Cinco tendencias para la tecnología MWD en 2018

🎧 TEMPORADA 1 | EPISODIO 9: CINCO TENDENCIAS PARA LA TECNOLOGÍA MWD EN 2018

Ken:

Soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Y bienvenidos al Erdos Miller New Technology Podcast, donde pasamos nuestro tiempo no productivo hablando sobre todo lo relacionado con la tecnología de perforación. Este podcast es para todos los interesados en aprender sobre la tecnología que nos ayuda a perforar más lejos y alcanzar más recursos cada día.

Hoy David y yo hablaremos sobre cinco tendencias de la industria que han llamado nuestra atención.

David:
Entonces Ken, ¿cuál es la primera tendencia que estás notando?

Ken:
Bueno, durante mucho tiempo el sistema MWD recuperable ha sido el rey. Lo que quiero decir con "recuperable" es un sistema que puedes desplegar dentro de un collarín y bajarlo para hacer perforación direccional. Es tan delgado y esbelto — como de unos 30 pies de largo por una pulgada y media o una pulgada y siete octavos de diámetro — que puedes enviar una línea eléctrica por el pozo, engancharlo por la parte superior y sacarlo si se queda atorado.

Eso ha sido muy importante en los últimos 10 años porque estas herramientas son muy caras. Si el BHA se queda atorado o ocurre algún otro incidente y no puedes sacarlo — es costoso. Si puedes recuperarlo, realmente querrás hacerlo, porque no quieres simplemente dejarlo en el pozo con el resto del BHA; es bastante costoso.

David:
¿Entonces cómo estás viendo que eso está cambiando ahora? ¿Estás diciendo que hoy en día no todas las herramientas MWD son recuperables?

Ken:
Estoy viendo una mayor aceptación de lo que yo llamaría herramientas no recuperables. Algunas personas las llaman herramientas montadas en el collarín o herramientas de base de collarín, y sé que hay cierto debate sobre cuál es la definición exacta de ese término en la industria actualmente. Pero en general me refiero a herramientas tipo "probe" que están aseguradas dentro del collarín o que, de alguna manera, no pueden ser extraídas por la tubería de perforación.

Hay un par de factores que impulsan la creación de estas herramientas. Primero: estamos tratando de hacer las herramientas más resistentes, más robustas, y hacerlas más cortas y anchas es una forma de lograrlo. Tienes menos masa, está empaquetada de forma más robusta, no es una cuerda larga de espagueti moviéndose dentro de un collarín. Es una forma mucho más robusta de empaquetar una herramienta. Pero aún necesitamos tener prácticamente la misma cantidad de componentes dentro, así que ese espacio tiene que ir a algún lado. Entonces la herramienta tiende a ser más corta y más gruesa, aunque en general más corta pero igual de delgada.

Además, el costo de las herramientas está bajando de manera natural y estamos perforando laterales mucho más largos. Y si te quedas atorado en uno de esos laterales largos, igual vas a tener dificultades para recuperar una herramienta tipo "probe". Así que se está volviendo un poco más impráctico recuperarlas.

Y por último, he visto que hay beneficios importantes si haces lo que se llama un “lockdown”, o asegurar firmemente la herramienta al collarín, porque eso ayuda a amortiguar la vibración y evita que la herramienta rebote tanto.

David:
Claro.

Ken:
Así que la búsqueda de confiabilidad, junto con las herramientas más cortas y aseguradas, además de que se está volviendo más impráctico recuperarlas con las prácticas de perforación actuales, está haciendo más aceptables estos diseños no recuperables.

David:
¿Hay cosas que se pueden hacer con herramientas no recuperables que no se pueden hacer con las otras?

Ken:
Yo diría que tal vez aún no, pero apuesto a que con el tiempo, quienes están fabricando esas herramientas más cortas y gruesas terminarán descubriendo trucos interesantes que sus contrapartes más largas y delgadas no pueden hacer.

David:
Entiendo.

Ken:
¿Y tú David, cuál es tu tendencia?

David:
Últimamente he escuchado mucho sobre la telemetría dual. Para quienes no estén familiarizados, la telemetría dual significa tener múltiples métodos para enviar datos a la superficie. Por ejemplo, telemetría por pulso de lodo y telemetría electromagnética, que creo que es la configuración más común que hemos visto.

Y uno de los impulsores de esto son los pozos dirigidos y el uso de antenas en el fondo del pozo, lo que permite mejorar en gran medida la recepción electromagnética. Si estás perforando varios pozos muy cercanos entre sí, puede que no tengas una buena recepción EM en el primero, pero sí la tendrás en los otros si puedes usar una antena en fondo del primer pozo.

Here is the Spanish translation of the next part of the podcast transcript (continuing Episode 9):

Ken:
Simplemente es más económico desplegar estas antenas en combinación con el sistema de telemetría dual porque puedes instalar la antena una vez y luego usarla en muchos pozos sucesivos en estas plataformas, ¿cierto?

David:
Sí, de hecho hicimos una encuesta sobre telemetría dual no hace mucho — también hablamos de eso en un episodio anterior — donde analizamos las tendencias de la industria y lo que estaba pidiendo el mercado, y por qué estaban usando telemetría dual. Y sorprendentemente, la confiabilidad fue uno de los factores más importantes, porque muchas veces si tu primer método de telemetría falla — digamos que estás usando pulso de lodo y el pulsador se tapa o se daña, o si solo usas EM y el transmisor EM falla — entonces tienes que sacar el MWD del pozo, y eso es muy costoso. Así que simplemente tener un sistema de telemetría de respaldo es algo muy deseable, sin mencionar que puedes enviar más datos y más rápido a superficie.

Ken:
Y estoy de acuerdo con tu tendencia. Hoy en día se le da muchísimo valor a poder quedarse en el pozo — especialmente porque los tiempos de perforación del lateral y la curva están bajando muchísimo. Es casi como si empezáramos a medir curvas en cuestión de horas en lugar de días, ¿cierto?

David:
Exacto.

Ken:
Y a veces incluso menos que eso. Así que el valor de poder mantenerse perforando — si tienes que hacer una corrida solo porque un pulsador falla, eso puede duplicar o triplicar el tiempo que te toma perforar un solo lateral. Solo una corrida puede hacer esa diferencia.

Ahora que recuerdo, se supone que debemos hacer una predicción con cada una de estas tendencias. Así que regresaré a la mía sobre las herramientas no recuperables. Mi predicción es que veremos muchas más herramientas de bajo costo, más cortas y anchas, que no son recuperables y que aportan muchos beneficios. Creo que cada vez más herramientas adoptarán ese formato.

David:
Sí, ya estamos empezando a ver eso con algunos de los sistemas más nuevos, y creo que como mencionaste, eso seguirá creciendo.

Ken:
¿Y cuál es tu predicción para las herramientas con telemetría dual?

David:
Creo que la confiabilidad seguirá impulsando el deseo de tener redundancia en la telemetría, ya que a menudo es un punto clave de falla. A veces ni siquiera es un fallo de la telemetría en sí, sino que algunas formaciones simplemente no permiten que el EM funcione en ciertas partes. Así que puedes tener EM funcionando al inicio, pero luego necesitas cambiar a pulso de lodo a medida que profundizas, porque ya no tienes recepción.

Entonces, la confiabilidad seguirá siendo el motor, y como EM es claramente más rápido que pulso de lodo, la gente siempre quiere enviar más datos.

Ken:
¿Entonces crees que veremos más o menos herramientas de telemetría dual en los próximos 3 a 5 años?

David:
Definitivamente más. Eso fue lo que concluimos en nuestra encuesta de telemetría dual también. El interés sigue creciendo y los fabricantes de herramientas están comenzando a hacer más variantes para atender distintas necesidades del mercado.

Ken:
Genial.

David:
¿Cuál es nuestra tercera tendencia, Ken?

Ken:
Hablamos de esto en un episodio anterior también, pero creo que la Dinámica de Perforación (Drilling Dynamics) es una gran tendencia en la industria actualmente. El Sr. Gibson de Lodestar vino y nos habló de eso y de lo que implica. Es la capacidad de medir el comportamiento y el rendimiento mecánico del conjunto de fondo de pozo (bottomhole assembly). Incluso la fuerza de perforación mientras se perfora, de modo que de pozo a pozo puedas mejorar tu programa y entender: ¿cuánto peso sobre la barrena necesito?, ¿qué debo tener en cuenta en esta formación frente a otra?, ¿cuál es la ROP adecuada para mantener?, y así sucesivamente — todos estos factores que se combinan para tratar de perforar más rápido mientras se rompe menos equipo, ¿no?

Y creo que estamos viendo muchas más empresas que están entrando al mercado con estos sensores de Dinámica de Perforación. Son sensores que se pueden acoplar rápidamente a casi cualquier herramienta de fondo o que vienen integrados en un sub y se despliegan con facilidad.

Y creo que eso nos lleva a tres cosas.
1: Veremos muchas más opciones de sensores para Dinámica de Perforación y se le dará más importancia.
2: Veremos esfuerzos reales para obtener esos datos en tiempo real, ¿cierto? Encontrar la forma de hacer un short-hop de esos datos hasta el MWD y luego a superficie mientras se perfora, para no tener que esperar al final del pozo para mejorar. Obtener retroalimentación durante la misma corrida.
3: Cuando se habla de Big Data…

David:
Sí…

Ken:
Muchas veces es solo una palabra de moda, ¿verdad? Todos dicen que hacen big data, todos tienen datos hoy en día, así que le llaman big data. Pero creo que muchos fabricantes de herramientas de fondo están comenzando a darse cuenta de que para seguir siendo competitivos en el futuro — si haces cualquier tipo de herramienta mecánica pura de fondo como motores, barrenas, ensamblajes grandes, herramientas para evitar stick-slip, reducción de vibración, jars, lo que sea — se están dando cuenta de que van a necesitar una montaña de datos para seguir innovando. Para mejorar sus diseños, para seguir superando a sus competidores, necesitan saber cuál es su rendimiento actual y qué pistas pueden sacar de los datos para mejorarlo aún más. Y a medida que empiecen a hacer revisiones o nuevos cambios en sus diseños, van a necesitar esos datos para saber si las cosas están mejorando o empeorando.

Aquí tienes la traducción al español de esta parte del episodio 9 del podcast:

David:
Exacto.

Ken:
Así que no creo que sea posible mantenerse competitivo como fabricante de herramientas de fondo sin tener muchos datos sobre tu desempeño para poder innovar a partir de ellos.

Así que mi predicción es que los sensores de Dinámica de Perforación se volverán más comunes. Tal vez no en todas las plataformas, pero sí en una gran parte. Y eventualmente serán en tiempo real. Alguien encontrará una forma práctica de enviar esos datos a superficie para que podamos usarlos mientras perforamos.

David:
Creo que el aspecto en tiempo real será fundamental a medida que se vuelva más común, permitiendo que los perforadores hagan ajustes mientras están perforando, en lugar de revisar semanas después y decir: “Realmente arruinamos ese pozo. Tuvimos demasiada disfunción del BHA porque el peso sobre la barrena era demasiado alto” o lo que sea. Y eso también será en parte gracias a la telemetría dual.

Ken:
Sí, totalmente de acuerdo.

David:
Bueno, ya pasamos la mitad del episodio, y es hora de nuestra trivia. La trivia de esta semana es sobre barrenas. No es un tema del que hablemos mucho.

Ken:
No, no soy muy fanático de las barrenas, pero adelante.

David:
¿Cuándo crees que se introdujo por primera vez la barrena PDC?

Ken:
¿En los años 70?

David:
Muy cerca.

Ken:
¿Y cuánto me equivoqué?

David:
Fue a finales de 1972.

Ken:
Ah, bien.

David:
¿Y puedes adivinar quién la desarrolló?

Ken:
¿Baker Hughes?

David:
No exactamente. Hughes Tool Company fabricaba las barrenas de cono giratorio en ese momento. Pero en realidad fue GE Carboloy quien inventó e introdujo las barrenas PDC. Que durante varios años tuvieron una penetración de mercado muy lenta, y luego eventualmente dominaron. Hoy en día representan más del 90% de las barrenas utilizadas.

Ken:
Una de las tendencias que he notado en esta industria es que cualquier tecnología nueva que aparece, al principio es bastante rechazada. “Ah, eso no va a funcionar, esos tipos están locos. Nunca pasará.” Siempre hay todo tipo de justificaciones para defender las líneas de productos y tecnologías existentes. “No va a funcionar por esta razón económica, o por esta otra, etc.”
Y sabes, en esta industria rara vez la tecnología se impone de la noche a la mañana. Casi nunca algo pasa de cero a dominar el mercado en solo un par de años, pero las tecnologías nuevas y buenas suelen encontrar su nicho, ganar un poco de terreno, y luego crecer cada año. Y fue lo mismo, estoy seguro, con las barrenas PDC y con los sistemas direccionales rotativos (rotary steerables), ¿cierto?

David:
Así es. Y es arriesgado probar tecnologías nuevas, pero muchas veces puede darte una gran ventaja sobre tus competidores.

Ken:
Estoy de acuerdo. Pero esta también es una industria que valora mucho— ¿cómo lo diría? El éxito, sí, pero también es que tenemos un trabajo que hacer. Estamos tratando de perforar para obtener petróleo en un tiempo determinado. Tenemos un presupuesto, y no podemos desviarnos mucho de eso. Así que muchas veces es difícil justificar implementar o probar una nueva tecnología porque tenemos una misión que cumplir, y no podemos perder tiempo jugando con algo nuevo.

Lo nuevo tiene que funcionar razonablemente bien desde el inicio, al menos lo suficiente como para no retrasarnos o para permitirnos hacer algo que antes simplemente no podíamos hacer. Así que hacer innovación tecnológica en esta industria es un camino difícil.

Entonces David, ¿cuál es nuestra penúltima tendencia?

David:
Últimamente hemos escuchado mucho sobre sensores gamma azimutales.

Ken:
¿Azimu… qué?

David:
Sí, es un poco trabalenguas. Gamma azimutal, que es un sensor gamma que te dice qué dirección tiene qué niveles de radiación gamma.

Ken:
Entiendo.

David:
Y en realidad, gamma azimutal es un término un poco incorrecto, es más bien gamma de cara de herramienta (toolface gamma), pero vamos a dejarlo pasar.

Ken:
Entonces me dice en qué dirección está ocurriendo algo, pero ¿qué significa realmente? Explícamelo de forma sencilla.

David:
La razón por la que eso es importante se llama geo-steering o geonavegación. Y eso tiene que ver con poder identificar el tipo de roca que estás perforando y en qué capa estás. Saber si la roca por encima de ti tiene una firma de radiación más alta que la roca debajo, porque eso permite a los geólogos interpretar los registros gamma y compararlos con lo que saben sobre la formación y las diferentes capas de roca. Así pueden ayudar a guiar la barrena y asegurarse de que permanezca en la zona correcta mientras se perfora.

Aquí tienes la traducción al español de esta última sección del episodio:

Ken:
Entonces, ¿un sensor gamma regular no te da eso? ¿Por qué necesito este sensor gamma azimutal para hacerlo?

David:
No. Un sensor gamma tradicional, también conocido como bolt gamma, simplemente mide la radiación gamma desde todas las direcciones.

Ken:
Entiendo.

David:
Así que no tienes forma de saber si hay más radiación gamma arriba, abajo, a la izquierda o a la derecha. Un sensor gamma azimutal tiene en realidad el mismo mecanismo interno: un cristal de yoduro de sodio y un tubo fotomultiplicador, pero lleva un blindaje alrededor de una sección del cristal, lo cual bloquea la radiación gamma desde ciertas direcciones y la permite entrar desde otras.

Ken:
Ok, y me imagino que, al girar la sarta de perforación, puede escanear la formación y ver qué hay arriba o abajo a través de esa “ventana”.

David:
Exactamente. Así que eso permite—especialmente si es gamma azimutal en tiempo real—que los geólogos y perforadores tomen decisiones en tiempo real sobre en qué dirección perforar, o hacer correcciones en la trayectoria del pozo.

Y esto ya ha existido durante bastante tiempo en herramientas LWD montadas en el collarín o herramientas MWD también montadas en collarín, donde los sensores gamma están ubicados a lo largo del perímetro del collarín. Eso da una señal excelente. Pero ahora estamos viendo esa tecnología disponible en herramientas tipo probe, lo que abre el mercado a más compañías. Muchas de las compañías de servicios de nivel medio usan herramientas tipo probe, así que esto está haciendo que esta medición sea mucho más común en el mercado y permite que los jugadores pequeños compitan con las mismas mediciones que antes solo tenían los grandes.

Ken:
Y todo esto se relaciona con mayor producción, ¿verdad? Si podemos hacer geonavegación, si podemos mantenernos en las zonas adecuadas, produciremos más petróleo.

David:
Exactamente. Todo se reduce a maximizar la producción del pozo.

Ken:
Entonces quizás las herramientas MWD no recuperables, las más grandes, más cortas y anchas, junto con la telemetría dual, están diseñadas para mantenernos en el pozo, hacer menos viajes. Construimos cada pozo en menos tiempo y con menos dinero, lo que nos permite perforar más pozos, y eso produce más recursos.

La Dinámica de Perforación nos ayuda a perforar más rápido, con menos daño al equipo. Lo mismo, más pozos en menos tiempo, más recursos. Y luego el sensor gamma azimutal nos ayuda a mantenernos dentro de la zona productiva, donde podemos fracturar y extraer el petróleo. Cuanto más nos mantengamos en la zona, más podremos fracturar con éxito y bombear.

David:
Exactamente.

Ken:
Perfecto.

David:
Bien, ¿cuál es tu última tendencia para cerrar, Ken?

Ken:
Una muy importante ahora mismo en los sistemas MWD — y que ha ganado un apodo o seudónimo si se quiere — es la llamada Fast Pulse, ¿cierto? Y es un buen nombre. Yo no lo inventé, no sé quién lo hizo, pero está bien pensado. Se refiere a una herramienta MWD de pulso de lodo que es más rápida que sus predecesoras más tradicionales o ancestrales.

Y creo que el referente durante mucho tiempo ha sido la plataforma MWD de Tensor, y todas sus derivaciones, competidores y clones a lo largo de los años.

Y esta conversación no aplica tanto al nivel más alto del mercado. Es decir, a los grandes: Schlumberger, Halliburton, Baker Hughes… Todos estos tienen tecnología de pulso de lodo de alta velocidad desde hace mucho tiempo. Y compiten entre ellos en ese 25-30% superior del mercado. Ellos pueden ir más rápido que casi cualquier otro, y han tenido esa capacidad durante años.

Pero yo hablo más del 60-70% inferior del mercado, donde compiten la mayoría de las compañías independientes de E&P y proveedores de servicios direccionales. Y el sistema Tensor, o cualquier sistema que derive de él, ha mantenido prácticamente la misma velocidad durante mucho tiempo — tal vez en los últimos 10 años.

Aquí tienes la traducción al español de esta parte final del episodio:

David:
¿Y qué es eso?

Ken:
Depende de a qué velocidad puedan operar su pulsador, pero todas las herramientas usan lo que se llama codificación M-ary — M guion A-R-Y. Esta codificación M-ary te puede dar, en la práctica… bueno, en realidad no está limitada solamente por la codificación M-ary. Es una combinación entre la codificación M-ary, el tipo de pulsos del momento y el sistema de decodificación actual. Todo eso nos ha mantenido en un rango de aproximadamente medio bit a un bit y medio por segundo, ¿vale?

Y ese ha sido el estándar durante mucho tiempo. Pero desde que salimos de la recesión, ha habido una demanda masiva por más velocidad: perforar más rápido, perforar laterales más largos. Necesitamos más datos, necesitamos datos de dinámica de perforación, necesitamos datos gamma azimutales, necesito que mi servicio sea más corto, etcétera, etcétera, etcétera.

Así que ha habido una gran demanda para hacer que estos sistemas de pulso de lodo funcionen mucho más rápido que antes. Y prácticamente cualquiera que esté en este campo, imaginando una línea vertical de pulso de lodo, ha estado trabajando para actualizarla con lo que se llama “Fast Pulse”.

Y Fast Pulse no es como una tecnología tipo Bluetooth que estamos licenciando de alguien. Simplemente se refiere a ir más rápido que la tecnología anterior. Todos están trabajando en su propia versión de Fast Pulse en este momento. Cada fabricante de herramientas MWD está tratando de hacer que su codificación, sus transmisores y sus decodificadores funcionen tan rápido como sea posible. Y eso es algo bueno… y algo malo.

Es algo bueno porque vamos a obtener datos más rápidos. A todos les encantan los datos más rápidos. Más datos es mejor. No creo que haya mucha gente en ninguna industria que diga: “Más datos es algo malo,” ¿verdad? Excepto tal vez los que tienen que instalar los discos duros y almacenar todos esos datos. Así que más datos está bien, eso es genial. Estamos obteniendo datos más rápidos desde fondo de pozo. En algunos casos, incluso estamos viendo que las tasas de datos de pulso de lodo se vuelven competitivas o incluso más rápidas que las tasas de datos de sistemas electromagnéticos, lo cual es una locura, ¿cierto? Y eso es genial.

Ahora, la desventaja es que muchos de los sistemas actuales comparten una herencia común con los sistemas Tensor. Y debido a eso, usaban el mismo sistema de codificación — este sistema M-ary — o uno muy similar. Lo suficientemente parecido como para que pudieras ir a cualquiera de una media docena de fabricantes de componentes MWD y elegir el que más te gustara: el receptor del fabricante A, el transmisor del fabricante B. Y gracias a esa herencia accidental compartida, simplemente funcionaban juntos, ¿sabes?

David:
Claro.

Aquí tienes la traducción completa al español de la parte final del episodio 9:

Ken:
Así que eso fue realmente genial desde la perspectiva del consumidor, ¿verdad? Porque los consumidores podían mezclar y combinar, y muchas veces terminábamos llamándolos herramientas Frankenstein, porque elegías la Parte A de aquí, la Parte B de allá, el torso de otro lado, ¿verdad? A veces había problemas de compatibilidad, pero en general era genial desde el punto de vista de la elección del consumidor.
Porque realmente podías armar lo mejor de cada categoría — si recuerdas nuestro primer podcast sobre la anatomía de un MWD — podías escoger el sensor gamma del mejor fabricante, el pulsador, el MPU, el receptor, el sensor direccional… todos de sus respectivos mejores fabricantes, y luego armar una herramienta a tu gusto, que funcionara en tu zona y a tus temperaturas. Y eso era excelente, ¿verdad?

Pero ahora estamos viendo una tendencia en la que, a medida que todos estos grupos están adoptando el Fast Pulse, está empezando a formarse una especie de brecha entre las herramientas. Porque se necesita mucha inversión en I+D para realmente averiguar cómo hacer que el pulso de lodo sea más rápido. Entre todas las tecnologías involucradas, no es una cantidad menor de investigación.

Y si tomas ese riesgo de capital, desarrollas la tecnología, la llevas al mercado y logras que funcione, no estás muy inclinado a simplemente compartirla con la industria y decir: “Hey, por el bien de los consumidores, que todos hagan lo que yo estoy haciendo.”
Así que — y esto es una forma larga de decirlo — a medida que las herramientas se están volviendo Fast Pulse, también se están volviendo más verticales.
Eso significa que las piezas de diferentes sistemas ya no necesariamente funcionarán entre sí.

Ahora, probablemente termines usando el sistema MWD completo del fabricante A o del fabricante B, pero ya no vas a tener una herramienta armada con componentes A, B, C, B, A. Ahora será todo A, todo B o todo C, dependiendo del fabricante.
Y ese es simplemente uno de los costos que estamos pagando con esta tendencia.

Así que mi predicción sería que la mayoría de los sistemas MWD se volverán Fast Pulse, todos alcanzarán esta nueva referencia de rendimiento, pero al mismo tiempo también se alejarán de su herencia común.
Y el mercado ya no será tan amigable con los consumidores de productos de MWD, porque no tendrán tanta libertad para elegir qué comprar. En lugar de poder mezclar componentes, tendrán que comprar sistemas completos, o al menos bloques más grandes de cada sistema a los respectivos fabricantes.

David:
Eso ciertamente es un gran cambio respecto al mercado tal como ha sido hasta ahora, donde se podía mezclar y combinar. Pero creo que a largo plazo será bueno para los consumidores y usuarios finales, y ojalá eso les proporcione datos más confiables y rápidos.

Ken:
Hay un par de libros sobre emprendimiento que hablan sobre tecnología disruptiva. Y uno de ellos describe el mercado como teniendo un ciclo inicial, medio y final. Y dice que el mercado tiende a preferir soluciones integradas en el inicio, luego soluciones modulares en la etapa intermedia, y luego hacia el final vuelve a las soluciones integradas. Y ese ciclo se repite, ¿verdad?

Así que esto podría ser simplemente un ciclo natural de la tecnología: el sistema Tensor fue la solución integrada que despegó y se volvió omnipresente; luego tuvimos todos estos clones compatibles con Tensor por mucho tiempo, lo que fue nuestro mercado intermedio; y ahora estamos volviendo a una etapa más integrada otra vez.
Y el gran beneficio de volver a lo integrado es que las herramientas serán más fáciles de usar, más cortas, más confiables, menos componentes, menor costo, y serán más rápidas, ¿verdad?

No se trata del ciclo del precio del petróleo, sino del ciclo tecnológico en el que estamos ahora.

David:
Eso es muy interesante, sí. Definitivamente puedo ver eso.
Bueno, eso es todo el tiempo que tenemos para el episodio de hoy.

Ken:
Yo soy Ken Miller.

David:
Y yo soy David Erdos.

Ken:
Y esto ha sido otro episodio del Erdos Miller New Technology Podcast. Por favor envía tus preguntas sobre tecnología a podcast@ErdosMiller.com y podríamos incluirlas en el programa.