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TELEMETRÍA La telemetría es una tecnología que permite la medición remota de magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el operador del sistema. La palabra telemetría procede de las palabras griegas τῆlε (tele), que quiere decir a distancia, y la palabra μετρον (metron), que quiere decir medida. El envío de información hacia el operador en un sistema de telemetría se realiza típicamente mediante comunicación inalámbrica, aunque también se puede realizar por otros medios (teléfono, redes de ordenadores, enlace de fibra óptica, etcétera). Los sistemas de telemetría reciben las instrucciones y los datos necesarios para operar desde el Centro de Control. La Telemetría en la industria petrolera. En una industria gobernada por la inmediatez a la hora de tomar decisiones, es necesario contar con información de calidad al instante que permita visualizar los posibles escenarios que se presentarán en cada una de las operaciones. La disminución de los costos, así como también del tiempo empleado para la construcción del pozo, se traduce en una mayor rentabilidad además de establecer mejores prácticas operacionales. La telemetría es una herramienta que permite contar con información en tiempo real durante la perforación de pozos petroleros, aún en circunstancias complejas. A continuación, los fundamentos y los diferentes métodos que se utilizan. ¿Qué es la telemetría?

Es una tecnología que permite la medición remota de magnitudes físicas y el posterior envío de la información hacia el operador del sistema. La tendencia en los últimos años de perforar pozos inclinados y con geometrías no convencionales, así como la heterogeneidad de los yacimientos a evaluar requiere el desarrollo de tecnologías que además de sobreponerse a las dificultades del ambiente, transmitan la mayor cantidad de datos en tiempo real al menor costo. ¿Cuáles son los sistemas de telemetría más utilizados en la actualidad? Existen diferentes sistemas de telemetría dependiendo de las características del pozo, así como de la complejidad geológica que presente el yacimiento en estudio (1). 1-Telemetría mediante pulsos de presión en el fluido de perforación (Mud Pulse Telemetry): este proceso es ejecutado por señales generadas por ondas de presión en el interior de la sarta de perforación. La onda de presión viaja a la superficie a una velocidad cercana a los 4300 pies/segundo (2), dependiendo de las propiedades del fluido de perforación claro está. La medición registrada por los sensores es codificada en el fondo del pozo por la herramienta, y luego es descifrada en superficie. En su mayoría las herramientas MWD utilizan el sistema de transmisiones a través del fluido de perforación debido a su fácil operación y su economía

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. De acuerdo al principio anterior en la

actualidad se cuenta con dos métodos comercialmente disponibles. ¿Hay alguna restricción en relación a la profundidad desde donde se emite la onda?

La profundidad máxima de emisión de onda es limitada por la atenuación que esta posea, a la vez que la atenuación es función de la frecuencia de la onda, y de la densidad, viscosidad y velocidad sónica del fluido de perforación que se utiliza. Una vez que la señal llega a superficie es detectada por un transductor de presión y procesada para decodificar la información enviada. ¿Qué son los pulsos positivos y negativos de presión y en que se diferencian? Existen dos maneras de generar las ondas, esto de acuerdo a diferentes diseños y técnicas desarrolladas en la industria petrolera. Los pulsos positivos de presión son generados por válvulas de orificio, en estos casos la válvula se encuentra en el interior de la sarta de perforación en la parte superior de la herramienta, el diámetro de dicha válvula es seleccionado de acuerdo a las condiciones de profundidad y características del fluido de perforación utilizado. El principio en este caso consiste en el uso de un pistón dentro del ensamblaje de la herramienta que una vez que se codifica la información en señal eléctrica, el pistón comienza a desplazarse hacia la válvula orificio. Cuando se extiende ocurre un aumento momentáneo de presión debido a que restringe el paso de fluido a través de la válvula, esto conlleva a un aumento en la presión en el interior de la sarta, derivando así en la generación de pulsos de lodo que son transmitidos a superficie.

Por su parte los pulsos negativos de presión se generan a partir de una válvula de alivio también conocida como “by-pass”, que expulsa fluido desde el interior de la sarta de perforación al anular. Estos sistemas trabajan con la ayuda de un accionador que, dependiendo de la

señal enviada durante la codificación por el sensor electrónico, abre o cierra una pequeña válvula permitiendo que se libere cierta cantidad de fluido desde el interior de la columna de perforación al anular, de esta manera disminuye la presión al interior de la columna de perforación, generalmente entre 100 y 300 psi, todo esto causa un pulso negativo de presión. La duración del pulso de presión depende de los intervalos de tiempo de apertura o cierre de la válvula

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¿Cuáles son las ventajas y las desventajas de los sistemas de pulsos de lodo? Entre las ventajas se destacan las siguientes: son los más económicos del mercado, es uno de los más confiables ya que tiene alrededor de 30 años en el mercado. Las desventajas están muy vinculadas a las propiedades del fluido de perforación, además genera fatiga en las bombas. Es necesario también técnicas de procesamiento avanzadas que permitan reducir los efectos de distorsión y ruido en la adquisición de datos. En el caso de los sistemas de pulsos negativos, es necesaria una amplia caída de presión debajo de la válvula para generar suficiente amplitud de pulso, y estas caídas bruscas pueden dañar equipos y afectar a la formación

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2- Telemetría mediante ondas electromagnéticas: a diferencia de los sistemas de pulsos de presión de lodo, la telemetría electromagnética (EM) es capaz de transmitir datos sin la necesidad de contar con una columna de fluidos continua. Es especialmente útil cuando el fluido de perforación es gaseoso o aireado (casos donde el pulso de lodo no funciona). En los casos donde existe pérdida de circulación es bastante útil para transmitir datos a superficie. Este sistema establece un canal de comunicación de dos vías entre la superficie y la herramienta en el hoyo. Los datos medidos en el fondo del

pozo, son llevados a superficie a través de ondas electromagnéticas de baja frecuencia

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¿Qué beneficios ofrece la telemetría EM frente a la de pulsos de lodo? Uno de los aspectos más resaltantes, es que durante las conexiones de tuberías la transmisión de datos en EM no se detiene a diferencia de los sistemas de pulsos de lodo que si lo hacen. Por lo tanto, al ganar tiempo también se disminuyen los gastos de operación en taladro. Estadísticas de un caso en Siberia Occidental, indican que el uso del sistema EM redujo entre 6 y 9 horas el tiempo en taladro (5). Aquellos pozos donde las formaciones son no-consolidadas y muy propensas a sufrir “washout” en la cara de la arena, son buenos candidatos para utilizar este tipo de tecnología, ya que para evitar daños en la formación utilizan fluidos gaseosos en los cuales no sirve la telemetría de pulsos de lodo.

¿Es aplicable esta tecnología en todas las formaciones geológicas? Realmente antes de ver si es aplicable esta tecnología se deben correr ciertas pruebas como el modelo de fuerza de señal (Signal Strenght Model). Este modelo predecirá con alto nivel de precisión el éxito de la aplicación de la tecnología en un campo dado para unas características de pozo específicas

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3- Telemetría mediante tubería inteligente: la velocidad de transmisión de datos mediante pulsos de lodo alcanza en las mejores condiciones 10-12 bits por segundo. En cambio, cuando se usa tubería inteligente se alcanza una velocidad de 57000(¡!)

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bits por segundo, lo

cual repercute en la cantidad y calidad de los datos que se envían del pozo a superficie. A lo largo de la tubería inteligente son puestos cada cierta distancia repetidores de señal para garantizar que la relación señal-ruido se mantenga estable y se obtengan los datos en tiempo real más claros. Dichos repetidores también proporcionan información de ubicación y cualquier dato valioso de medición. Otras de las bondades de esta tecnología es que permite realizar la medición del peso del lodo equivalente mientras las bombas de lodo están apagadas, mientras en pulsos de lodo esto no es posible. Incluso es posible transmitir datos durante las conexiones de tubería y cuando se debe cambiar el ensamblaje de fondo o simplemente hacerle una revisión. En tiempo real la tecnología de tubería inteligente reporta datos cuando hay un aumento o una disminución de la presión, además cuando existe una pérdida de circulación. ¿Cuáles son las ventajas y desventajas de la tecnología de tubería inteligente? Mejora notablemente la seguridad y el control de los pozos. Es capaz de adquirir durante todas las operaciones que se lleven a cabo en el proceso de perforación. No necesita reducir la tasa de penetración para asegurarse de una alta calidad de datos en tiempo real. El ruido es casi despreciable. Las únicas desventajas que presentan estos sistemas es que son costosos, y no todas las compañías de servicios cuentan con estos sistemas a una gran escala. Seguramente con el transcurrir de los años y la masificación de la tecnología sus costos disminuyan. 4- Telemetría por acústica: actualmente sigue en desarrollo. Esta tecnología se basa en el principio de propagación elástica de las ondas, en conjunto con la tecnología de la magnetostricción (propiedad de los

materiales ferro magnéticos los cuales cambian de forma cuando están sometidos a un campo magnético esto es). Los datos son transmitidos a través de la sarta de perforación. Es muy útil, en pozos ultra delgado

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La telemetría en sus diferentes métodos seguirá brindando nuevas posibilidades para hacer mucho más efectiva y eficiente la transmisión de datos del fondo del pozo hasta superficie. De manera que sea posible llevar a cabo la perforación del pozo con la menor cantidad de contratiempos y de la manera más óptima posible.

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http://universodehidrocarburos.blogspot.com/2014/06/la-

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telemetria-en-la-industria-petrolera.html https://es.wikipedia.org/wiki/Telemetría http://www.slb.com/~/media/Files/drilling/brochures/lwd/scope/tele scope_spansh.pdf