionar el pozo a una zona optima del yacimiento para maximizar la
producción, con menos correcciones, una menor tortuosidad y una mayor parte del
agujero dentro del yacimiento, además que las imágenes logran una tolerancia
(resolución) en términos de profundidad vertical absoluta de menos de 6 (pies) y
en términos de profundidad relativa de menos de 1 (pie) lo que permite que los
pozos no solo permanezcan dentro de las zonas productivas delgadas sino que
también evita colisiones con otros pozos que drenan de la misma zona. (OILFIELD
REVIEW, “LWD en tiempo real”, 2009)
El sistema VISION posee sensores tipo inducción, o de propagación
electromagnética, de resistividad y densidad neutrón azimutal, para optimizar la
eficiencia y exactitud de la perforación las imágenes de resistividad de alta
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resolución pueden revelar características estratigráficas sutiles, estratificación de
la formación y buzamientos cercanos al hueco , además que también
proporcionan información valiosa sobre fracturas y fallas del hueco que reflejan el
estado geomecánico del agujero, lo que permite tomar acciones correctivas para
una perforación eficiente. (OILFIELD REVIEW, “LWD en tiempo real”, 2009)
El uso de la tecnología de los sistemas RSS ofrece una rotación continua durante
la navegación, esto significa un hueco más limpio es decir la tortuosidad es
reducida por un mejor control de navegación, con ello existe menos riesgo de
aprisionamiento de la tubería lo que conlleva a un ahorro de tiempo (perforación
más rápida, menos tiempo de limpieza).
En las ilustraciones inferiores se observa la comparación de la calidad del pozo
utilizando un motor accionado por el lodo de perforación (Izquierda), y el sistema
rotativo direccional PowerDrive Xceed (Derecha).
CALIBRACION DE HOYO
FUENTE: OILFIELD REVIEW,” Nuevos rumbos en la perforación rotativa
direccional.”, 2009
Además, el uso de los sistemas RSS permite llegar a objetivos en el subsuelo que
de otra forma serian inalcanzables por ejemplo, en locaciones inaccesibles
(objetivos bajo ciudades, ríos, o áreas protegidas), una menor cantidad de pozos
para explotar un yacimiento reduce los impactos ambientales de una determinada
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zona. Las características de operación de los RSS hacen factible el uso de estos
sistemas, aprovechando los componentes cerrados que protegen la herramienta
en temperaturas de pozo de hasta 302°F [150°C], en formaciones altamente
abrasivas, con cualquier tipo de fluido, y en ambientes de alto impacto, además, la
herramienta puede lograr incrementos angulares de hasta 8°/100 pies [8°/30 m], lo
que le permite perforar trayectorias exigentes. Todo lo mencionado anteriormente
acerca de la tecnología de los RSS se traduce en menor costo por pie perforado,
lo cual significa: MENOS COSTO POR BARRIL (OILFIELD REVIEW, 2009)