Dinámica Durante la Perforación

🎧 TEMPORADA 1 | EPISODIO 6: DINÁMICA DURANTE LA PERFORACIÓN [TRANSCRIPCIÓN]

Ken:

Soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Bienvenidos al 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 la tecnología que nos ayuda a perforar más lejos y alcanzar más recursos cada día.

Nuestro invitado de hoy es David Gibson, vicepresidente de soluciones de perforación en Lodestar International. David comenzó su carrera en el sector petrolero con Schlumberger hace 11 años. Desde entonces ha ocupado varios roles liderando el despliegue, desarrollo y pruebas de tecnología de perforación direccional y áreas relacionadas.

Bienvenido al programa, David. ¿Cómo estás?

David G:
Estoy muy bien hoy, ¿y ustedes?

Ken:
Estamos bien.

David:
David, sé lo que es MWD y sé lo que es LWD, pero ¿qué es DWD?

David G:
DWD es Dynamics While Drilling —Dinámica Durante la Perforación.

Ken:
Measuring While Drilling nos permite perforar direccionalmente y medir hacia dónde vamos. Logging While Drilling nos permite evaluar la formación mientras perforamos y tomar decisiones sobre si subir o bajar según la roca o el fluido que encontremos. ¿Qué hago con un servicio de Dynamics While Drilling? ¿Por qué lo usaría? ¿Qué me ofrece?

David G:
Dynamics While Drilling te permite entender mejor la física del BHA o de tus componentes en fondo de pozo, ya sea la barrena, el motor, el MWD en sí, el tubo de perforación u otras herramientas que hayas agregado a la sarta. Y cómo interactúan todos esos componentes entre sí durante la perforación del pozo o mientras se crea el pozo.

Ken:
Entonces, ¿por qué querría hacer eso? ¿En qué me va a ayudar esa información?

David G:
Lo más importante, y esto es un punto educativo, es que poder hacer esto te permite entender la pérdida de energía. Lo digo porque ningún pozo se perfora de manera perfecta. Una analogía rápida sería: si tienes un motor de 500 caballos de fuerza en un auto, no obtienes esos 500 HP en las ruedas. Hay una pérdida de energía.

Lo mismo ocurre al perforar pozos. Se introduce una cierta cantidad de energía en superficie, pero solo una parte de esa energía llega realmente a la barrena.

Poder entender de dónde provienen esas pérdidas de energía y tener esa información te permite hacer ajustes, cambios, tomar decisiones de diseño para comprender mejor el sistema en su conjunto y así mejorar el rendimiento y perforar más rápido.

Ken:
Me gustó eso que dijiste de “pérdida de energía”, porque eso es exactamente lo que intentamos hacer: lograr que toda la energía que ponemos en superficie llegue hasta la roca a través de la barrena. No queremos que se pierda en el BHA, y sabemos que eso es imposible evitarlo completamente. Así que lo que entiendo de las herramientas DWD es que te dan un conjunto de datos que te permite realmente optimizar y maximizar la transferencia de esa energía.

David G:
Sí, para entender mejor la transferencia de energía. Una de las cosas más interesantes que estamos haciendo ahora es registrar el movimiento y las fuerzas en fondo de pozo a alta frecuencia, ¿verdad? Y si piensas en Peter Drucker, uno de los grandes profesores de Harvard, él decía: “Lo que se mide, se gestiona.” Y si no estás midiendo lo que sucede en fondo de pozo—con los componentes del BHA, la barrena, tus herramientas de reducción de fricción, estabilizadores, motor de lodo, etc.—entonces realmente no puedes gestionar su desempeño ni hacer ajustes a futuro.

Así que nuestro producto quizás no mejora directamente el rendimiento, pero los otros productos relacionados con mejoras de rendimiento —ya sea un motor u otros componentes, incluso el MWD— necesitan que se mida lo que están haciendo y en qué entornos trabajan para que puedas mejorar tus prácticas de perforación, tus parámetros de perforación o la manera en que diseñas y construyes las herramientas para que alcancen niveles óptimos.

David:
Entonces, ¿cómo funciona un sensor DWD? ¿Y cuáles son los componentes que lo forman?

David G:
Algunos de los componentes principales de un sensor DWD son muy similares a los de una herramienta MWD. La mayoría de las herramientas DWD tienen un paquete de acelerómetros, un paquete de acelerómetros triaxiales, un paquete de magnetómetros, y algunas de las más avanzadas también incluyen galgas extensiométricas (strain gauges) y sensores de presión.

David:
Ok, ¿y cómo se utilizan esos sensores?

David G:
Esos sensores se usan para entender el movimiento del componente en el que están instalados, o la ubicación dentro de la sarta de perforación o el BHA. Como mencioné, quieres poder obtener mediciones de fondo de pozo como el momento flector, no solo su magnitud sino también su dirección; el peso sobre la barrena en esa ubicación; y también el valor del torque. Esas tres mediciones con galgas extensiométricas son muy, muy importantes.

Por otro lado, con los acelerómetros y magnetómetros puedes entender mejor el movimiento: ya sea revoluciones por minuto o aceleración pura. Y esos valores te permiten hacer cálculos inversos para entender fenómenos como stick-slip, desequilibrio de la barrena (bit balance), o bit whirl. Y con la combinación de todos los datos, puedes llegar bastante cerca de recrear lo que realmente ocurrió en fondo de pozo.

David:
¿Dónde se instala el sensor DWD en el BHA?

David G:
En un BHA típico, hay varios lugares donde puedes instalarlo. Obviamente, uno de los más comunes es entre la barrena y el motor. Si estás usando un sistema rotary steerable, entonces posiblemente va sobre ese sistema. Pero en realidad, puedes poner uno de estos sensores en cualquier parte del BHA. Todo depende de qué busca entender el cliente, qué quiere lograr y qué va a responder sus preguntas.

Ken:
Ok, mi siguiente pregunta iba a ser: ¿cuáles son las mediciones que produce el sensor? Pero creo que ya respondiste la mayoría, Dave.

Así que voy a pasar a la trivia. Ya estamos a la mitad del episodio. La primera pregunta va para David Erdos, y la segunda será para David Gibson. Son de opción múltiple, así que eso debería facilitar un poco las cosas.

Ok, David Erdos: ¿por qué invención recordamos hoy a Elmer Sperry? Este es el nombre que se asocia con Sperry Drilling Services. ¿Fue por la invención de:
A: la botella de ácido
B: la herramienta de orientación magnética
C: el giroscopio (gyrocompass)
D: el magnetómetro de compuerta de flujo (fluxgate)?

David:
Hmm, esa está buena. No sé la respuesta, pero voy a adivinar la herramienta de orientación magnética.

Ken:
Bueno, fuiste honesto al decir que no sabías la respuesta. No fue la herramienta de orientación magnética. Fue el giroscopio. El Sr. Sperry tiene un excelente artículo en Wikipedia, y es muy conocido por haber inventado el giroscopio, lo cual trajo muchos beneficios no solo a nuestros programas de perforación, sino también a la defensa y otras aplicaciones.

Bien, Sr. Gibson, va la siguiente.

David G:
Para ser honesto, tampoco sabía esa respuesta.

Ken:
Está bien. Yo tampoco las sé. Solo las busco y las incluyo en el programa. Así que, Sr. Gibson: ¿cuándo se perforó el primer pozo direccional? Si no lo sabes, puedes adivinar.
A: 1911
B: 1929
C: 1951
D: 1963

David G:
Como soy una persona técnica, tengo una especie de aclaración o pregunta para precisar la respuesta. Porque yo diría: ¿cuándo se perforó el primer pozo direccional intencional? Porque te garantizo que los primeros no fueron exactamente rectos.

Ken:
Ok, me refería específicamente al primer pozo direccional intencional.

David G:
Pozo direccional intencional... entonces voy a decir la opción que era de los años 50. Creo que dijiste 1951, ¿verdad?

Ken:
Bueno. Así que hoy están 0 de 2. La respuesta era 1929, fue cuando comenzamos a perforar pozos direccionales. Y no se parecían en nada a lo que hoy consideramos un pozo direccional. Quizás eran secciones tangenciales o un lateral muy corto, algo así.

Si piensas en 1929, estaríamos midiendo la desviación de esos pozos con herramientas de botellas de ácido. Tal vez en 1929 ya teníamos una herramienta mecánica [00:09:19] [Ininteligible] disponible en ese momento. Pero ciertamente no existía Measurement While Drilling. Eso vino mucho después de que empezamos a hacer pozos direccionales.

Así que eso responde a la pregunta: ¿se puede perforar un pozo direccional sin MWD? La respuesta es sí, solo que muy lento y con mucho sufrimiento.

David G:
Sé que esto es un poco fuera de tema, pero me surge la pregunta: ¿cuántos operadores en aquella época terminaron perforando un pozo con 30 grados de desviación sin darse cuenta, y después de haber metido 300 metros de tubería pensaron que era un pozo seco, cuando en realidad solo estaban un poco fuera del objetivo? Y si hubieran perforado unos metros más, tal vez habrían llegado justo a lo que estaban buscando.

Ken:
Solo diré que hay una razón por la cual inventamos muchas de estas tecnologías de orientación direccional. Y fue para producir más petróleo de forma más constante, ¿cierto?

David G:
Es muy cierto, es una excelente manera de responder a esa observación.

Ken:
Bien, volvamos a la entrevista. Dave, ¿cuáles son algunos de los beneficios principales que las personas han visto al incorporar herramientas Dynamics While Drilling en sus operaciones y programas de perforación?

David G:
Creo que una de las principales cosas que logras al comenzar un programa de este tipo es una mejor comprensión y un mayor conocimiento de lo que realmente está ocurriendo en fondo de pozo. Es una experiencia muy reveladora. Lo fue para mí, sin duda. Esa sería la razón número uno. Aparte de eso, hay mejoras en eficiencia, mayores velocidades de penetración (ROP), menos tiempo no productivo, menos fallas, mejor diseño de barrenas, cosas por el estilo.

Ken:
Entonces puedes correr estas herramientas de Dynamics While Drilling durante toda la operación de perforación, recuperar la memoria, y luego trabajar con analistas e ingenieros de tu equipo para entender e interpretar esos resultados. Y así encontrar mejores formas de perforar, logrando que más energía se transfiera efectivamente a la barrena, evitando romper herramientas innecesariamente, aplicando peso solo cuando sea necesario, entre otros factores. Todo eso con el fin de perforar el siguiente pozo más rápido y de forma más eficiente, ¿cierto? Todos esos beneficios vienen al usar estas herramientas y realmente entender cómo se mueve tu BHA y cómo transfiere energía.

David G:
Exactamente. Y a medida que la industria avanza, definitivamente veo que esto se convertirá en algo donde no solo se trata de perforar más rápido, sino de perforar más lejos.

Ken:
Oh.

David G:
Y de hacer todo lo posible para maximizar la posición en la que ya estamos, ¿cierto? Porque ahora están construyendo plataformas multipozo con laterales, y lo que buscan es colocar la mayor cantidad de pozos posibles en una sola plataforma, perforar laterales lo más largos posible. Y para lograr eso, necesitas tener un pozo muy limpio, como de “cañón de escopeta”, lo más recto y suave posible. Y para lograr eso, necesitas minimizar la disfunción de perforación mientras estás perforando. Pero no puedes hacer eso hasta que hayas medido previamente y entiendas exactamente las características y dinámicas que ocurren en fondo de pozo al perforar un pozo en cierto campo o formación.

Ken:
Eso es genial, tiene todo el sentido del mundo.

David:
Con todas estas mediciones que tenemos ahora, ¿cuáles son algunas de las suposiciones o conceptos erróneos que descubriste que eran simplemente incorrectos y que la gente suele tener en la industria?

David G:
Hablo desde mi experiencia personal. Como fui técnico de MWD en el pasado, realmente tomaba los datos e información del MWD como algo casi sagrado. Lo que decía el MWD era lo que realmente estaba ocurriendo. Pero después de ver datos de alta frecuencia y poder observar lo que realmente estaba pasando, creo que una de mis grandes ideas equivocadas fue pensar que lo que sucede en una parte del BHA es representativo de todo el BHA.

Así que lo que ocurre en el MWD no tiene absolutamente nada que ver… bueno, no debería decir absolutamente nada, pero no es igual a lo que está ocurriendo en el motor o en la barrena.

Podrías estar viendo vibraciones o movimientos en el MWD, pero todo podría estar perfectamente bien en la barrena. Esa fue una gran revelación para mí: pensar que este sistema —aunque los BHA no son tan largos, quizás unos 30 metros— y todo está conectado con acero y uno pensaría que es un sistema rígido… pero en realidad no lo es.

Ken:
Entonces un BHA no se comporta igual en todas sus partes. Podrías tener comportamientos completamente diferentes en la barrena o en el MWD, más arriba en la sarta. Están relacionados, pero no necesariamente influenciados directamente.

David G:
Exactamente.

Ken:
Es una locura pensar en eso. Me encantaría ver esos datos. Tal vez algún día publiquen algo en línea.

David G:
Nos encantaría hacerlo. Si tuviéramos un cliente interesado en algo así, estaríamos más que dispuestos.

Ken:
Genial. Última pregunta, Dave: ¿qué crees que podemos esperar del futuro con la tecnología Dynamics While Drilling?

David G:
Creo que una de las mayores cosas que veremos con esta tecnología —a medida que mejora y evoluciona, y también mejoran los electrónicos y crece la demanda en la industria— es la capacidad de recibir estas mediciones en superficie en tiempo real. Y no solo un punto de datos aislado, sino algo que ya esté preprocesado en fondo de pozo. Obtener esos datos procesados en fondo y luego enviarlos a superficie, donde sirvan como indicadores clave que realmente muestren lo que está ocurriendo en el pozo. Y tener suficiente información para que las personas puedan tomar decisiones basadas en eso, sin tener que seguir haciendo suposiciones del tipo “podría significar esto o aquello”. Vamos a llegar al punto en que se tomen decisiones claras y definitivas basadas en los datos que vienen desde fondo de pozo.

Ken:
Entonces, parece que lo que viene en la hoja de ruta es más sensores distribuidos a lo largo del BHA, tecnologías en tiempo real que puedan transmitir datos desde todos esos sensores hasta superficie, y también quizás algún tipo de aprendizaje automático o analítica inteligente que nos ayude o nos guíe para tomar decisiones más rápido. En lugar de que un humano tenga que interpretar cada pequeño dato, podríamos tener, por así decirlo, un “Watson de la dinámica” en superficie dándonos sugerencias de qué ajustar en nuestro programa.

David G:
Eso es exactamente. No hay ningún técnico de MWD, ingeniero direccional, ingeniero de campo, ni supervisor que pueda procesar la cantidad de datos que se están registrando ahora mismo en superficie —y ni hablar de los datos de fondo— y tener en cuenta todos esos factores al mismo tiempo para tomar siempre la mejor decisión.

Así que involucrar estos sistemas con aprendizaje automático, redes neuronales, o inteligencia artificial —usa el término de moda que prefieras— definitivamente creo que ese es el futuro. Veo a muchas empresas dirigiéndose hacia esa dirección y entendiendo que la forma más eficiente de avanzar es no solo recolectar la mayor cantidad de datos posible, sino todos los datos disponibles, meterlos en un algoritmo y ver qué resultados produce. Y luego aplicar algo de inteligencia humana también. Toma de decisiones en sitio, afinando eso para avanzar hacia el futuro y poder perforar pozos absolutamente increíbles. Cosas que quizás ya somos capaces de hacer hoy, pero que nos tomarían 6 o 7 meses de planificación. En el futuro, vamos a estar perforando laterales de alcance extendido súper largos como si fuera algo cotidiano.

Ken:
Suena como un futuro increíble. Nuestro invitado de hoy ha sido David Gibson, vicepresidente de soluciones de perforación en Lodestar International.

David:
Ese ha sido nuestro programa de hoy. Gracias por acompañarnos, David.

David G:
Gracias a ustedes por invitarme, y si alguna vez tienen más preguntas y quieren que regrese en el futuro, no duden en decírmelo.

David:
Perfecto. Soy David Erdos.

Ken:
Y yo soy Ken Miller.

David:
Y este ha sido otro episodio del Erdos Miller New Technology Podcast. Por favor, envíen sus preguntas sobre tecnología a podcast@ErdosMiller.com y podríamos responderlas en el programa.