Análisis de Fallas en Fondo de Pozo

🎧 TEMPORADA 1 | EPISODIO 2: ANÁLISIS DE FALLAS EN FONDO DE POZO

Ken:
Hola, soy Ken Miller y estás escuchando el Podcast de Nuevas Tecnologías de Erdos Miller, donde pasamos nuestro tiempo no productivo hablando de todo lo relacionado con la tecnología de perforación. Este podcast es para cualquier persona interesada en aprender sobre nuevas tecnologías y explorar más a fondo las herramientas de perforación de alta tecnología que usamos todos los días.

Nuestro anfitrión hoy soy yo mismo, Ken Miller, junto con David Erdos. Somos los fundadores de Erdos Miller. Nuestro invitado de hoy es Dave Kramer, director de Sparrow Technology. Dave ha pasado los últimos 20 años operando y diseñando sistemas MWD, motores de lodo, steerables rotativos y probablemente una docena más de piezas impresionantes de equipo mecánico. Dave, ¿cómo estás hoy?

Dave:
Muy bien, Ken. Muchas gracias por la oportunidad de hacer esto. Va a ser divertido, estoy deseando empezar.

Ken:
Bien. Así que nuestro tema de hoy son las fallas en MWD y su análisis. Vamos a comenzar con una pregunta clásica: ¿por qué? Entonces, Dave, cuéntanos, ¿por qué usamos herramientas MWD en primer lugar?

Dave:
Bueno, esta es una pregunta interesante, porque como proveedores de servicios MWD, es tentador pensar que nuestro trabajo se trata únicamente de operar las herramientas, el equipo y la tecnología. Pero en realidad, desde el punto de vista de nuestros clientes, la razón por la que estamos allí, en los sitios de perforación, es para proporcionarles datos.

Al final del día, después de que se han pagado las facturas y todos nos hemos ido, nuestros clientes reciben datos de encuestas y quizá algunos registros de pozos, y en realidad eso es solo un archivo o un par de hojas de papel. Ese es nuestro producto. Esa es la razón por la que estamos en el sitio del pozo.

Pero al mismo tiempo, mientras estamos allí recolectando los datos para el cliente, no queremos causarles ningún problema. Queremos ser más o menos invisibles para ellos. Y por esa razón, es importante que nuestro equipo funcione lo mejor posible y que no tengamos estas —lo que llamamos fallas en fondo de pozo— que les van a costar a nuestros clientes mucho tiempo y recursos. No queremos hacerles perder tiempo mientras intentamos hacer nuestro trabajo de obtenerles los datos.

Ken:
Así que podríamos decir que tienes mucho éxito si eres completamente invisible, ¿verdad?

Dave:
Bueno, así es como siempre lo he visto. Creo que cuantos menos dolores de cabeza les causemos a nuestros clientes, mejor seremos percibidos y más exitosos seremos a largo plazo. Y con suerte, eso significa conservar a más clientes y perder menos trabajos.

Ken:
Entonces, todo el tiempo que pasamos diseñando estas herramientas, operándolas, capacitando a personas, haciendo nuestros programas de mantenimiento y reparación, desplegándolas en el campo, asegurándonos de que estén allí y funcionando bien... ¿todo eso se reduce a proporcionar algunos datos que puedan escribirse en una hoja de papel?

Dave:
Básicamente, sí. Es importante que no solo obtengamos los datos, sino que también sean precisos, y que sepamos cuáles son nuestras fuentes de error y cuáles son nuestros límites de precisión. Eso también es parte del trabajo. Pero tienes razón, se trata de los datos.

Ken:
Bien. Entonces nuestro trabajo allá afuera es proporcionar los datos, y realmente nos enfocamos en estas fallas porque queremos que la operación sea fluida. No queremos causar retrasos en la perforación, no queremos proporcionar datos inexactos. Así que es muy importante que estas herramientas funcionen de manera consistente y correcta en el campo.

Dave:
Así es.

Ken:
Muy bien. Entonces, hablemos de qué hace que una herramienta MWD falle. Yo subo a mi coche y conduzco de mi casa al trabajo todos los días y el coche no se desarma, ¿sabes? Se mantiene bastante bien y solo necesito un cambio de aceite de vez en cuando. Entonces, ¿qué estamos haciendo con estas herramientas? Las ponemos bajo tierra y ¿qué las hace fallar? ¿Qué hace que dejen de funcionar?

Dave:
Sí. No, tienes toda la razón. Tengo un reloj despertador que ha estado al lado de mi cama los últimos 15 años y no ha fallado. ¿Cómo es que cuando ponemos una herramienta en fondo de pozo hay muchas posibilidades de que algo salga mal? Bueno, realmente creo que se reduce al hecho de que el entorno al que estamos sometiendo estas electrónicas es mucho más caliente de lo que estamos acostumbrados, y tiene mucha más vibración.

Así que estos son realmente los dos factores que diferencian el entorno de fondo de pozo del que vemos en superficie. Y las temperaturas con las que lidiamos son realmente significativas; a menudo superan los 200 grados Fahrenheit. Esto está por encima del punto de ebullición, y si lo piensas, es como poner tu reloj despertador en una sartén, y además usar un martillo neumático sobre él al mismo tiempo.

Si lo ves de esa manera, puedes ver que el entorno probablemente no será muy amigable con nuestras herramientas. Y recuerda que estos son realmente los dos factores que, en mi opinión, causan la mayoría de las fallas con las que lidiamos: vibración y temperatura.

Ken:
No puedo imaginarme mi reloj funcionando después de meterlo en una sartén y golpearlo con un martillo neumático. No creo que dure.

Dave:
No, eso es cierto. Así que cuando la gente empieza a criticar nuestras herramientas y dice, “¿Por qué fallan tanto?”, hay que entender que en realidad estamos haciendo un trabajo bastante bueno para hacerlas lo más robustas posible.

Ken:
Siempre me ha intrigado el entorno de perforación. ¿Crees que haya otros entornos o situaciones en las que se despliegan herramientas, inventos o diseños que sean tan agresivos con los equipos como el nuestro?

Dave:
Sabes, no creo que los haya. No sé mucho sobre exploración espacial, así que esa podría ser una posibilidad. Tal vez algunos entornos en aguas profundas, pero allí no creo que la vibración sea un factor importante. Así que realmente creo que estamos operando en el entorno más exigente que existe. Y lo digo porque creo que los otros entornos que existen no tienen el mismo tipo de tasas de fallas que nosotros. Y llevamos décadas trabajando en esta tecnología, hemos avanzado mucho, y aun así seguimos teniendo que lidiar con fallas.

Otra cosa que puedes considerar es el hecho de que incluso grandes piezas de acero fallan en fondo de pozo. Si tengo un collarín de perforación, no es más que un gran tubo metálico con una rosca en el extremo. Y a veces incluso esos fallan. Y luego tratamos de fabricar estas pequeñas herramientas intrincadas que deben funcionar en ese mismo entorno. Sí, creo que es bastante seguro decir que estamos en uno de los entornos más duros para trabajar.

Ken:
Dijiste algo interesante, que fue: “Llevamos décadas trabajando en esto.” Y creo que MWD, como otro tipo de herramientas electrónicas para perforación, hizo su debut allá por los años 70. ¿Por qué no hemos terminado con esto? ¿Por qué no lo hemos perfeccionado? ¿Por qué no hemos llevado las tasas de fallas a cero? ¿Qué ha tomado tanto tiempo?

Dave:
Bueno, creo que se reduce al hecho de que dependemos de componentes electrónicos disponibles comercialmente. Ya sean capacitores, resistencias o circuitos integrados de otro tipo, dependemos de la investigación y desarrollo de personas que crean estos componentes para hacer nuestras herramientas. Y creo que, en términos relativos, el mercado de electrónica para fondo de pozo es lo suficientemente pequeño como para que probablemente no tengamos la atención de las grandes casas de diseño electrónico, como las que fabrican componentes, que podrían dedicar recursos a asegurarse de que estos componentes funcionen.

Así que, muchas veces, nos quedamos usando cosas que fueron diseñadas para la industria aeroespacial, para aguas profundas o industrias similares. Creo que esa es una gran razón. Aparte de eso, pienso que posiblemente sea una de esas situaciones en las que simplemente es tan difícil trabajar, que estamos cerca de los límites razonables de los materiales que estamos usando. Cosas como el silicio y los metales... estamos en los límites mismos de sus capacidades.

David:
Desde el lado mecánico, ¿has visto avances tecnológicos en los últimos 20 años dentro del petróleo y gas que hayan permitido una reducción de fallas?

Dave:
Bueno, lo que realmente he visto es la disponibilidad de circuitos integrados más complejos que pueden operar a estas altas temperaturas y tasas de vibración. Así que lo que he visto es un aumento en la capacidad de la tecnología, y creo que a medida que se disponen de nuevos ICs, los fabricantes, empresas de I+D o cualquier compañía de servicios que los utilice, aprovechan esas capacidades. Hemos visto ese incremento en capacidad, pero no estoy convencido de que hayamos visto una disminución dramática en las fallas debido a los esfuerzos de I+D, sino más bien por la disponibilidad de componentes.

Creo que la mayoría de las mejoras que hemos logrado en confiabilidad han venido de nuestras prácticas. Y de cómo usamos los componentes y de cómo operamos nuestras herramientas en el campo.

David:
Entonces, según tu experiencia diseñando herramientas MWD y trabajando con ellas, ¿cómo has visto que se reparten las fallas entre puramente mecánicas, puramente eléctricas o una combinación de ambas? Solo una estimación general.

Dave:
Sí, bueno, eso también es difícil porque muchas veces es fácil culpar a un componente electrónico, pero si examinas a fondo el modo de falla, en realidad proviene de una causa mecánica. Por ejemplo, podríamos tener una resistencia que se desprendió de una placa. Bueno, está bien, es fácil marcar la casilla y decir: “Sí, este es un componente electrónico que falló.” Pero en realidad, la causa raíz es mecánica, por así decirlo. Y supongo que tú también tienes experiencia con esto, ¿qué has visto al respecto?

Ken:
Bueno, nuestro otro fundador tiene una frase que dice: “Los problemas eléctricos en realidad son problemas mecánicos.” Y esa es su forma de decir que la mayoría de las fallas eléctricas que le presentamos no se deben a que un capacitor haya perdido su capacitancia, o una resistencia haya perdido su resistencia, sino a que la resistencia se rompió de la placa o el capacitor se partió en dos.

Dave:
Exactamente.

Ken:
Ahora, hablabas de cómo a veces nos cuesta conseguir mejoras en algunos de los componentes básicos que usamos. Algo que fue un efecto secundario —y que en realidad resultó ser muy útil— fue una cuestión medioambiental. Gente que diseñaba PCBs comenzó a fabricar tarjetas que eran lo que llamamos RoHS o libres de plomo, ¿verdad? Entonces empezamos a usar soldaduras sin plomo. Y lo que pasa es que puedes hacer soldaduras sin plomo, pero eso aumenta la temperatura a la que la soldadura se funde.

Así que lo que sucedió fue que cambiamos la soldadura a una que tenía un punto de fusión más alto, y por tanto todos los componentes en la placa tenían que soportar temperaturas de soldado más elevadas.

Y en las máquinas modernas de fabricación electrónica, no se usan pequeños soldadores de punta; calientan todo el conjunto. Básicamente lo meten en un horno, ¿cierto? Y eso obligó a todos los fabricantes de circuitos integrados a rediseñar su encapsulado, sus conexiones y todo internamente para que estos CI pudieran sobrevivir a temperaturas mucho más altas.

Ken:
Y gracias a eso, hoy en día tenemos muchos más componentes electrónicos disponibles que pueden sobrevivir en el entorno de fondo de pozo. Y eso no fue algo que nadie planeara, fue un efecto secundario total. Así que, cuando miro hacia atrás y veo algunos diseños de herramientas electrónicas logrados en los años 70 y 80, a veces me asombra lo que lograron aquellos ingenieros, porque siento que, en algunos aspectos, hoy en día lo tenemos un poco más fácil.

Ahora déjame hacerte una última pregunta antes de continuar. ¿Sientes que hemos tenido más o menos las mismas condiciones en fondo de pozo desde los años 70 y simplemente es un problema difícil de resolver, o crees que seguimos en el mismo entorno de fondo, pero que hemos empezado a perforar en nuevas áreas y a ser más agresivos en cuanto a profundidad y velocidad? Y eso nos ha obligado a mejorar constantemente estas herramientas, simplemente porque seguimos exigiéndoles más, y por eso el trabajo nunca se acaba.

Dave:
Sabes, ese es un punto muy interesante. Y tal vez por eso es tan difícil ver una disminución notable en la tasa de fallas. Pero tienes toda la razón, la perforación hoy en día es marcadamente más agresiva que antes. Tal vez no tanto en términos de temperatura, pero con la introducción de brocas PDC hace 15 años, la vibración aumentó. Y luego con la introducción de agitadores hace unos 5 o 6 años, subió aún más. Así que sé que hoy vemos mucha más vibración que nunca antes.

Ken:
Bien. Hablemos de eso. ¿Qué deberíamos hacer cuando una herramienta MWD —y hablamos de MWDs, pero también podría aplicar a sistemas LWD o cualquier otro dispositivo de fondo con electrónica— falla en el pozo? ¿Qué deberíamos hacer? ¿Cuál es el primer paso para ti?

Dave:
Bueno, más allá de la solución de problemas e intentar que la herramienta funcione correctamente en fondo —que siempre es lo primero que intentamos hacer, teniendo en cuenta que estamos allí trabajando para un cliente y no queremos causarle tiempo no productivo— hay una infinidad de cosas que un operador en campo puede hacer para intentar que la herramienta vuelva a funcionar. Pero supongamos que ha fallado eléctricamente o de alguna otra manera que le impide operar.

Ken:
Las bombas no la reviven, la rotación no ayuda. Simplemente no funciona. Está muerta. Vamos a sacar la herramienta del pozo, ¿cierto?

Dave:
Correcto. Sacarla del pozo. Así que ahora esto se vuelve bastante importante. Consideremos lo que ha ocurrido. Tuvimos una falla. Ya pasó. Así que todo lo que hagamos a partir de este punto debe centrarse en obtener información sobre esa falla. Y queremos esa información para poder cambiar nuestras prácticas y hacer que las fallas futuras sean menos probables. Porque, al final, estamos manejando un negocio y queremos asegurarnos de que los trabajos futuros, los recorridos y el tiempo que pasamos con el cliente no resulten en más fallas.

David:
Por experiencia, cada vez que ocurre una falla, un cliente quiere sentirse seguro de que eso no va a volver a pasar. No quieren enfrentar la misma falla dos veces. Y es una expectativa justa: aprender de eso y mejorar.

Dave:
Así es. La mejora continua es una gran parte de muchos sistemas de calidad que existen hoy en día, y la mayoría de nuestros clientes tiene algún tipo de sistema de calidad. Y ellos son responsables de asegurarse de que sus proveedores también implementen mejoras continuas. Ese es nuestro trabajo: mejora continua. Así que averigüemos qué pasó, asegurémonos de hacer todo lo que esté a nuestro alcance para que no vuelva a suceder.

Y cuando hablamos de averiguar qué pasó, realmente queremos identificar la causa raíz. No solo el componente que falló, sino qué causó su falla. Tal vez fue una interacción entre dos piezas de equipo que teníamos en fondo que provocó un efecto no anticipado. Tal vez fue la temperatura, tal vez había problemas de vibración. O tal vez una invasión de fluidos. Hay varias cosas que pueden ser la causa raíz de estas fallas, pero es importante que las determinemos con la mayor precisión posible. Y vamos a usar esa información en el futuro para ver si podemos cambiar nuestras prácticas. Hay muchas cosas que podemos hacer como proveedores de servicio, pero solo si tenemos la causa raíz establecida.

Ken:
Entonces, ¿qué cosas deberíamos hacer para asegurarnos de extraer buenas prácticas o errores que debemos evitar? ¿Cómo garantizar que obtengamos toda la información posible de esa falla?

Dave:
Bueno, lo primero es documentar todas las circunstancias alrededor de la falla. Cosas como: ¿a qué profundidad estábamos? ¿Qué tipo de lodo se estaba usando? ¿Cuál era el caudal? ¿Cuál era la temperatura? ¿Cuánto tiempo llevábamos en el pozo? ¿Qué tipo de motor estábamos usando? ¿Qué velocidad de perforación? ¿Teníamos un agitador en el pozo? Todo eso debe documentarse.

También queremos documentar cualquier observación que haya tenido el operador en campo. Cosas como: “estuvo perdiendo pulsos por un par de horas”, o “la señal fue débil los últimos días”, o “repentinamente la señal se fortaleció y luego desapareció”. Todo ese tipo de cosas queremos capturarlas lo mejor posible. Y eso es algo que debemos comunicarle al operador de campo. Él debe saber que tiene que documentar absolutamente todo lo que pueda.

En ese punto, el trabajo generalmente pasa a nuestros técnicos. El operador de campo, una vez que retira la herramienta de la sarta y recoge otra herramienta para volver a entrar al pozo y continuar con su trabajo, debe enviar la herramienta fallida de vuelta a nuestras instalaciones técnicas para que nuestros técnicos la analicen e intenten determinar qué ocurrió. Y para que ellos puedan hacer el mejor trabajo posible, realmente necesitan cada parte de esa herramienta.

Porque si falló un componente, no necesariamente ese fue el causante de la falla. Y para que nuestros técnicos —y tal vez nuestro personal técnico de soporte— hagan un buen análisis, necesitamos asegurarnos de que reciban todo lo que formó parte de ese recorrido para que puedan examinarlo todo en conjunto.

Ken:
Entonces, si empezamos a desarmar la herramienta y solo enviamos la parte más dañada, ¿puede que no obtengamos toda la historia?

Dave:
Exacto. Puedo contarte muchos casos donde tuvimos una falla en gamma, y la gente asumió: “Ah, fue la sonda gamma.” Así que la enviaron al taller, la revisamos y no encontramos nada malo con esa dichosa sonda. Mientras tanto, la misma sarta MWD se usó en otros dos trabajos y también tuvieron fallas en gamma. ¿Por qué? Porque el problema estaba en el MPU, que era quien contaba los pulsos gamma. Cosas pequeñas como esta pueden causar grandes problemas.

También los arneses de cables. Puede haber un corto en uno de ellos o un fallo en una conexión. Y si no devolvemos todo eso a los técnicos para que lo revisen con lupa, podemos perder la causa raíz, provocar futuras fallas y perder la oportunidad de mejorar nuestras prácticas para evitar que vuelva a suceder.

Ken:
Estas herramientas son grandes, ¿sabes? ¿Quieres que envíe todo el sistema de 30 pies para que lo analicen?

Dave:
Ah, bueno, sería ideal. Pero tienes razón, no es práctico. Así que hacemos lo que podemos, y hay excepciones a toda regla. Pero supongo que diría que, cuantas más piezas puedas devolver de un recorrido determinado —especialmente si hubo una falla—, mejor vas a poder diagnosticar esa causa raíz.

Ken:
¿Crees que a medida que las herramientas nuevas son más pequeñas, y sea más fácil enviarlas completas al taller para analizarlas en conjunto, el análisis de fallas será más fácil?

Dave:
Sí, lo creo. Creo que inevitablemente va a ir en esa dirección. Sé que algunos proveedores de servicio se han movido hacia sistemas montados en collarines. Así que están acostumbrados a enviar las herramientas como una sola pieza, y por supuesto también las devuelven como una sola. Y sí, si devuelves todo, entonces los técnicos tendrán todas las pistas que necesitan para averiguar qué salió mal.

David:
Gracias por escuchar el Podcast de Tecnología de Perforación de Erdos Miller. Si deseas escuchar más, asegúrate de escuchar la Parte #2 de esta entrevista disponible en nuestro canal.