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1. TEMA 5 – MOTORES DE FONDO
1. INTRODUCCION.-
Los “Motores de Fondo (downhole motors – DHM)” son herramientas que convierten la
energía hidráulica del flujo del lodo en energía mecánica que permiten la rotación del
trepano sin necesidad transmitir esta rotación desde superficie.
2. METODOS DE PERFORACION
SLIDING:
 Perforación sin rotación de superficie donde el DHM proporciona toda la
rotación al trepano.
 Usado para la construcción del tramo direccional del pozo.
ROTARY:
 Perforación con rotación de superficie mas la rotación transmitida por el motor
de fondo.
 Usado para la construcción del tramo tangente del pozo.
3. TIPOS DE MOTORES DE FONDO
Los motores de fondo son potenciados por el flujo del lodo de perforación. Los dos
importantes tipos de motores de fondo son:
 Los Motores de Desplazamiento Positivo – PDM.
 Las Turbinas que básicamente son bombas centrifugas o axiales.
El diseño de ambas herramientas es totalmente diferente. Las turbinas fueron ampliamente
usadas hace algunos años atrás. Sin embargo, las mejoras en los diseños de los trépanos y
PDM han hecho que hoy en día las turbinas solo sean usadas en aplicaciones especiales.
Los principios de operación tanto de los PDM como de las turbinas se muestran a
continuación.
PRINCIPIOS DE OPERACION
1

2. 4. MOTORES DE DESPLAZAMIENTO POSITIVO – PDM’s
El primer motor de fondo usado en los campos petroleros fue el Dinadrill (Configuración
lobular 1:2). Todos los motores de fondo constan basicamente de los siguientes elementos:
 Válvula de Descarga (Dump Valve Assembly).
 Sección de Poder o Potencia (Power Section)
 Sección Ajustable.
 Transmisión
 Sección de Rodamientos (Bearing Section)
 Sección Giratoria (Drive Shaft Assembly)
4.1.- Válvula de Descarga (Dump Valve Assembly)
 Permite que el lodo llene el interior de la sarta de perforación durante los viajes y la
vacíe mientras realizamos alguna conexión o sacamos la tubería fuera del pozo.
 Permite el paso de lodo hacia la sección de potencia.
 La válvula opera a través de un resorte el cual presiona un pistón.
 El pistón de la válvula es activado por presión diferencial (requiere aprox. 30% del
flujo de lodo para forzar el pistón abajo)
 La válvula evita el influjo del pozo por el interior de la herramienta y permite que en
los viajes la tubería salga seca.
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3. 4.2.- Sección de Potencia (Rotor/Estator)
 Los motores de desplazamiento positivo son una aplicación inversa de las bombas
de Moineau.
 El fluido es bombeado dentro de las cavidades progresivas del motor.
 La fuerza del fluido causa el movimiento rotatorio de la transmisión dentro del
estator.
 La fuerza rotacional entonces es transmitida a través de la transmisión al trepano
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4. ► El rotor es un vástago de acero con chapa cromada en forma de hélice espiral.
► El estator es una cavidad de acero hueca, donde se aloja una goma compuesta de
elastómero, la cual adopta una forma espiral durante su fabricación.
► El rotor es elaborado con un perfil de “lóbulos” coincidente y similar al armado
helicoidal del estator.
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5. LOBULOS
► El estator siempre tiene un lóbulo más que el rotor.
► Una vez ensamblado el rotor y el estator forman un sello continúo a lo largo de
puntos coincidentes de contacto.
► La rotación y el torque disponible en un PDM dependen del ángulo de contacto y el
número de lóbulos en el estator y el rotor.
► Las configuraciones rotor/estator (o relación de lóbulos) actualmente en uso son:
½, ¾, 5/6, 7/8 o 9/10.
► Las configuraciones ½ desarrollan las mayores velocidades y solo están
disponibles para trépanos de PDC y diamante natural.
► A mayor cantidad de lóbulos se tiene menores velocidades (<RPM) pero se
aumenta el torque desarrollado por el motor (> Torque).
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6. ► La magnitud de la rotación producida es proporcional al volumen de lodos
bombeado a través del motor.
► El torque generado a través del PDM es proporcional a la caída de presión a través
del motor y es también una función del peso sobre el trepano (WOB).
► Un incremento en el WOB creará mas torque y de la misma manera un incremento
en la presión diferencial requerida a través de la sección de poder.
Resumen
 El Torque y las RPM están determinadas por la configuración Rotor/estator.
 La potencia del motor esta determinada por el número de vueltas del espiral
(Etapas) y la relación de lóbulos Rotor/Estator.
 La interferencia Rotor/Estator puede ser ajustada de acuerdo a las condiciones del
pozo.
4.3.- Sección Ajustable (Bent Housing)
 Permite graduar la curvatura del motor de fondo para cualquier aplicación
direccional deseada
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7. 4.4.- Sección de Transmisión
 Es colocado en la parte baja del rotor, dentro de la sección ajustable (bent
housing).
 Transmite la velocidad rotacional y el torque hacia la sección giratoria y de este al
trepano.
 Una junta universal convierte el movimiento excéntrico del motor en un movimiento
concéntrico dentro de la sección rotaria.
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8.  Algunos modelos de motores PDM son reforzados con goma sobre la junta
universal.
 Compensa la vibración causada por el movimiento excéntrico del rotor y la
excentricidad de la sección ajustable (bent housing).
4.5.- Sección de Rodamientos (Bearing Section) y Sección Giratoria (Drive Shaft
Section)
 La sección giratoria es un componente de acero construido rígidamente. Se
encuentra apoyado dentro de la sección de rodamientos (bearing section) a través
rodamientos que soportan esfuerzos radiales y axiales.
 La sección de rodamientos (bearing section) transmite la potencia rotacional y el
esfuerzo de la perforación al trépano de perforación.
4.6.- Sección de rodamientos (Bearing Section)
 Permite la rotación de la barrena sin necesidad de rotación de la sarta.
 Posee bolas que giran en pistas de carburo de tungsteno.
 Son sellados o lubricados por lodo.
 Sobre la sección de baleros esta la Camisa Estabilizadora que es intercambiable
de acuerdo a la aplicación direccional requerida.
 Soportan el peso axial cuando se perfora.
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9. 5. TURBINAS
DE PERFORACION
5.1.- Introducción
► Turbina de Perforación: La turbina convierte la energía hidráulica proveniente del
lodo en energía mecánica rotativa para se entregada a la mecha de perforación.
► La velocidad de rotación en fondo está entre las 600 rpm y 1500 rpm.
► La rotación del trépano es independiente de la rotación de tubería.
Las turbinas de perforación básicamente constan de dos partes:
 Sección de Poder o Potencia.
 Sección de Rodamientos.
PDM 1:2 PDM Multilóbulo
Altas Velocidades Bajas velocidades
Bajos Torques Altos torques
Bajos Caudales de Flujo Altos caudales de Flujo
Bajo WOB Altos WOB
Bajas presiones en el motor
Bajas presiones en el trépano
Altas presiones en el motor
Altas presiones en el trépano
Necesitan trépanos de alta
velocidad
Relativamente fácil de orientar Mas difícil de orientar
Usado con junta ajustable
Usado con junta ajustable o
arreglo dirigible
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10. 5.2.- Sección de Potencia
► Esta sección provee la potencia a la turbina.
► Dependiendo del requerimiento podemos tener configuraciones de 1 , 2 hasta 3
secciones de potencia por turbina.
► Se pueden contar con 70 a 150 piezas de alabes (Rotor/Estator) por sección de
potencia.
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11. 5.3.- Sección de Rodamientos:
► Soporta la fuerza axiale que se transmite a través del eje, desde la sección de
potencia.
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12. 5.4.- Se clasifica según:
 Tamaño de Turbina.
 El numero de secciones de potencia
 El perfil del Alabe
Tamaño de la Turbina
Numero de Secciones de la Turbina
 T1 - Turbina con una sección de Potencia.
 T2 - Turbina con dos secciones de Potencia.
 T3 - Turbina con tres secciones de Potencia.
 T1XL- Turbina con una sección Potencia extendida.
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13. El Perfil del Alabe o Aleta
 Tipos de Aletas o Alabes: Mk1, Mk2 o Mk3, los cuales son seleccionados para
optimizar una aplicación particular.
5.5.- Características de las Turbinas:
 Capaz de generar altas potencias.
 La herramienta presenta un perfecto balance con los esfuerzos radiales
 La potencia a generar no depende de elastómeros, o elementos de goma
(componentes metálicos).
 Las turbinas de perforación tienen una excelente resistencia al calor.
 La velocidad y le torque son manipulables desde Superficie.
5.6.- Desventajas de las Turbinas:
 Las turbinas no tiene aplicación con trépanos triconicos.
 Genera alta potencia a expensa del flujo de lodo, lo que da poca aplicación en
agujeros profundos.
 La fabricación y el desarrollo de turbinas que sean comercialmente viable y confiable
es difícil y costosa.
5.7.- Ventajas en Pozos Desviados:
o Reduce el número de viajes por cambio en el arreglo de fondo de pozo (BHA).
o Evita realizar viajes por cambios de junta ajustable (bent sub) o por fallas en la
herramienta.
o Es capaz de girar progresivamente a la izquierda usando una estabilización
convencional de turbina recta.
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14. 6. PDM’s Vs. TURBINAS
Respuesta del efecto WOB y BHA
 Tiene un confiable control de ángulo y azimut.
 Mantiene uniforme el perfil del pozo, reduciendo de esta manera el incremento del
torque.
 Mantiene los regímenes de penetración (ROP) en modo deslizamiento (sliding) como
en modo rotario (rotary).
Desventajas comparado con motor de Fondo - PDM
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15.  Presenta limitaciones en el bombeo de material para perdidas de circulación
(sellantes).
 El costo diario de la herramienta es mayor que los PDM.
 Las Altas velocidades son demasiadas para usar trépanos triconicos . Pero hoy en
día ya existen turbinas de baja revolución las cuales tiene aplicación con este tipo de
trépanos.
 Tiene muy poca aplicación en las primeras secciones del pozo y en formaciones
blandas.
 Presenta altas caída de presión, lo que es una limitación para los trepanos de poca
capacidad de bombas.
 Tiene un menor torque de salida.
7. METODOS DE DIRECCIONAMIENTO
Fuerza Lateral Directa: Push-the-bit
 Fuerza opuesta a la del trepano, aplicada a las paredes del pozo (a través de aletas
– pads) haciendo que el trepano adquiera la dirección hacia donde necesitamos
dirigir el pozo.
Eje Excéntrico de la Barrena: Point-the-bit
 El trepano es direccionado hacia la dirección donde necesitamos perforar
introduciendo un offset – sistema parecido a perforar con un motor con bend
housing.
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16. 1. S. Perforación
La evaluación de las propiedades físicas, generalmente la presión, la temperatura y la trayectoria
del pozo en el espacio tridimensional, durante la extensión de un pozo. La adquisición de
mediciones durante la perforación (MWD) es ahora una práctica estándar en los pozos
direccionales marinos, en los que el costo de las herramientas es compensado por el tiempo de
equipo de perforación y las consideraciones asociadas con la estabilidad del pozo si se utilizan
otras herramientas. Las mediciones se adquieren en el fondo del pozo, se almacenan un cierto
tiempo en una memoria de estado sólido y posteriormente se transmiten a la superficie. Los
métodos de transmisión de datos varían entre una compañía y otra, pero generalmente consisten
en la codificación digital de los datos y su transmisión a la superficie como pulsos de presión en
el sistema de lodo. Estas presiones pueden ser ondas senoidales positivas, negativas o continuas.
Algunas herramientas MWD poseen la capacidad para almacenar las mediciones para su
recuperación posterior con cable o cuando la herramienta se extrae del pozo si el enlace de
transmisión de datos falla. Las herramientas MWD que miden los parámetros de una formación
(resistividad, porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se conocen como herramientas de
adquisición de registros durante la perforación (LWD). Las herramientas LWD utilizan sistemas
similares de almacenamiento y transmisión de datos, y algunas poseen más memoria de estado
sólido para proporcionar registros de mayor resolución después de extraer la herramienta, que la
que es posible con el sistema de transmisión de pulsos a través del lodo con un ancho de banda
relativamente bajo.
Una plataforma de perforación se utiliza para crear la perforación de pozos o (también llamado un
pozo) en la sub-superficie de la tierra, por ejemplo, con el fin de extraer los recursos naturales como
el gas o el petróleo. Durante dicha perforación, los datos se adquiere a partir de los sensores de
plataforma de perforación para una serie de propósitos, tales como: la toma de apoyo para el
seguimiento y gestionar el buen funcionamiento de la perforación; para hacer un registro detallado (o
bien log) de las formaciones geológicas penetradas por un pozo; para generar estadísticas de
operaciones y parámetros de rendimiento, tales que las mejoras pueden ser identificados, y
proporcionar así planificadores con datos históricos operaciones rendimiento precisos con los que
realizar análisis de riesgo estadístico para las operaciones así futuras. Los términos de medición
durante la perforación (MWD), y el registro durante la perforación (LWD) no se utilizan
sistemáticamente en toda la industria. Aunque, estos términos están relacionados, en el contexto de
esta sección, el término MWD se refiere a perforación direccional-mediciones, por ejemplo, para el
apoyo a las decisiones para el buen funcionamiento de la perforación, mientras LWD se refiere a las
medidas relativas a la formación geológica realizada durante la perforación.[1]
MWD normalmente se refiere a la medida tomada del pozo (agujero) de inclinación respecto a la
vertical, así como la dirección de norte magnético. El uso de la trigonometría básica, un gráfico
tridimensional de la trayectoria del pozo puede ser producida. Esencialmente, un operador de MWD
mide la trayectoria del agujero, ya que se perfora (por ejemplo, actualizaciones de datos llegan y se
procesan cada pocos segundos o más rápido). Esta información se utiliza luego para perforar en
una dirección pre-planificado en la formación que contiene el aceite, gas, agua o
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17. condensado. Mediciones adicionales también se pueden tomar de las emisiones de rayos gamma
naturales de la roca; esto ayuda en términos generales para determinar qué tipo de formación
rocosa está siendo perforado, que a su vez ayuda a confirmar la localización en tiempo real del pozo
en relación con la presencia de diferentes tipos de formaciones conocidas (por comparación con los
datos sísmicos existentes).
Densidad y porosidad, las presiones de rock de líquidos y otras medidas se toman, algunos
utilizando fuentes radiactivas, algunos usando el sonido, algunos utilizando la electricidad,
etc .; esto, entonces se puede utilizar para calcular cómo libremente aceite 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 las reservas enteros de depósito y el depósito.
Una herramienta de fondo de pozo MWD también es "de bordes altos" con el conjunto de
perforación del fondo del pozo, permitiendo al pozo para ser dirigido en una dirección elegida en el
espacio 3D conocida como perforación direccional. Perforadores direccionales confían en recibir
datos precisos y de calidad probada del Operador MWD que les permita mantener el pozo de forma
segura en la trayectoria prevista.
Mediciones topográficas direccionales están presentes tres acelerómetros montados ortogonalmente
para medir la inclinación, y tres montados ortogonalmente magnetómetros que miden la dirección
(azimut). Herramientas giroscópicos se pueden usar para medir Azimuth donde la encuesta se mide
en un lugar con influencias perturbadoras externas magnéticas, "carcasa" dentro de, por ejemplo,
donde el agujero está alineado con los tubulares de acero (tubos). Estos sensores, así como
sensores adicionales para medir la densidad de la roca de formación, porosidad, la presión u otros
datos, están conectados, física y digitalmente, a una unidad lógica que convierte la información en
dígitos binarios que se transmite entonces a la superficie usando "pulso barro telemetría "(MPT, un
sistema de transmisión de codificación binaria se utiliza con líquidos, tales como, combinatoria, la
codificación Manchester, de fase partida, entre otros).
Esto se hace mediante el uso de una unidad de fondo de pozo "generador de impulsos" que varía la
presión de fluido de perforación (lodo) dentro de la sarta de perforación de acuerdo con la MPT
elegido: estas fluctuaciones de presión se descodifican y se muestra en las computadoras del
sistema superficie como formas de onda; salidas de tensión de los sensores (datos sin
procesar); medidas específicas de la gravedad o las direcciones desde el norte magnético, o en
otras formas, como las ondas sonoras, las formas de onda nucleares, etc.
Superficie (barro) transductores de presión miden estas fluctuaciones de presión (pulsos) y pasan
una señal de tensión analógica a la superficie computadoras que digitalizan la señal. Frecuencias
perturbadoras son filtrados y la señal se decodifica de nuevo en su forma original de datos. Por
ejemplo, una presión de 20 psi de fluctuación (o menos) puede ser "elegido" de un sistema de lodo
presión total de 3,500psi o más.
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18. Energía eléctrica y mecánica de fondo de pozo es proporcionado por los sistemas de fondo de pozo
de turbina, que utilizan la energía de la corriente "fango", unidades de batería (litio), o una
combinación de ambos
Tipos de información transmiten [editar]
Información direccional [editar]
Herramientas MWD son generalmente capaces de tomar las encuestas de dirección en tiempo
real. La herramienta utiliza acelerómetros y magnetómetros para medir la inclinación y el acimut del
pozo en esa ubicación, y luego transmitir esa información a la superficie. Con una serie de
encuestas; , se puede calcular la ubicación del pozo mediciones de inclinación, acimut, y la cara de
la herramienta, a intervalos apropiados (en cualquier lugar de cada 30 pies (es decir, 10 m) a cada
500 pies).
Por sí misma, esta información permite a los operadores para probar que su bienestar no cruza en
áreas que no están autorizados a perforar. Sin embargo, debido al coste de los sistemas de MWD,
que no se utilizan generalmente en pozos destinados a ser vertical. En cambio, los pozos son
encuestados después de perforar a través del uso demúltiples herramientas tiro topografía bajados
en la sarta de perforación en línea de acero o de telefonía fija.
El uso principal de los levantamientos en tiempo real está en la perforación direccional. Para el
perforador direccional para dirigir el pozo hacia una zona objetivo, tiene que saber dónde está el
bien va, y lo que los efectos de sus esfuerzos de dirección son.
Herramientas MWD también suelen proporcionar mediciones toolface para ayudar en la perforación
direccional utilizando motores de lodo del fondo del pozo con subs dobladas o alojamientos
dobladas. Para más información sobre el uso de mediciones toolface, consulte la
perforación direccional.
La mecánica de perforación de la información [editar]
Herramientas MWD también pueden proporcionar información sobre las condiciones de la
broca. Esto puede incluir:
 Velocidad de rotación de la sarta de perforación
 Suavidad de que la rotación
 Tipo y gravedad de cualquier vibración de fondo de pozo
 Temperatura de fondo de pozo
 Torque y peso sobre la barrena, medidos cerca de la broca
 Volumen de flujo del fango
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19. Motores de barro
El uso de esta información puede permitir que el operador para perforar el pozo de manera más
eficiente, y para asegurar que la herramienta MWD y cualquier otra herramienta de fondo de pozo,
tales como un motor de lodo, los sistemas rotativos direccionales y herramientas LWD, se operan
dentro de sus especificaciones técnicas para prevenir fallo de la herramienta. Esta información
también es valiosa para geólogos responsables de la información y de la formación que se está
perforando.
Propiedades de formación [editar]
Muchas herramientas MWD, ya sea por cuenta propia, o en conjunto con herramientas LWD
separados, puede tomar mediciones de propiedades de formación. En la superficie, estas
mediciones se ensamblan en un registro, similar a la obtenida por la tala de telefoníafija.
Herramientas LWD son capaces de medir un conjunto de características geológicas incluyendo
densidad, porosidad, resistividad, acústico-pinza, la inclinación de la broca (NBI), la resonancia
magnética y la presión de la formación.
La herramienta MWD permite que estas medidas que deben adoptarse y evaluados, mientras que el
pozo está siendo perforado. Esto hace que sea posible llevar a cabo el
direccionamiento geológico, o la perforación direccional basada en las propiedades de formación
medidas, en lugar de simplemente la perforación en un objetivo preestablecido.
La mayoría de las herramientas MWD contienen un interno de rayos gamma sensor para medir los
valores de rayos gamma natural. Esto se debe a que estos sensores son compactos, de bajo costo,
confiable, y pueden tomar medidas a través de collares de perforación no modificados. Otras
medidas a menudo requieren herramientas LWD separados, que se comunican con las herramientas
MWD de fondo de pozo a través de cables internos.
Medición durante la perforación puede ser rentable en los pozos de exploración, particularmente en
las zonas del Golfo de México, donde se perforan pozos en áreas de sal diapirs. El registro de
resistividad detectará penetración en sal, y la detección precoz evita daños sal al lodo de perforación
bentonita.
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20. Métodos de transmisión de datos [editar]
Telemetría Mud-pulse [editar]
Este es el método más común de transmisión de datos utilizado por las herramientas MWD. El fondo
del pozo, una válvula es accionada para restringir el flujo del lodo de perforación (slurry) 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 son recibidos de 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: positivo pulso, negativa de pulso y onda continua.
Pulso positivo
Herramientas Positivo-pulso brevemente cerrar y abrir la válvula para restringir el flujo de
lodo dentro de la tubería de perforación. Esto produce un aumento de la presión que puede
ser visto en la superficie. Códigos de línea se utilizan para representar la información digital
en forma de impulsos.
Diagrama que muestra el MWD
Pulso negativo
Herramientas pulso negativo brevemente abrir y cerrar la válvula para liberar el lodo desde el
interior del tubo de perforación a la corona circular. Esto produce una disminución de la
presión que puede ser visto en la superficie. Códigos de línea se utilizan para representar la
información digital en forma de impulsos.
Onda continua (por wawan)
Herramientas de onda continua gradualmente cerrar y abrir la válvula para generar
fluctuaciones de presión sinusoidales dentro del fluido de perforación. Cualquier digital
de modulación esquema con una fase continua se puede utilizar para imponer la información
en una señal portadora. El esquema de modulación más ampliamente usado es la
modulación de fase continua.
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21. Cuando la perforación bajo balance se utiliza, barro telemetría de pulso puede quedar
inutilizable. Esto es generalmente debido a que, con el fin de reducir la densidad
equivalente del lodo de perforación, un gas compresible se inyecta en el barro. Esto
hace que la señal de alto atenuación que reduce drásticamente la capacidad del lodo
para transmitir datos de impulsos. En este caso, es necesario utilizar métodos diferentes
de telemetría de pulso de lodo, como las ondas electromagnéticas que se propagan a
través de la formación o cableada telemetría tubería de perforación.
Tecnología de telemetría barro pulso actual ofrece un ancho de banda de hasta 40 bits /
s. [2]
La velocidad de datos cae al aumentar la longitud del pozo y es típicamente un
precio tan bajo como 1,5 bits / s [3]
-. 3,0 bit / s [ 2]
(bits por segundo) a una profundidad de
35.000 pies - 40.000 pies (10668 m - 12.192 m).
Superficie de comunicación agujero hacia abajo se realiza normalmente a través de
cambios en los parámetros de perforación, es decir, el cambio de la velocidad de
rotación de la sarta de perforación o cambio de la tasa de flujo de lodo. Realizar
cambios en los parámetros de perforación con el fin de enviar la información puede
requerir la interrupción del proceso de perforación, que es desfavorable debido al hecho
de que hace tiempo no productivo.
Telemetría electromagnética [editar]
Estas herramientas incorporan un aislante eléctrico en la sarta de perforación. Para
transmitir datos, la herramienta genera una diferencia de voltaje entre alterado la parte
superior (la sarta de perforación principal, por encima del aislante), y la parte inferior (la
broca, y otras herramientas situados por debajo del aislador de la herramienta MWD).En
la superficie, un cable está unido a la cabeza del pozo, lo que hace contacto con la
tubería de perforación en la superficie. Un segundo alambre está unido a una varilla de
clavado en el suelo a cierta distancia. La cabeza de pozo y de 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 un ordenador.
La herramienta EM genera diferencias de tensión entre las secciones de la sarta de
perforación en el patrón de muy baja frecuencia (2-12 Hz) olas. Se impone Los datos
sobre las olas a través de digital de la modulación.
Este sistema en general, ofrece velocidades de datos de hasta 10 bits por
segundo. Además, muchas de estas herramientas también son capaces de recibir datos
desde la superficie de la misma manera, mientras que las herramientas basadas barro
de pulso-se basan en cambios en los parámetros de perforación, tales como velocidad
de rotación de la sarta de perforación o la tasa de flujo de lodo, a enviar información
desde la superficie a herramientas de perforación. Realizar cambios en los parámetros
de perforación con el fin de enviar la información a las herramientas generalmente
interrumpe el proceso de perforación, causando pérdida de tiempo.
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22. En comparación con la telemetría de barro pulso, telemetría pulso electrónico es más
eficaz en ciertas situaciones especializadas, tales como la perforación bajo balance o
cuando se utiliza aire como fluido de perforación. Es capaz de transmitir datos hasta
diez veces más rápido. Sin embargo, por lo general se queda corto cuando se perforan
pozos excepcionalmente profundos, y la señal puede perder fuerza rápidamente en
ciertos tipos de formaciones, convirtiéndose indetectable en sólo unos miles de pies de
profundidad.
Tubería de perforación Wired [editar]
Varias compañías de servicios petroleros están desarrollando sistemas de tuberías de
perforación con cable. Estos sistemas utilizan cables eléctricos incorporados en cada
componente de la sarta de perforación, los cuales transportan señales eléctricas
directamente a la superficie. Estos sistemas prometen velocidades de transmisión de
datos de órdenes de magnitud mayor que cualquier cosa es posible con barro pulso o
de telemetría electromagnético, ambos de la herramienta de fondo de pozo a la
superficie y desde la superficie a la herramienta de fondo de pozo. El IntelliServ [4]
red de
tuberías por cable, que ofrecen velocidades de datos más de 1 megabit por segundo, se
convirtió en comercial en 2006. Representantes de BP America, StatoilHydro, Baker
Hughes INTEQ, y Schlumberger presentó tres casos de éxito utilizando este sistema,
tanto en tierra como en alta mar, en el SPE / IADC Conferencia de Perforación marzo de
2008 en Orlando, Florida. [5]
Herramientas recuperables [editar]
Herramientas MWD se puede montar de forma semipermanente en un cuello de
perforación (sólo extraíble en las instalaciones de servicio), o pueden ser autónomo y
recuperables de telefonía fija.
Herramientas recuperables, a veces conocidas como Herramientas delgados, pueden
ser recuperados y reemplazados utilizando telefonía fija a través de la sarta de
perforación. En general, esto permite que la herramienta se sustituirá mucho más rápido
en caso de fallo, y permite que la herramienta puede recuperar si la sarta de perforación
se atasca. Herramientas recuperables deben ser mucho más pequeño, por lo general
alrededor de 2 pulgadas o menos de diámetro, aunque su longitud puede ser de 20 pies
(6,1 m) o más. El pequeño tamaño es necesario para la herramienta para caber a través
la sarta de perforación; Sin embargo, también limita las capacidades de la
herramienta. Por ejemplo, las herramientas delgadas no son capaces de enviar datos a
las mismas tarifas que las herramientas manuales de montaje, y también son más
limitados en su capacidad para comunicarse y suministrar energía eléctrica a, otras
herramientas LWD.
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23. Herramientas Collar montado, también conocidas como herramientas de grasa, en
general no pueden ser removidos de su cuello de perforación en el pozo. Si la
herramienta falla, toda la sarta de perforación debe ser sacado del agujero para
reemplazarlo. Sin embargo, sin la necesidad de pasar a través de la sarta de
perforación, la herramienta puede ser más grande y más capaz.
La capacidad de recuperar la herramienta a través de telefonía fija a menudo es útil. Por
ejemplo, si la columna de perforación se queda atrapado en el agujero, entonces la
recuperación de la herramienta a través de telefonía fija se ahorrará una cantidad
considerable de dinero en comparación con dejarlo en el agujero con la parte de pegado
de la sarta de perforación. Sin embargo, hay algunas limitaciones en el proceso.
Limitaciones [editar]
Recuperando una herramienta usando wireline no es necesariamente más rápido que
tirando de la herramienta fuera del agujero. Por ejemplo, si la herramienta falla a 1.500
pies (460 m), mientras que la perforación con un aparejo triple (capaz de disparar 3
juntas de tubería, o alrededor de 90 pies (30 m) de los pies, a la vez), a continuación,
por lo general, sería más rápido para tirar de la herramienta fuera del agujero de lo que
sería para armar wireline y recuperar la herramienta, especialmente si la unidad de
telefonía fija debe ser transportado a la plataforma.
Recuperaciones Wireline también introducen un riesgo adicional. Si la herramienta se
desprende de la telefonía fija, entonces volverá a caer abajo de la columna de
perforación.Esto generalmente causar graves daños a la herramienta y los
componentes de la sarta de perforación en el que se asiente, y requerirá la sarta de
perforación que ser sacado del agujero para reemplazar los componentes
defectuosos; esto se traduce en un coste total superior a sacar del agujero en el primer
lugar. El engranaje de telefonía fija también puede fallar para adherirse a la herramienta,
o, en el caso de un fallo grave, podría traer sólo una porción de la herramienta a la
superficie. Esto requeriría la sarta de perforación que ser sacado del agujero para
reemplazar los componentes defectuosos, con lo que la operación de telefonía fija una
pérdida de tiempo.
Referencias [editar]
1. Salta^ Dowell, Iain; Andrew Mills; Matt Lora (2006). "Capítulo 15 - Perforación-
Adquisición de Datos". En Robert F. Mitchell. Petróleo Manual de Ingeniería. II -
Ingeniería de Perforación.Sociedad de Ingenieros de Petróleo. pp. 647-685. ISBN 978-
1-55563-114-7.
2. ^ Saltar a:un b
"telemetría Mud-pulso ve paso a cambio de mejoría con oscilantes válvulas
de corte". 2008. Consultado el veintitrés de marzo de 2 009.
3. Salta^ "Orion II Sistema MWD". 2009. Consultado el veintitrés de marzo de 2009.
4. Salta^ "Red Intelliserv". 2008. Consultado el 13 de marzo de 2008.
5. Saltar a^. "TH Ali, y otros, SPE / IADC 112636: High Speed Telemetría Taladro red de
tuberías Optimiza perforación Dinámica y del pozo de colocación; TS Olberg et al, SPE /
IADC 112702: La utilización de la enorme cantidad de tiempo real. datos adquiridos en
23

24. Wired-tubería de perforación Operaciones; V. Nygard et al, SPE / IADC 112742:. Un
cambio de ritmo en total Enfoque sistema a través de tuberías de perforación Wired-
Tecnología ". 2008. Consultado el 13 de marzo de 2008
MDW
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 los datos que se almacenan en la memoria de la herramienta y se recuperaron
cuando la herramienta fue devuelto a la superficie. Todos los sistemas MWD suelen
tener tres principales subcomponentes:
Sistema de poder
Sistema de telemetría
Sensor direccional
Los sistemas de energía
Los sistemas de energía en MWD general se pueden clasificar como uno de dos tipos:
la batería o turbina. Ambos tipos de sistemas de energía tienen ventajas y
responsabilidades inherentes. En muchos sistemas de MWD, una combinación de estos
dos tipos de sistemas de energía se utiliza para proporcionar energía a la herramienta
MWD por lo que no se interrumpe la alimentación durante condiciones de flujo de
fluidos de perforación intermitentes. Las baterías pueden proporcionar este poder
independiente de la circulación del fluido de perforación, y son necesarios si se
producirá el registro durante el disparo en o fuera del agujero.
Sistemas de baterías
Baterías de cloruro de litio-tionilo se utilizan comúnmente en los sistemas MWD debido
a su excelente combinación de densidad de alta energía y un rendimiento superior a las
temperaturas de servicio MWD. Proporcionan una fuente de voltaje estable hasta muy
cerca del final de su vida útil, y que no requieren electrónica compleja para acondicionar
el suministro. Estas baterías, sin embargo, han producción de energía instantánea
limitado, y que pueden ser inadecuados para las aplicaciones que requieren un alto
consumo de corriente. Aunque estas baterías son seguros a temperaturas más bajas, si
se calienta por encima de 180 ° C, pueden someterse a una reacción acelerada violento
y estallan con fuerza significativa. Como resultado, hay restricciones en el envío
baterías de cloruro de litio-tionilo en aviones de pasajeros. A pesar de que estas
baterías son muy eficientes durante su vida útil, que no son recargables, y su
eliminación está sujeta a estrictas normas ambientales.
Sistemas de turbinas
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25. La segunda fuente de generación de energía abundante, potencia de la turbina,
utiliza el flujo del fluido de perforación de la plataforma. Fuerza de rotación se transmite
por un rotor de turbina a un alternador a través de un eje común, generando una
corriente alterna trifásica (AC) de frecuencia variable. La circuitería electrónica rectifica
la AC en corriente continua utilizable (DC). Rotores de turbina para este equipo deben
aceptar una amplia gama de caudales para dar cabida a todas las posibles condiciones
de barro de bombeo. Del mismo modo, los rotores deben ser capaces de tolerar los
desechos considerable y el material de pérdida de circulación (LCM) arrastrado en el
fluido de perforación.
Sistemas de telemetría
Telemetría Mud-pulso es el método estándar en MWD comercial y la tala durante la
perforación (LWD) sistemas. Sistemas acústicos que transmiten la tubería de
perforación sufren una atenuación de aproximadamente 150 dB por 1,000 m de fluido
de perforación. [1] Varios intentos se han hecho para construir la tubería de perforación
especial con un cableado integral. Aunque ofrece excepcionalmente altas velocidades
de datos, el método de telemetría cableado integral requiere:
Caro tubería de perforación especial
Manejo especial
Cientos de conexiones eléctricas que todos deben seguir siendo fiable en condiciones
difíciles
La explosión de las mediciones de fondo de pozo ha estimulado nuevo trabajo en esta
área, y / segundo se han demostrado tasas de datos de más de 2.000.000 bits.
Transmisión electromagnética de baja frecuencia está en uso comercial limitado
en los sistemas MWD y LWD. Se utiliza a veces cuando se utiliza aire o espuma como
fluido de perforación. La profundidad de la que telemetría electromagnético puede ser
transmitida está limitada por la conductividad y el grosor de las formaciones
suprayacentes. Los repetidores o amplificadores de señal situados en la sarta de
perforación se extienden la profundidad de la que los sistemas electromagnéticos
pueden transmitir de forma fiable.
Tres sistemas de telemetría de pulso de lodo están disponibles:-pulso positivo, pulsos
negativos, y los sistemas de onda continua. Estos sistemas se denominan según las
formas en que sus impulsos se propagan en el volumen de lodo. Negativo sistemas de
impulsos crean un impulso de presión menor que la del volumen de lodo ventilando una
pequeña cantidad de lodo sarta de perforación de alta presión de la tubería de
perforación a la corona circular. Sistemas Positivo-pulso crear una restricción de flujo
momentáneo (mayor presión que el volumen de perforación de barro) en la tubería de
perforación. Sistemas de onda continua crean una frecuencia portadora que se
transmite a través del barro, y se codifican los datos utilizando los desplazamientos de
fase de la portadora. Muchos sistemas de datos de codificación diferentes se utilizan,
que a menudo están diseñados para optimizar la vida y la fiabilidad del generador de
impulsos, ya que debe sobrevivir al contacto directo con el, flujo de lodo de alta presión
abrasiva.
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26. Detección de señal de telemetría se lleva a cabo por uno o más transductores situados
en el tubo vertical de equipo de perforación. Los datos se extraen de las señales de los
equipos informáticos superficie ya sea alojado en una unidad de deslizamiento o en el
piso de perforación. El éxito de decodificación de datos es altamente dependiente 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 pulso se
vuelve. La mayoría de los sistemas modernos tienen la capacidad de reprogramar
parámetros de telemetría de la herramienta y ralentizar la velocidad de transmisión de
datos sin tropezar fuera del agujero; Sin embargo, la desaceleración de la velocidad de
datos afecta negativamente a la densidad de datos de registro.
El ruido de la señal
Las fuentes más notables de ruido de la señal son las bombas de lodo, que a menudo
crean un ruido de alta frecuencia relativamente. La interferencia entre frecuencias de
bomba provoca armónicos, pero estos ruidos de fondo se puede filtrar a cabo con
técnicas analógicas. Sensores de la bomba de velocidad puede ser un método muy
eficaz de identificación y eliminación de ruido de la bomba de la señal de telemetría
prima. El ruido de baja frecuencia en el volumen de lodo a menudo se genera por los
motores de perforación. Bueno profundidad y barro tipo también afecta a la amplitud de
la señal recibida y la anchura. Lodos En general, los lodos a base de aceite (OBM) y
con base pseudo-petróleo son más compresible que los lodos a base de agua; por lo
tanto, dan lugar a las mayores pérdidas de señal. Sin embargo, las señales se han
recuperado sin problemas significativos de profundidades de casi 9.144 m (30.000 pies)
en fluidos compresibles.
Sensores direccionales
El estado del arte en la tecnología direccional-sensor es un conjunto de tres
magnetómetros de saturación ortogonales y tres acelerómetros. Aunque en
circunstancias normales, los sensores direccionales estándar proporcionan encuestas
aceptables, cualquier aplicación en la que existe incertidumbre en la ubicación de fondo
de pozo puede ser problemático. Las tendencias recientes para perforar pozos más y
más complejas centraron la atención en la necesidad de un modelo de error estándar.
El trabajo realizado por el Comité Directivo de la Industria de Precisión del pozo
(ISCWA) tuvo como objetivo proporcionar un método estándar para la cuantificación de
las incertidumbres posicionales con niveles de confianza asociados. Las principales
fuentes de error se clasificaron:
Errores en los sensores
Las interferencias magnéticas de la BHA
Desalineación Herramienta
Campo magnético incertidumbre
Junto con las incertidumbres en la profundidad medida, las incertidumbres de la
encuesta de fondo de pozo son un contribuyente a errores en la profundidad absoluta.
Tenga en cuenta que todos los métodos de corrección de azimut en tiempo real
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27. requieren datos en bruto para ser transmitida a la superficie, lo que impone carga en el
canal de telemetría.
El desarrollo del giroscopio (giroscopio) -navigated MWD ofrece ventajas significativas
sobre los sensores de navegación existentes. Además de una mayor precisión,
giroscopios no son susceptibles a la interferencia de campos magnéticos. Tecnología de
giroscopio actual se centra en la incorporación de robustez mecánica, reduciendo al
mínimo el diámetro externo, y la superación de sensibilidad a la temperatura. La
principal aplicación de la tecnología está en el ahorro del tiempo de equipo utilizado por
giroscopios de telefonía fija en el ejercicio de patadas de salida de las zonas afectadas
por la interferencia magnética.
Entorno operativo Herramienta y fiabilidad herramienta
Sistemas MWD se utilizan en los entornos operativos más duros. Condiciones
evidentes, tales como alta presión y temperatura son muy familiares a los ingenieros y
diseñadores. La industria de la telefonía fija tiene una larga historia de superar con éxito
estas condiciones.
Temperatura
La mayoría de las herramientas MWD pueden funcionar de forma continua a
temperaturas de hasta 150 ° C, con algunos sensores disponibles con puntuaciones de
hasta 175 ° C. Temperaturas MWD-herramienta puede ser 20 ° C más baja que las
temperaturas de formación medidos por registros por cable, debido al efecto de
enfriamiento de la circulación del fango, por lo que las temperaturas más altas
encontradas por herramientas MWD son los medidos mientras se ejecuta en un agujero
en el que el volumen del fluido de perforación No se ha distribuido durante un período
prolongado. En tales casos, es recomendable para romper la circulación
periódicamente mientras se ejecuta en el agujero. Usando un matraz Dewar para
proteger los sensores y la electrónica de las altas temperaturas es común en wireline,
donde los tiempos de exposición de fondo de pozo son generalmente cortos, pero
utilizando matraces de protección de la temperatura no es práctico en MWD debido a
los largos tiempos de exposición a altas temperaturas que debe ser soportado.
Presión
Presión de fondo no es tanto un problema de temperatura para los sistemas MWD. La
mayoría de las herramientas están diseñadas para soportar hasta 20.000 psi, con
herramientas especializadas calificadas a 25.000 psi. La combinación de la presión
hidrostática y la contrapresión del sistema rara vez se acerca a este límite.
Choque de fondo de pozo y la vibración
Vibración presentes sistemas MWD con sus retos más graves golpes de fondo de pozo
y. Contrariamente a lo esperado, las primeras pruebas utilizando sistemas de fondo de
pozo instrumentados mostraron que las magnitudes de los choques laterales (de lado a
lado) son dramáticamente mayor que los choques axiales durante la perforación
normal. Modem herramientas MWD están generalmente diseñados para resistir a los
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28. choques de aproximadamente 500 G durante 0,5 ms durante una vida útil de 100.000
ciclos. Choque torsional, producido por stick / deslizarse aceleraciones de torsión,
también puede ser importante. Si se somete a repetidos stick / slip, las herramientas se
pueden esperar a fallar.
Estadísticas de confiabilidad Herramienta
Los primeros trabajos hace para estandarizar la medición y reporte de estadísticas de
fiabilidad MWD-herramienta se centraron en la definición de un fracaso y dividiendo el
número total de horas que circulan con éxito por el número total de fracasos. Este
trabajo resultó en un tiempo medio entre fallos número (MTBF). Si los datos se
acumularon durante un período estadísticamente significativo (típicamente 2.000
horas), las tendencias de la insuficiencia de análisis significativos podrían derivarse.
Como herramientas de fondo de pozo se hicieron más complejas, sin embargo, la
Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) publicó
recomendaciones sobre la adquisición y el cálculo de las estadísticas de MTBF
MWD
28

29. La evaluación de las propiedades físicas, generalmente la presión, la
temperatura y la trayectoria del pozo en el espacio tridimensional, durante la extensión
de un pozo. La adquisición de mediciones durante la perforación (MWD) es ahora una
práctica estándar en los pozos direccionales marinos, en los que el costo de las
herramientas es compensado por el tiempo de equipo de perforación y las
consideraciones asociadas con la estabilidad del pozo si se utilizan otras herramientas.
Las mediciones se adquieren en el fondo del pozo, se almacenan un cierto tiempo en
una memoria de estado sólido y posteriormente se transmiten a la superficie. Los
métodos de transmisión de datos varían entre una compañía y otra, pero generalmente
consisten en la codificación digital de los datos y su transmisión a la superficie como
pulsos de presión en el sistema de lodo. Estas presiones pueden ser ondas senoidales
positivas, negativas o continuas. Algunas herramientas MWD poseen la capacidad para
almacenar las mediciones para su recuperación posterior con cable o cuando la
herramienta se extrae del pozo si el enlace de transmisión de datos falla. Las
herramientas MWD que miden los parámetros de una formación (resistividad,
porosidad, velocidad sónica, rayos gamma) se conocen como herramientas de
adquisición de registros durante la perforación (LWD). Las herramientas LWD utilizan
sistemas similares de almacenamiento y transmisión de datos, y algunas poseen más
memoria de estado sólido para proporcionar registros de mayor resolución después de
extraer la herramienta, que la que es posible con el sistema de transmisión de pulsos a
través del lodo con un ancho de banda relativamente bajo.
La herramienta LWD (Loggig While Drilling- Registro durante la perforación), se utiliza
para registrar el pozo mientras se está perforando, de este modo, se obtiene
información a tiempo real. Esta herramienta, relativamente nueva, la cual inicio su
comercialización en la década de los ochenta, ha incremento su utilización alrededor
del mundo con mucho éxito a tal grado que su uso es cada día más común, haciendo
posible la optimización de la perforación en diversos aspectos.
Las primeras herramientas MWD fueron desarrolladas a comienzos de la década de
1970 para medir las propiedades relacionadas con la perforación, tales como la
inclinación y el azimut, que son esenciales en las operaciones de perforación
direccional. Importantes mediciones adicionales, tales como el esfuerzo de torsión, el
peso sobre la barrena (WOB, por sus siglas en ingles) y la temperatura, permiten a los
perforadores y a los ingenieros de perforación vigilar rutinariamente (monitorear) los
parámetros de desempeño de la perforación en el fondo del pozo, en tiempo real, en
lugar de inferirlos a partir de las mediciones de superficie.
La tecnología MWD, está relacionada primordialmente para dirigir eficazmente la
posición del pozo, esto resulta crucial para permitir que los perforadores direccionales
ajusten las trayectorias de los pozos para dar cabida a la información geológica nueva
proveniente de los registro LWD en tiempo real.
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30. Las herramientas LWD, en forma general están compuestas básicamente por:
a) Sección se sensores: toma los registros.
b) Sección de Interfaces (modelo de control): codifica los registro y manda a la sección
de transmisión
c) Sección de Transmisión: envía los datos a superficie.
d) Equipo de superficie: se interpretan los datos y leen en software a tiempo real.
VENTAJAS
*Reducción del tiempo de perforación.
*Ahorro en los costos de operación.
*Toma de decisiones de tiempo real.
*Producción anticipada.
*Mejora la productividad en pozos horizontales.
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31. REFERENCIA WEB
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