21. Medición durante la perforación (MWD) y su aplicación en Perforación
Direccional MWD (medición durante la perforación) es un sistema desarrollado para realizar mediciones de fondo de pozo de perforación y transmitir la información relacionada a la superficie durante la perforación de un pozo.
La medición durante la perforación (MWD) se produjo en la aplicación de principios de 1970.
Antes de la introducción de MWD, todos los datos de la encuesta fueron obtenidos por detener el proceso de perforación para el registro de telefonía fija. Para el registro de líneas fijas, tuvimos que parar el proceso de perforación, la tubería de perforación puesto en el recibo, romper con Kelly, baje la herramienta de línea fija, recuperar la herramienta, lea la encuesta y planificar la adopción de nuevas medidas. Este utiliza para aumentar el tiempo no productivo (TNP).
La herramienta de MWD de transmisión de la encuesta de lectura a la superficie a través del torrente de lodo en la tubería de perforación. El proceso de perforación se detuvo por unos minutos y las lecturas de la encuesta fueron obtenidos en condición de bomba. Esto ahorró a veces en mayor medida en comparación con el registro de telefonía fija.
La transmisión de los datos de la encuesta aunque flujo de barro era uno de los medios. Otros medios de transmisión fueron electromagnética y acaustic que se desarrollaron en etapas posteriores.
Así MWD se consideró una mejor opción para la encuesta de transmisión de datos en comparación con el procedimiento de línea fija.
Inicialmente, el sistema de entrega tres datos básicos: la inclinación, el acimut y Toolface. Estos tres parámetros ayudado el perforador direccional para posicionar correctamente el bien a la diana deseada.
Más tarde, MWD estaba equipado con un sensor de rayos gamma para detectar la radioactividad natural y caracterizar la presencia de esquisto, calibrar para medir la presión anular que son útiles en el agujero delgado para determinar ECD, Cuele calibre para medir WOB y el par de bits.
Las herramientas MWD también puede 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 fondo de pozo vibración El fondo del pozo la temperatura Par y peso sobre la broca, medidos cerca de la broca Volumen de flujo de lodo Aquí voy a hacer hincapié en mi discusión sobre MWD sobre la base de telemetría de pulso positivo de barro.
Componentes del sistema de MWD La telemetría del canal Sistema de Transmisión Fuente de alimentación Los sensores MWD Los sistemas de superficie
TELEMETRÍA CANAL Canales de telemetría son los canales o medio a través del cual se transmiten los datos de fondo de pozo a la superficie. A continuación, los canales de transmisión utilizados para la transmisión de datos: Método de alambre duro Método electromagnética Método Acaustic La telemetría de pulso de lodo
MUD TELEMETRÍA PULSO
La mayoría de los sistemas MWD comercialmente disponibles se basan en algún tipo de telemetría de pulso de lodo.
Los componentes principales de un sistema de lodo de telemetría de impulsos se muestran en la figura a continuación:
Los componentes de fondo de pozo están alojados en un collar de taladro magnético (NMDC).
Los componentes principales son: (A) una fuente de energía para operar la herramienta: funciona la herramienta cuando tenemos la intención de participar en una encuesta (B) sensores para medir la información requerida; (C) un transmisor para enviar los datos a la superficie en forma de un código; (D) un sistema de microprocesador de control o para coordinar las diversas funciones de la herramienta: se pone en marcha los sensores, almacena la información que se ha medido y entonces se activa el transmisor para enviar los datos en la forma de un mensaje codificado.
El equipo de superficie se compone de: (A) un transductor de presión vertical para detectar variaciones en la presión y para convertir estas señales eléctricas; (B) un dispositivo electrónico de filtrado para reducir o eliminar cualquier interferencia de las bombas de los equipos de perforación o motores de fondo de pozo que también pueden causar variaciones de presión; (C) un equipo de superficie para interpretar los resultados; (D) una plataforma de piso de la pantalla para comunicar los resultados a que el perforador, o conspirar para producir dispositivos de registros continuos
SISTEMA DE TRANSMISIÓN
Aquí en el sistema de transmisión que se centrará en la transmisión a través del fluido de perforación, es decir, la telemetría de pulso de lodo.
La telemetría de pulso de lodo pueden clasificarse en: Lodo de telemetría de pulso positivo (el máximo uso en la industria) Barro negativa de telemetría de pulso La telemetría de onda continua
Barro positivo de telemetría de pulso :
Telemetría Positivo pulso lodo (MPT) utiliza una válvula de disco hidráulico para restringir momentáneamente el flujo de lodo a través de un orificio en la herramienta para generar un aumento de la presión en la forma de un pulso positivo o onda de presión que se desplaza de nuevo a la superficie y se detecta en el tubo vertical.
Para transmitir datos a la superficie, esta válvula es operado varias veces, creando una serie de pulsos que son detectados por el transductor, y decodificado por el equipo de superficie.
El ordenador superficie inicialmente reconoce un conjunto de impulsos de referencia, que son seguido por los impulsos de datos. El mensaje se decodifica mediante la detección de la presencia o ausencia de un impulso dentro de un determinado período de tiempo. Este código binario se puede traducir en un resultado decimal. Un registrador de gráficos se utiliza para controlar la secuencia de pulsos.
Fig. 21.2 barro positivo de telemetría de pulso
Fig. 21.3 barro positivo de telemetría de pulso
Barro negativa de telemetría de pulso MPT Negativo utiliza una válvula controlada para ventilar lodo momentáneamente desde el interior de la herramienta en el espacio anular. Este proceso genera una disminución de la presión en la forma de un pulso negativo o onda de presión que se desplaza de nuevo a la superficie y se detecta en el tubo vertical. La rápida apertura y cierre de esta válvula por lo tanto crea una caída de tubo vertical que puede ser detectado por el transductor de presión.
Fig. 21.4 telemetría de pulso negativo de barro Fig. 21.5 telemetría de pulso negativo de barro
La telemetría de onda continua Telemetría de onda continua utiliza una válvula rotativa o "sirena lodo" con un rotor y el estator con ranuras que restringe el flujo de lodo de tal manera como para generar una onda moduladora de presión positiva que se desplaza a la superficie y se detecta en el tubo vertical. Uno de los discos es estacionario mientras que el otro es impulsado por un motor. La velocidad constante del motor crea una variación regular y continuo de la presión que es esencialmente una onda estacionaria. Esta onda se utiliza como un portador para transmitir los datos a la superficie. Cuando la información es transmitida a la velocidad del motor se reduce de modo que la fase de la onda portadora es alterado (es decir, invertida).
La onda portadora es modulada por lo tanto, para representar los datos requeridos. El equipo de superficie detecta estos cambios de fase en la señal de presión y se traduce esto en un código binario. Se trata de un sistema de telemetría más sofisticado y ofrece una velocidad de datos superior a los dos métodos anteriores de pulso de lodo.
Fig. 21.6 telemetría de onda continua
Fig. 21.7 telemetría de onda continua
FUENTES DE ENERGÍA La herramienta de MWD funciona en dos situaciones: (a) Cuando la circulación está en ON (b) Cuando no hay circulación, es decir, mientras el disparo cuando la bomba está en OFF. Además, una vez bajada, la herramienta MWD no se recupera de nuevo a la superficie a menos que exista algún tipo de problema con la herramienta. Así, para proporcionar continuamente energía a la herramienta, se requiere una fuente de alimentación.
La fuente de energía puede ser: (a) Baterías (b) Los alternadores de turbina Baterías: Batería de litio (, por lo general de 24 V)
Son compactos y fiables, puesto que no contienen partes móviles. Tienen una vida operativa finito y dependen de la temperatura. pilas. Puesto que no tiene relación con el movimiento del fluido de perforación, esto permite que la herramienta funcione, mientras que el disparo y también permite el funcionamiento independiente de la hidráulica de flujo de lodo. Se han utilizado con éxito para aplicaciones en las que sólo los datos de dirección son necesarios. A medida que proporcionan una salida de potencia limitada, no se prefieren con herramienta multisensor. Los alternadores de turbina: Con la tendencia de usar las herramientas de multisensor para la encuesta de fondo de pozo, las turbinas son cada vez más ampliamente utilizado para proporcionar energía a la herramienta de MWD. El flujo de lodo a través de la herramienta es aprovechada por los álabes de la turbina, que rotan un eje conectado a un alternador, por lo tanto, la generación de electricidad.
La energía eléctrica generada debe ser controlada por un regulador de voltaje. Aunque este sistema ofrece más potencia y prolonga la vida útil de un paquete de baterías, fallas de energía puede ocurrir si la turbina está dañado. Para evitar este daño una pantalla puede ser instalado aguas arriba de la turbina para filtrar los desechos en el lodo
Fig. 21.10 barro pantalla
La pantalla puede estar situado en la parte superior de la sarta de perforación para la facilidad de acceso si se requiere para ser vaciado o retirado para permitir el paso de las herramientas de línea fija.
SENSORES MWD Una herramienta MWD está equipado con la combinación de sensores siguientes dependiendo de la exigencia: Sensor de dirección Sensor de rayos gamma Sensor de Temperatura El fondo del pozo WOB / Par Sensor Turbina RPM Sensor
Sensor de dirección: Los sensores de dirección que se utilizan actualmente en las herramientas MWD utiliza los magnetómetros y acelerómetros triaxiales
Fig. 21.10 acelerómetros y sensores de dirección en Magnetometors Estos sensores miden los ángulos de inclinación requerido, el acimut y toolface. Dado que el azimut medida magnetómetros relativa al norte magnético, la declinación magnética correcta debe ser aplicado a los resultados. El eje C está alineado con el eje de la herramienta, y el eje B define la referencia para medir el ángulo toolface. La desviación angular entre el eje B y la línea de trazado de los sub dobladas debe medirse antes de ejecutar en el hoyo. Los dos magnetómetros y acelerómetros dan salidas de tensión que tienen que ser corregidas mediante la aplicación de los coeficientes de calibración. Los voltajes corregidas puede entonces ser utilizada para calcular los ángulos de dirección requeridos. Algún tipo de señal (como cuando la rotación se detiene la cadena de perforación o cuando las bombas se apagará) se envían desde la superficie hasta el sistema de control de MWD. El sistema de control después de recibir las señales de potencia tales hasta los sensores. Un transductor o sensor de movimiento dentro de la herramienta de fondo de pozo reconoce esta señal y se inicia el estudio. Durante el tiempo cuando los sensores están realmente tomando las mediciones de la sarta de perforación debe permanecer estacionaria para obtener resultados precisos para obtenerse. Este período es generalmente menos de 2 min., Después de lo cual la perforación normal puede reanudar. El perforador se reanuda el proceso de perforación normal una vez que la unidad de
perforación MWD pantalla muestra el estudio actualizado. Las mediciones de azimut inclinación y toolface se envían en un orden predeterminado. Generalmente toma 2-4 min. para la transmisión de un estudio direccional completa.
La precisión de la encuesta: ± 0,25 ° de inclinación, ± 2,0 ° para el azimut y 3,0 ± ° de Toolface, que pueden variar de un fabricante de herramientas de uno a otro.
Sensor de Rayos Gamma: Todas las formaciones rocosas de la Tierra presentan diversos grados de radiactividad. El registro de rayos gamma es una medición de la radiactividad natural de las formaciones. Los rayos gamma son emitidos por los elementos radiactivos, tales como los isótopos de potasio, torio y uranio. Estos elementos se encuentran más comúnmente en las pizarras que en otras rocas. Así, midiendo la emisión de rayos gamma a partir de una secuencia de rocas por lo que es posible identificar las zonas de esquisto. Para ser más eficaz en la detección de cambios de litología, el sensor de rayos gamma deben situarse lo más cerca de la punta como sea posible, de manera que tan sólo unos metros de una nueva formación se perforan antes de que la herramienta responde. Por razones prácticas, la distancia entre la punta y el sensor de rayos gamma es de aproximadamente 6 pies
Dos tipos básicos de detectores son utilizados por las compañías MWD para medir los rayos gamma: (A) del tubo Geiger-Müller (B) contador de centelleo Geiger-Muller tubo: Se compone de un cilindro que contiene un gas inerte a una presión bastante baja. Un electrodo de alto voltaje (± 1000 V) pasa por el centro de la cámara.
Como los rayos gamma entrar en la cámara que causan la ionización del gas, creando un flujo de electrones de movimiento rápido hacia el electrodo central como se muestra en la figura a continuación.
Fig. 21.13 Tubo Geiger-Müller La corriente de electrones por lo tanto se puede utilizar para medir la cantidad de rayos gamma emitidos desde la formación.
Contador de centelleo: Se utiliza un cristal un cristal de yoduro de sodio dopado con talio. Los naturales rayos gamma emitidos por la formación pasa a través del cristal de yoduro de sodio. La radiación excita el cristal, que produce un destello de luz o destellos cuando el rayo gamma interactúa con el cristal. La luz emitida por el cristal golpea el fotocátodo y libera electrones. Los electrones viajan a través de una serie de ánodos, provocando la emisión de electrones más. Esto genera un pulso de voltaje que es proporcional a la flash original de la luz.
La cantidad de radiación que entra por lo tanto, el sensor puede medirse contando el número de impulsos durante un período de tiempo dado
Fig. 21,14 contador de centelleo NOTA:
El tubo Geiger-Muller, no es tan preciso como el contador de centelleo, ya que sólo se puede detectar un porcentaje mucho menor del total de los rayos emitidos. Lo hace tienen la ventaja, sin embargo, de ser más resistente y fiable y siendo más barato que el contador de centelleo. Además de proporcionar la discriminación litológica, el sensor de rayos gamma dispone: La formación de los límites de cama y la determinación grosor. Bueno, para la correlación y estructural de las camas. Profundidad de control y la carcasa de selección de asientos. Estimación de la fracción de pizarra en las rocas del yacimiento. Un registro principal para los estudios sedimentológicos. Control de inyección de material radiactivo
SENSOR DE TEMPERATURA
El sensor de temperatura se montan generalmente en la p ared exterior del cuello de perforación, y por lo tanto, controla la temperatura del lodo anillo. El elemento sensor puede ser una tira de metal (por ejemplo platino) cuya resistencia eléctrica cambia con la temperatura.
El sensor puede ser calibrado para medir las temperaturas que van desde 50 a 350 ° F.
El fondo del pozo WOB / Par Sensor Estas mediciones son realizadas por un sistema de medidores de deformación sensibles montados en un sub especiales colocados cerca de la broca. Los extensómetros detectará las fuerzas axiales de las fuerzas de WOB y de torsión de par. Al colocar pares de galgas en lados opuestos de la sub, cualquier tensiones debidas a la flexión puede ser eliminado.
Turbina RPM Sensor Cuando se perfora con una turbina de fondo de pozo, la velocidad real a la que la broca se está convirtiendo no se sabe en la superficie.
La única manera efectiva de controlar las rpm es utilizar un tacómetro turbina vinculado a un sistema MWD para proporcionar datos en tiempo real.
El sensor de fondo de pozo consiste en un 2-en. sonda de diámetro que se coloca muy cerca de la parte superior del eje de la turbina de rotación.
En la parte superior del eje se montan dos imanes 180 °.
A medida que el eje gira, una bobina eléctrica dentro de la sonda recoge impulsos de tensión debido a los imanes (que se muestra en la figura a continuación).
Fig. 21.15 Turbina RPM Sensor
Contando el número de impulsos durante un cierto intervalo, la velocidad de la turbina en rpm puede ser calculado. Esta información es codificada como una serie de impulsos de lodo que se transmiten a intervalos a la superficie para permitir que el perforador sabe cómo el rpm está cambiando. los sistemas de superficie Tubo vertical del transductor de presión Piso de perforación Unidad de Presentación Radio módem
Tubo vertical del transductor de presión:
El colector de tubo vertical tiene un número de tomas de presión donde los medidores pueden ser instalados. El transductor puede ser instalado en un punto conveniente mediante la eliminación de uno de estos indicadores. En el interior del transductor es un diafragma sensible que detecta la variación de la presión y convierte estos impulsos hidráulicos a impulsos de tensión eléctrica.
La salida de tensión es transmitida al resto del equipo de superficie por medio de un cable eléctrico.
Radio Módem: El radio módem se utiliza para comunicarse con el piso de la torre a través de la estación de trabajo RT (portátil). Toda la información y los datos enviados entre los dos componentes se cifra para fines de seguridad.
TODOS LOS COMPONENTES DE MWD
1. (UPS) Uninturupted suministro Powe 2. Barril Llave 3. transductor de presión 4. Piso de perforación Unidad de Presentación 5. Pick-Up placa 6. Multímetro Digital 7. Caso Terminal Remota 8. Llave inglesa 9. Float Dart Pequeño, Float aleta grande 10. vibración del interruptor 1. Perforar la pantalla de tuberías 2. Muleshoe Crawn Llave 3. Anillo de Abogados 4. La orientación de Abogados 5. Bar Sinker corto 6. J - Llave 7. En tiro de Bell 8. Más de Tiro 9. Bar Sinker largo 10. Tarros Spang Deshacer cambios
ALL COMPONENTS OF MWD 1. (UPS) Uninturupted Powe Supply 2. Barrel Wrench 3. Pressure Transducer 4. Rig Floor Display Unit 5. Pick-Up Plate 6. Digital Multimeter 7. Remote Terminal Case 8. Spanner Wrench 9. Small Dart Float, Large Flapper Float 10. Vibration Switch 1. Drill Pipe Screen
2. Muleshoe Crawn Wrench 3. Ring Bar 4. Orienting Bar 5. Short Sinker Bar 6. J - Wrench 7. Over shot Bell 8. Over Shot 9. Long Sinker Bar 10. Spang Jars
1. Orifice 2. Mule Shoe (Landing Sleeve) 3. Mule Shoe (Crown) 4. Poppet 5. Stinger 6. Piston Shaft 7. Stinger Barrel 8. Lower Piston Cap 9. Upper Piston cap 10. Stinger Spring
1. orificio 2. Mule Calzado (manga de aterrizaje) 3. Mule calzado (Corona) 4. cabezal 5. aguijón 6. pistón de eje 7. Stinger barril 8. Pistón inferior Cap 9. Tapa del pistón superior 10. Stinger primavera
Fig. 21.22 Componentes MWD
Figura 21.23 Secuencia de herramientas MWD
Figura 21.24 Secuencia de herramientas MWD
