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Manual de Decodificacion de Telemetria de Pulso

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Manual de Decodificación de Señal
Telemétrica de Pulsaciones de Lodo
MAN-11474-SP, Revision B

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MAN-11474-SP REV B

MANUAL DE DECODIFICACIÓN DE SEÑAL TELEMÉTRICA DE
PULSACIONES DE LODO
HISTORIAL DE LA REVISIÓNES DE ESTE DOCUMENTO
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Inglés

Español

Ruso

Chino

Table 1: Documentation Revision History

Rev
A

B

Date
05/18/2006

10/10/2013

Completed By

Description

S. Gillotti

Initial Release.

S. Gillotti
J. Garcia

Convert to Spanish; removed
Bi-phase Encoding Method and
Correlator option; added RLL
and TimeBase3 encoding
methods; typical decoding and
filter setups; updated Data Rate
tables; and added SIU2 setup.

ECO No.

13-344

Checked By

J. Hickey

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MANUAL DE DECODIFICACIÓN DE SEÑAL TELEMÉTRICA DE
PULSACIONES DE LODO
CONTENTS
1.0 
2.0 

3.0 

4.0 

INTRODUCCION ............................................................................................................................... 3 
TELEMETRIA DE PULSO DE LODO ................................................................................................ 5 
2.1  Método de Codificación: Bi-Phase ........................................................................................... 5 
2.2  Método de Codificacion:TimeBase2 ........................................................................................ 6 
2.3  Resumen de Timebase2: Mensajes de Niveles de Ruido en la SIU ....................................... 8 
2.4  Velocidad de Data .................................................................................................................... 9 
2.5  DSP – Procesamiento de Señal Digital ................................................................................. 10 
2.6  Ajustes de Filtro Digital .......................................................................................................... 13 
2.7  Umbral de Codificación .......................................................................................................... 15 
FACTORES DE MEDIO AMBIENTE ............................................................................................... 16 
3.1  Aeración de Fluidos de perforación ....................................................................................... 16 
3.2  Profundidad ............................................................................................................................ 16 
3.3  Lavado de Tubería ................................................................................................................. 17 
3.4  Velocidad; Caudal .................................................................................................................. 17 
3.5  Motores de Fondo .................................................................................................................. 18 
3.6  Bombas de Lodo .................................................................................................................... 19 
3.7  Peso en Lodo y Tipo de Lodo ................................................................................................ 21 
3.8  Acumuladores y Amortiguadores (Dampeners) ..................................................................... 21 
3.9  Rápido movimiento de tubería ............................................................................................... 23 
3.10  Interferencia de rotaria ........................................................................................................... 23 
3.11  Transductor del Standpipe ..................................................................................................... 24 
3.12  Obstrucción en la Válvula ...................................................................................................... 25 
SOLUCION DE PROBLEMAS ......................................................................................................... 26 
4.1  Entorno del Pozo.................................................................................................................... 26 
4.2  BHA ........................................................................................................................................ 27 
4.3  Fluidos .................................................................................................................................... 29 
4.4  Motor de Fondo ...................................................................................................................... 29 
4.5  Bombas de Lodo y Amortiguadores (Dampeners) ................................................................ 30 
4.6  Válvula en el Pulso................................................................................................................. 31 
4.7  Transductor en el StandPipe ................................................................................................. 32 
4.8  SIU ......................................................................................................................................... 33 

TABLE OF FIGURES
Figure 1 Measurements While Drilling System Basic Block Diagram ...................................................................... 4 
Figure 2 Método de codificación bifásica ................................................................................................................. 5 
Figura 3 TimeBase2 Método de codificación ............................................................................................................ 6 
Figura 4 TimeBase2 método de codificación durante la sincronización ................................................................... 6 
Figura 5 El ruido de impulsos que causan un "nivel de ruido 1" Error ...................................................................... 6 
Figura 6 Pulsos de ruido que causan los mensajes de "niveles de ruido 2”. ............................................................ 7 
Figure 7 SIU encargándose de un pulso perdido. .................................................................................................... 7 
Figure 8. Error en Ruido de Pulso 3. ......................................................................................................................... 7 
Figure 9: Comparación de pulsos triangulares y de forma de serrucho ................................................................. 10 
Figura 10 Diagrama de. Señal Cruda (presión de pulso en forma triangular) ....................................................... 11 
Figure 11 Diagrama de Filtro de band Pass ........................................................................................................... 11 
Figura 12 Señal cruda mostrando “Dientes de sierra” en los pulsos. Ecos e Incremento de presión. ................... 12 
Figura 13. Grafica Correlator .................................................................................................................................. 12 
Figura 14 Ajuste correcto del Umbral ..................................................................................................................... 15 
Figura 15 Ajuste incorrecto del Umbral ................................................................................................................. 15 
Figura 16 Ruido normal de bombas ....................................................................................................................... 19 
Figura 17 Dampeners ............................................................................................................................................. 21 

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MANUAL DE DECODIFICACIÓN DE SEÑAL TELEMÉTRICA DE
PULSACIONES DE LODO

1.0

INTRODUCCION
La telemetría de pulso de lodo (MPT), es el método de comunicación primario utilizado por APS
para la transmisión de datos adquiridos por los sensores de fondo, hacia un receptor de
superficie. El Sistema APS SureShot ™ (Measure-While-Drilling) se comunica con los
sensores de fondo atreves de telemetría de pulso. La unidad de interfaz de sensor APS (SIU)
es un componente de de superficie de APS, mientras que el pulso, localizado en el fondo del
pozo, es el componente que comunica la SIU con el sensor Direccional. La Figura 1 contiene
un diagrama de bloques básico que muestra la tecnología del sistema MWD APS.
El sistema de pulso rotatorio de APS y el módulo de FlowStat ™ es un sistema electromecánico
integrado que se actúa mediante las condiciones de flujo. Esta transmite señales de flujo a otro
sensor de fondo, y recibe datos desde el sistema de adquisición de APS de fondo llamado
Master Controller Board. El Master Controller Board codifica todos los datos recibidos en un
formato binario y acciona la válvula en el pulso giratorio para crear pulsos de presión positiva
en un sistema de fluido de perforación. Este método de transmisión de perforación se
denomina telemetría de pulso de lodo (MPT). Las señales de MPT se detectan usando un
transductor de presión instalado en el sistema de tubo vertical en la plataforma de perforación
se encuentra en el piso de perforación. Estas señales de salida en el transductor de presión se
canalizan en el conector de seguridad intrínseca del sistema SIU localizado también en
superficie.
El SIU es un sistema completamente independiente. Es un sistema de adquisición de datos que
recibe señales de MPT de un transductor de presión y decodifica los datos de telemetría.
Este documento proporciona fundamentos de Telemetría y comunicación de tecnología APS.
También identifica los elementos que afectan del entorno de la perforación que afectan la
telemetría y por supuesto la codificación. De la misma manera, este documento proporciona
información básica de MPT, y como actuar en caso de problemas habituales.

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Figure 1 Measurements While Drilling System Basic Block Diagram

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PULSACIONES DE LODO

2.0

TELEMETRIA DE PULSO DE LODO
En este capítulo describe el sistema de comunicación de APS mediante MPT, que es usado
para transmitir datos desde el sensor de fondo hacia un receptor en superficie. En el sensor de
fondo, el MWD Master Controller Board, controladora principalmente la adquisición de datos.
También, esta codifica todos los datos en un formato binario y acciona el pulso giratorio para
crear pulsos positivos en el lodo de perforación. Este método llamado telemetría de pulso de
lodo (MPT), se comunica primeramente en superficie con un transductor de presión instalado
en el sistema de tubo vertical que se encuentra en el piso de perforación. Las señales de salida
del transductor de presión se canalizan hacia la (SIU. Este manual contiene dos métodos de
codificación MPT:
• Bi-Phase
• TimeBase2

2.1

Método de Codificación: Bi-Phase
El método de codificación Bi-Phase (Bi-fase), también conocido como Bi-Phase Mark, es un
tipo de modulación de fase. Cuando el Encoder Board (tarjeta codificadora del sensor
direccional) está programado para transmitir datos utilizando el Método de codificación Bi-fase,
este actúa en la válvula rotatoria del pulso produciendo pulsos positivos que ocurren en el
comienzo de cada período de bit (posición). "Uno" está representado por una segunda
transición de un medio período de bit. "Cero" esta representa sin ninguna segunda transmisión.
La sincronización se realiza mediante la válvula cerrándose para un mínimo de 12 segundos,
seguido por un "Preámbulo", que consta de 12 "ceros", seguido de un "Uno". La figura 2
muestra ejemplos de Bi-Phase método de codificación.
Siempre que el Encoder Board este programado para transmitir datos en forma de Bi-Phase, El
Encoder Board acciona la válvula en el pulso por cada bit de datos que debe se transmita. Por
lo tanto, las baterías se agotarían con mayor rapidez utilizando el método de codificación BiPhase. APS Tecnology no recomienda utilizar el método de codificación Bi-Phase para la
telemetría de pulso de lodo normal.

Figure 2 Método de codificación bifásica

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2.2

Método de Codificacion:TimeBase2
El TimeBase2 es un método de modulación por posición de pulso que proporciona una solución
razonable resolución y tiempo de transmisión. También es capaz de tolerar fallos como perdida
de pulsos sin perder la sincronización. La Figura 3 ilustra el método de codificación MPT
TimeBase2. Cada pulso codifica un valor de cuatro bits de cero a quince (un nybble). Cada
pulso tiene su propia línea de tiempo. La posición de un pulso dentro de su rango determina su
valor numérico. Por ejemplo, en la figura 3 el borde delantero del primer pulso se produce
dentro de un intervalo de tiempo 2, por lo tanto, el valor del primer nybble es 2. Del mismo
modo, el valor de nybble 2 es 6, el valor del nybble 3 es 15 ("F" en la notación hexadecimal), y
el valor de nybble 4 es 0

Figura 3 TimeBase2 Método de codificación

Cada transmisión de MPT TimeBase2 comienza con una serie de cuatro pulsos de
sincronización espaciados por dos anchos de pulso, como se muestra en la Figura 4. Esto
proporciona una única secuencia de pulsos que no se producirán durante el resto de la
transmisión. Hay otros 5 intervalos de tiempo entre las palabras para asegurarse de que haya
un mínimo de 4 intervalos de tiempo entre los pulsos.

Figura 4 TimeBase2 método de codificación durante la sincronización

Si la SIU detecta pulsos que quedan fuera de los lugares previstos, se mostrará uno de los
siguientes "nivel de ruido" mensajes de error:
2.2.1

Nivel de Ruido 1
Este mensaje aparece si se detecta un pulso en el 5to lugar de banda muerta entre los
pulsos. El SIU rechazará este pulso y tratara de mantener la decodificación.

Figura 5 El ruido de impulsos que causan un "nivel de ruido 1" Error

En la Figura 5, el pulso 9 está en la banda muerta. Por lo tanto, el SIU rechazará este
pulso como si fuese ruido, y mostrar el mensaje "Nivel 1 Noise". Los pulsos 10 y 11 deben
ser decodificados correctamente.
2.2.2

Nivel de Ruido 2

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Los Niveles de Ruido 2 aparecerán si se detecta más de un pulso en el rango de 16 intervalos
de tiempo normal de un pulso. Es imposible para la SIU estar seguro de que los pulso
contienen datos reales. Se hace una conjetura al aceptar el pulso cuya temporización está más
cerca de la temporización del “diseño ideal” del programa, y rechaza el otro pulso.
Eventualmente. El tren de pulso intentara estar sincronizado y mantendrá la decodificación.
Si se detectan más de dos pulsos dentro de la gama de un pulso, un mensaje de "Nivel de
Ruido 2" se mostrará para cada pulso extraño, en el que se comparara el último pulso aceptado
con el pulso más recientemente detectado. Al mismo tiempo, la SIU repetirá la proceso de
decidir cuál pulso aceptaría como se describe anteriormente.

Figura 6 Pulsos de ruido que causan los mensajes de "niveles de ruido 2”.

En la Figura 6, la SIU detecta pulso 12 y lo aceptar provisionalmente como un pulso con
data válida. Sin embargo, cuando la SIU detecta el pulso 13,ella comparará los tiempos
creación de pulso entre 12 y 13 con el “tiempo ideal” diseñado por el programa, y aceptara
el pulso que más se acerque el “tiempo ideal”.
2.2.3

Niveles de ruido 3
Este mensaje se visualiza si la SIU ha perdido un pulso, y está tratando de permanecer
sincronizado mediante la detección del siguiente pulso, pero el siguiente pulso que se
detecta se encuentra fuera del rango de temporización como se describe para "Nivel de
ruido 1 "arriba.
La Figura 7 ilustra cómo la SIU normalmente se encarga de un pulso perdido.

Figure 7 SIU encargándose de un pulso perdido.

En la Figura 7, el pulso 16 será detectado normalmente. Sin embargo, el pulso 17 es débil
y la SIU lo perderá. En este caso, cuando la SIU detecta el pulso 18, se le asignará un
valor de pulso de 0 a 17, y la palabra de datos asociada con el pulso 17 será marcara
como cuestionable.
.

Figure 8. Error en Ruido de Pulso 3.

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En la figura 8, la SIU se perderá el pulso débil 17. Sin embargo, cuando el SIU detecta
pulso 18 en una ubicación no válida, se mostrará el mensaje "Nivel de ruido 3", y
suspenderá la decodificación hasta que reciba una nueva secuencia de pulsos de
sincronización.

2.3

Resumen de Timebase2: Mensajes de Niveles de Ruido en la SIU
Los mensajes de SIU muestran uno o más EXTRA pulsos.
"Nivel de ruido 1" SIU vio un pulso en la zona muerta del espacio 5 - SIU sigue codificando.
"Nivel de ruido 2" SIU vio más de un pulso en el intervalo de tiempo dentro de los 16 espacios
- Sin embargo, la SIU sigue adelante.
"Error de decodificación de FID" La SIU ha visto un pulso extra”
A continuación, el SIU Detiene decodificación.
A continuación, el SIU empieza a buscar el SYNC de Pulsos
Los mensajes de la SIU muestran que se ha perdido un pulso
"Pulso perdido" El SIU no ha visto un pulso dentro del nybble – Sin embargo, la SIU sigue
adelante
"Nivel de ruido 3” La SIU no ha visto pulsos dentro del espacio de un nybble, pero luego ve un
pulso en la zona muerta 5.
A continuación, el SIU se detiene decodificación
A continuación, el SIU empieza a buscar un nuevo SYNC de Pulsos

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2.4

Velocidad de Data
La velocidad de datos se define como la velocidad de transmisión de telemetría de pulso de
lodo expresado en bits por segundo o segundos por Bit. El ancho de pulso generado por un
método de codificación dada (Bi-Phase o TimeBase2) determina la transmisión. El ancho de un
pulso se selecciona y se mide en segundos. La Tabla 2 muestra la relación entre la anchura de
pulsos y la velocidad de datos, tanto para Bi-Phase y TimeBase2. La Tabla 3 muestra la
velocidad de datos equivalentes para ambos Bi-Phase y TimeBase2.
Tabla 2. Ancho de Pulso y Velocidad de Data

DATA RATE
Pulse Width
(Seconds)
0.75
1.00
1.25
1.50
1.75
2.00
2.25
2.50
2.75
3.00
Note:

Bi-phase
(Bits/Seconds)
(Seconds/Bit)
1.33
0.75
1.00
1.00
0.80
1.25
0.67
1.50
0.57
1.75
0.50
2.00
0.44
2.25
0.40
2.50
0.36
2.75
0.33
3.00

TimeBase2
(Bits/Seconds)
(Seconds/Bit)
0.51
1.97
0.38
2.63
0.30
3.28
0.25
3.94
0.22
4.59
0.19
5.25
0.17
5.91
0.15
6.56
0.14
7.22
0.13
7.88

Entre más angosto el pulso es, más pequeño en altura será.

Tabla 3. Velocidad y comparasion entre Bi-Phase and TimeBase2

Pulse width
(Seconds)
2.00
2.50
2.75
3.00

Bi-phase
Data Rate
Bits/Seconds) (Seconds/Bit)
0.50
2.00
0.40
2.50
0.36
2.75
0.33
3.00

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Pulse Width
(Seconds)
0.75

9 de 34

TimeBase2
Data Rate
(Bits/Seconds) Seconds/Bit)
0.51
1.97

1.00

0.38

2.63

1.25

0.30

3.28

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PULSACIONES DE LODO
2.5

DSP – Procesamiento de Señal Digital
DSP es una metodología implementada en la unidad de interfaz del sensor (SIU) para mejorar
la decodificación de los datos mediante la eliminación de ruido de señal de transmisión de
telemetría de pulso de lodo (MPT). El SIU convierte la señal analógica de presión en el
transductor de corriente de salida que está en el StandPipe, en una señal de entrada digital.
Una vez que la transmisión de MPT se convierte de analógico a una señal digital, el DSP filtra y
eliminar el ruido. El SIU tiene tres (3) programas implementados de filtro para eliminar el ruido.
Los dos (2) modos de filtros son:



2.5.1

filtro de paso bajo (Low Pass Filter)
y paso de banda (Band Pass Filter).
Filtro Low-Pass

El filtro de Low-Pass debe ser usando en una prueba de bucle de flujo solamente. APS no
recomienda usar el filtro de Low-Pass durante operaciones
2.5.2

Filtro Band-Pass
Está diseñado para ser usando en específicos rangos de frecuencia de una señal que esta por
abajo y por arriba de umbral.
Todas las frecuencias que estén por fuera de este rango son atenuadas o removidas. El filtro
Band-Pass debe ser usando cuando la señal cruda de TimeBase2 muestra pulsos de forma
triangular como se muestran en las figura 14 y 15, y al mismo tiempo hay muy poco presión
acumulada durante la sincronía de los pulsos.

Figure 9: Comparación de pulsos triangulares y de forma de serrucho

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Figura 10 Diagrama de. Señal Cruda (presión de pulso en forma triangular)

La Figura 11 muestra el filtro de Band Pass en la señal cruda. También se puede notar la linear
horizontal como umbral para la codificación.

Figure 11 Diagrama de Filtro de band Pass

2.4.1 Correlator
Un “correlator” está diseñado para eliminar los ecos de una señal y para cambiar la forma
de pulsos (de forma de dientes de sierra a triangulares). La señal de entrada se envía
automáticamente al filtro de Band Pass antes de ser enviado al “correlaror”. APS sólo
recomienda el uso del “correlator” en TimeBase2 si los pulsos tienen forma de “diente de
sierra” (Figura 9 y Figura 12). Hay una acumulación de presión (stack-up) durante los
pulsos de sincronización y los ecos están presentes (Figura 12) .
ADVERTENCIA: Nunca utilice el “correlator” con el método de
transmisión de telemetría de pulso de lodo Bi-fase!

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Figura 12 Señal cruda mostrando “Dientes de sierra” en los pulsos. Ecos e Incremento de presión.

Figura 13. Grafica Correlator

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2.6

Ajustes de Filtro Digital
La SIU contiene ajustes predeterminados en los filtros digitales para los dos tipos de
codificación (Bi-Phase y TimeBase2), las cuales las dos son dependientes de la velocidad de
data y tipo de filtro. La siguiente tabla muestra los ajustes predeterminados de filtros digitales
de Bi-Phase y TimeBase2
(Tabla 4, Tabl5 5, Tabla , Tabla 6).
Tabla 4 Ajustes predeterminados de Low Pass en Bi-Phase

Ancho de
Pulso
(Segundos)

Frecuencia
(Hertz)

High Cut-off
Frecuencia
(Hertz)

0.75

0.667 – 1.333

1.67

1.00

0.500 – 1.000

1.33

1.25

0.400 – 0.800

1.13

1.50

0.333 – 0.667

1.00

1.75

0.286 – 0.572

1.00

2.00

0.250 – 0.500

1.00

2.25

0.222 – 0.444

1.00

2.50

0.200 – 0.400

1.00

2.75

0.182 – 0.364

1.00

3.00

0.167 – 0.333

1.00

Tabl5 5 Ajustes predeterminados Low Pass en TimeBase2

Ancho de
Pulso
(Segundos)

Frecuencia
(Hertz)

High Cutoff
Frecuencia
(Hertz)

0.75

0.667

1.00

1.00

0.500

1.00

1.25

0.400

1.00

1.50

0.333

1.00

1.75

0.286

1.00

2.00

0.250

1.00

2.25

0.222

1.00

2.50

0.200

1.00

2.75

0.182

1.00

3.00

0.167

1.00

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Tabla 6. Ajustes predeterminados de Band Pass en Bi-Phase

Frecuencia
Fundamental
(Hertz)

Low Cut-off
Frecuencia
(Hertz)

0.75

0.667 – 1.333

0.50

1.67

1.00

0.500 – 1.000

0.33

1.33

1.25

0.400 – 0.800

0.23

1.13

1.50

0.333 – 0.667

0.16

1.00

1.75

0.286 – 0.572

0.12

1.00

2.00

0.250 – 0.500

0.10

1.00

2.25

0.222 – 0.444

0.10

1.00

2.50

0.200 – 0.400

0.10

1.00

2.75

0.182 – 0.364

0.10

1.00

3.00

0.167 – 0.333

0.10

1.00

Ancho de
Pulso
(Segundos)

High Cut-off
Frecuencia
(Hertz)

Tabla 6 Ajustes predeterminados de Band Pass en TB2

Ancho de Pulso
(segundos)

Frecuencia
Fundamental
(Hertz)

Low Cutoff
(Hertz)

High Cut-off
(Hertz)

0.75

0.667

0.50

1.00

1.00

0.500

0.33

1.00

1.25

0.400

0.23

1.00

1.50

0.333

0.16

1.00

1.75

0.286

0.12

1.00

2.00

0.250

0.10

1.00

2.25

0.222

0.10

1.00

2.50

0.200

0.10

1.00

2.75

0.182

0.10

1.00

3.00

0.167

0.10

1.00

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2.7

Umbral de Codificación
En Figura 14, el umbral de codificación es usado para seleccionar cuales picos de la señal
filtrada del DSP van a ser usados por la SIU como data aceptada. Todos los picos que se
encuentran arriba del umbral de codificación son manejados como data para ser codificada, y
cualquier señal por debajo del umbral, será rechazado. Es muy importante establecer una
correcta posición del umbral de codificación para una exitosa señal de data. La figura 14,
muestra un ejemplo de un umbral incorrectamente posicionado.

Advertencia: Si el umbral es ajustado de tal manera, que todo la señal
filtrada de DSP está por debajo de los niveles del umbral de codificación
(Figura 15), esto por lo tanto crearía que no se produzca ninguna
codificacion

Figura 14 Ajuste correcto del Umbral

Figura 15 Ajuste incorrecto del Umbral

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3.0

FACTORES DE MEDIO AMBIENTE
Este capítulo describe algunos factores asociados con el proceso de perforación que pueden
afectar la telemetría de transmisión de señal, como la amplitud, calidad y habilidad para la SIU
de reconocer una correcta codificación.














3.1

Fluid de perforación
Profundidad
Lavado en tubería
Galonaje/caudal
Motores de lodo
Bombas de lodo
Peso del lodo y tipo
Amortiguadores (Dampeners)
Rápido movimiento de tubería
Interferencia con la señal de la rotaria
Transductor
Geometría de la válvula en el pulso
Obstrucción en la válvula

Aeración de Fluidos de perforación
Cortes en el fluido o gas saliendo de la formación pueden afectar la amplitud de la transmisión
de la señal MPT (presión del pulso y el tiempo). Una severa e inexplicable atenuaciones de
señal es muy característico con los fluidos de perforación. Aeración puede ocurrir cuando el pre
cargador en la bomba de lodo produce una inadecuada succión.
Escape de gas en el fluido de perforación ocurre cuando una zona es perforada bajo balance.

3.2

Profundidad
Generalmente, entre más profundo el pozo es, la señal MPT se debilita, porque la fuerza de la
señal se pierde si la distancia es más larga. Sin embargo, independientemente, la profundidad
no es el único factor que causa que la señal de MPT sea débil. Usualmente, entre mayor
profundidad, la velocidad del fluido se reduce por causa de fricción. La regla dorada es: La
amplitud de la transmisión de MPT disminuirá un 50% por cada 4000 pies (1220 metros). Tabla
8.

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Tabla 9 Amplitud de señal perdida con respecto a profundidad

Profundidad del
pozo
(pies)

3.3

Alta de pulsos en Superficie
(PSI)

0

250.00

4000

125.00

8000

62.50

12000

31.25

16000

15.63

20000

7.81

24000

3.91

28000

1.95

Lavado de Tubería
El lavado de tubería reduce severamente la amplitud de señal de MPT. Esto ocurre cuando alto
contenido de sólidos o material abrasivo fluye atreves de la tubería y comienza a desgastar las
paredes de ella, especialmente si la velocidad del flujo es alta. Hoyos son creados en las
paredes de la tubería llamado “lavado”. Cuando esto ocurre, parte del flujo se desvían atreves
de estos hoyos y en el anillo del pozo. El resto del fluido se queda fluye atreves de la válvula
del pulso y la mecha pero si mucha efectividad.
Generalmente, una lavado de tubería genera una caída de presión en el Stand-Pipe si la
tubería esta off-bottom y si no se haya reducido el caudal.

3.4

Velocidad; Caudal
El caudal tiene uno de los efectos más grandes de la amplitud de la transmisión de MPT.
Generalmente, si el caudal es alto, la amplitud de señal también es alta. Una regla de oro es si
se desea incremental la señal, entonces se necesitaría incrementar el caudal.

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3.5

Motores de Fondo
Motores de fondo causan problema con la transmisión como por ejemplo:






3.5.1

Alta variaciones de la medida del Surrey
Alta fluctuaciones en la presión del Stand Pipe
Accionar la válvula del pulso
Torque reactivo
Estancamiento
Altas variaciones en los Surveys
Uno de los problemas es que el motor de fondo induce a alto grado de vibración. Los
motores pueden generar vibraciones tri-axiales en los magnetómetros y acelerómetros
causando gran variación en los sensores de medición.

3.5.2

Altas fluctuaciones en la presión del Stand Pipe
Los motores de fondo pueden causar altas fluctuaciones en la presión del Stand Pipe sin
necesidad de estancamiento, y como resultado, problemas con la codificación. Estas
fluctuaciones ocurren cuando el peso en la mecha (WOB) no se encuentra constante,
aflojando el peso de la sarta. Sin embargo, cuando haya cambios grandes abrumadores en
el peso en la mecha, también abra fluctuaciones en la presión del Stand Pipe causando
problemas de codificación.
.

3.5.3

Accionar la válvula del pulso
La moción del pulso (abrir y cerrar) afecta la velocidad del fluido que se desplaza hasta el
motor de fondo, y también puede sincrónicamente tanto el motor de fondo como el pulso
agitarse. Esto causa problemas en la detección de señal MPT. El problema es más
relevante en profundidades someras. La inercia de la columna hidrostática es menor en
profundidades someras, esto crea que la velocidad del flujo fluctué con el accionar del
pulso.
.

3.5.4

Toque Reactivo
El torque reactivo del motor del fondo causa variaciones en la lectura del Tool Face, sin
embargo, el torque reactivo ni causa problemas en la transmisión de MPT y tampoco en la
codificación. Ya que el reactivo torque es proporcional al peso en la mecha, cambios
abruptos causan variaciones en el Tool Face.

3.5.5

Atascamiento
Atascamiento en el motor causa fluctuaciones en incremento de la presión en el Stand
Pipe y como resultado problemas de transmisión con la herramienta MWD. Un motor de
fondo puede atascarse en formaciones de son resistentes a la rotación de la mecha,
desarrollando torque y causando que el eje del motor de fondo pare. Esto puede ejercer en

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reducir la transmisión de la señal de MPT. La reducción en el peso en la mecha, crea más
velocidad de flujo, y reducir el atascamiento en el motor de fondo.

3.6

Bombas de Lodo
La primera fuente de ruido en la transmisión de la señal se debe a las bombas de lodo. Las
bombas de lodo son pistones que succionan y descargan el fluido de perforación. El continuo
movimiento de los pistones crea la velocidad de flujo. El crecimiento y la disminución del caudal
producen que la presión del Stand Pipe también incremente y disminuya en cada pistón. Esta
fluctuaciones en presión usualmente se pueden ver en la señal cruda de la SIU como señales
continuas de alta frecuencia cada vez que las bombas de lodo estén operando.
.
Ruido en las bombas se pueden dividir en dos grupos:



3.6.1

Ruido normal
Ruido anormal
Ruido normal en las bombas de lodo
Un ruido normal en las bombas de lodo crea un crecimiento en la velocidad del flujo que
produce un crecimiento y disminución de presión en cada una de las extensiones de cada
pistón.
Sabiendo que el recorrido de cada pistón esta ajustado, la presión del Stand Pipe que
genera cada pistón está relacionado con la frecuencia de ruido de las bombas. (Figura 16).

Figura 16 Ruido normal de bombas

Ya que las bombas tienen más de un pistón, hay múltiples señales de bombas presentes
en el Stand Pipe. Una señal de frecuencia corresponde con el caudal (galonaje) y es
generalmente la señal más débil. Asumiendo que las bombas están trabajando con 50
SPM (strokes por minutos), la señal de un pistón tiene una velocidad de señal de:
50 SPM per pistón / 60 segundos = 0.83 Hz (Ciclos por segundos)
Asumiendo que una segunda bomba es un Triplex (3 pistones), y están trabajando con 50
SPM por pistón, la frecuencia de esta bomba será:
(50 SPM X 3 Pistones por stroke) / 60 segundos = 2.50 Hz (Ciclos por segundos)

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Ruido normal en las bombas es constante, y está relacionado con el caudal (SPM), y
típicamente está afuera de los límites de frecuencia de la SIU (Band Pass). Cuando se
utiliza más de una bomba, el ruido de cada bomba es proporcional a cada SPM y no al
total de los SPM. Por ejemplo, asumiendo que las dos bombas están trabajando a 55
SPM. La frecuencia de las bombas será:
55 SPM / 60 segundos = 0.92 Hz (Cicles por segundos)
Nota: Las bombas no producirán un total de señal de (110 SPM) (1.82 Hz).
3.6.2

Ruido Anormal en bombas de lodo
Los problemas de transmisión de señal que ocurren por medio de las bombas de lodo,
predomina mente son causadas con ruido anormales. El ruido de las bombas que se
interfieren en el Band Pass de la SIU y no puede ser correlacionado a un SPM individual,
es caracterizado por tener presión anormal. Ruido anormal en las bombas son causado
por los siguientes problemas:






Cavitaciones
Fuga o sellos rotos
Mal funcionamiento de pre cargadores
Mal funcionamiento de válvulas
Cámaras desequilibradas

La evidencia más grande de un ruido anormal de bombas es cuando el ruido
aparece cuando las bombas estén trabajando. Una manera de aislar el sonido del
perforación es: levantar la sarta, suspender el movimiento rotario y continuar
bombas prendidas. Una vez que el ruido sea detectado en la señal de MPT, las
son probablemente las causantes de la interferencia de señal.

siempre
ruido de
con las
bombas

Una vez que se detecte el sonido, y si se usa más de una bomba, el siguiente paso a
seguir es determinar cual bomba es la que está generando esta interferencia de ruido.
Para detectar cual bomba está generando este ruido, apague todas las bombas. Luego,
sistemáticamente prende una bomba individualmente y revise el ruido en la señal de MPT.
Ruido anormal puede ocurrir en periodos cíclicos o no cíclicos. También, el ruido en las
bombas podría estar asociado con la velocidad de los SPM, lo cual crean un ruido llamado
Frecuencia “Beat” o frecuencia de golpe. Frecuencia Beat aparece en diferentes
frecuencias en vez que una frecuencia de un SPM de una bomba. Asumiendo que una
bomba Triplex está trabajando con 65 SPM y la otra bomba Triplex con 55 SPM, la
frecuencia Beat ocurre en dos frecuencias:
(65 SPM – 55 SPM) / 60 segundos = 0.167 Hz
o
((65 SPM – 55 SPM) X 3 Pistones por stroke) / 60 segundos = 0.500 Hz
Frecuencias Beat no son frecuentes. Sin embargo, si este tipo de frecuencia es visto en las
bombas, ajuste las bombas de tal manera que las dos tenga relativamente el mismo SPM
.

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Otro factor que causa problemas de codificación en la señal de transmisión MPT es:



Cambios rápidos de SPM
Cambio en la velocidad de los strokes causado por un problema eléctrico o de poder
Una regla de oro es siempre inspeccionar las bombas de lodo y manualmente
verificar que estén operando normalmente.

3.7

Peso en Lodo y Tipo de Lodo
El peso y tipo de lodo afecta la transmisión de MPT. Entre más alta la densidad es,
proporcionalmente la presión en los pulsos también lo serán. Por ejemplo, un fluido de 16.8 ppg
(Libras por galón) es el doble de dense que 8.4 ppg (agua), de esta manera los pulsos
generados por el lodo de 16.8 ppg serán el doble de grandes que los de 8.4 ppg. Lodo baseaceita crea pulsos más pequeños comparándolos con de base-agua. Un lodo base-aceita de
16.8 ppg crea menos amplitud de pulsos que un lodo base-agua de 16.8 ppg. También, alto
Material de pérdida de circulación (LCM) en el lodo, puede crear menor amplitud en la señal de
transmisión de MPT.
La regla de oro es si se incrementa el peso del lodo, la señal de transmisión de MPT
incrementara, y lodo base-agua crea mayor amplitud de pulsos comparándolos con el lodo
base-aceite.

3.8

Acumuladores y Amortiguadores (Dampeners)
Los dampeners son usados para absorber, amortiguar, y reducir el crecimiento de la velocidad
del fluido que son creados por las bombas de lodo.
Los dampeners más comunes tienen una forma cilíndrica que contienen una vejiga flexible en
la parte superior. Figura 17. La vejiga flexible es llenada con Nitrógeno para contrarrestar la
presión del lodo. La parte inferior del dampener contiene los fluidos de perforación que flujen y
aumentan con el caudal de las bombas. Por lo tanto, los dampeners operan de una forma que
acumulan y liberan la energía del flujo de lodo y lo suaviza.
Nitrogen
Gas Input

Nitrogen
Gas Input

Nitrogen Filled
Flexible Bladder

Nitrogen Filled
Flexible Bladder

Pulsation
Dampener
Housing

Pulsation
Dampener
Housing

Flow Control Valve
(Open Position)
Drilling Fluid
Flow

Pulsation Dampener Operation
(Mud Pump Piston Extends)

Flow Control Valve
(Closed Position)
Drilling Fluid
Flow

Pulsation Dampener Operation
(Mud Pump Piston Retracts)

Figura 17 Dampeners

Un problema grande con el uso de los dampeners es que muchas veces estos artefactos
absorben la energía de la señal de transmisión MPT de tal manera que la reducen o la

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eliminan. Eso acontece frecuentemente en las pruebas de superficie o en pozos someros. Es
crítico ajustar correctamente la presión de los dampeners:
Regla dorada:

3.8.1



Ajustar la presión de los dampeners entre un 1/3 a un ¼ de la presión del Stand Pipe.
Por ejemplo, la presión del Stand Pipe es 1500 psi, y la presión de los dampeners
debería estar en 500 psi.



Entre más grande sea la proporción de la presión de los dampeners a la presión del
Stand Pipe, mas grande será el efecto de la amortiguación en la presión de las
bombas de lodo. Esto se le denomina, Hard system (sistema Fuerte).



Entre más reducida sea la proporción de la presión de los dampeners a la presión del
Stand Pipe, es bajo será el efecto se amortiguación de presión. Esto se le denomina
Soft System (sistema suave)



“Hard systems” reducen la señal de transmisión y la altura del pulso



“Soft systems” dejan que entren más ruido de bomba a la señal de transmisión
Amortiguaciones de Pulsación Fantasma (Phantom Pulsation Dampeners)
Previamente descrito, los dampeners son artefactos que operan por medio del
almacenamiento, reducción y liberación de energía que es creado por el caudal de las
bombas. Por lo tanto, cualquier elemento que exista en el sistema de circulación que
pueda ser almacenado y luego liberado pero con menos energía se refiere a
“amortiguaciones de pulsación fantasmas”. A continuación veremos unas amortiguaciones
de pulsación fantasmas:




Aire atrapado en el lado extremo del Stand Pipe
Líneas y mangueras flexibles de flujo
Pruebas de superficie o pozos someros

Amortiguaciones de pulsación fantasmas ocurren es situaciones particulares como
pruebas de superficie o pozos someros. Cuando se hace una prueba de superficie, el
fluido que no tiene obstáculo, y que fluye atreves del annulus (anillo), puede hacer que el
annulus actúa como un amortiguador de pulsación. El problema se deteriora ya que la
presión del Stand Pipe es muy baja durante la prueba de superficie. Por lo tanto, durante la
prueba de superficie, si la presión del Stand Pipe es más baja que la presión actual del
dampener, eso crea una proporción alta (hard system) haciendo que la señal de
transmisión MPT sea reducida. Un ejemplo seria así:
Perforación normal
Presión normal del Stand Pipe:

1500 PSI

Presión del dampener:

500 PSI

Proporción normal:

0.333 (Sistema Nominal)

Prueba de Superficie o Pozos Someros
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Presión en el Stand Pipe:
Presión en los dampeners:
Proporción:

750 PSI
500 PSI
0.667 (Hard System)

Nota:

Las características de “Phatom Pulsation Dampener” son:
Método de señal cruda Bi-Phase





Baja-Alta frecuencia de altura de pulso (Narrow)
Pulsos de baja frecuencia de geometría de serrucho (Wide). (Error! Reference source
not found.)
Reducción de presión de StandPipe durante la transmisión de MPT
Reducción o ausencia de alta frecuencia de Ruido Normal de bomba

Método de señal cruda TimeBase2


Pulsos de forma de serrucho (Error! Reference source not found.)

Crecimiento de presión durante el sincronismo (Error! Reference source not found. y



Figura 12)





Figura 12)
Reducción de la presión del Standpipe durante la transmisión de MPT
Reducción o ausencia de alta frecuencia de Ruido Normal de bomba

Ecos están presentes (

La regla de oro es cuando se use el método de codificación TimeBase2 y se
presenta el efecto de “Phatom Pulsation Dampener”, se necesita usar la SIU con el
ajuste correlador de filtro DSP.

3.9

Rápido movimiento de tubería
Este puede causar problemas con la transmisión de MPT. Si la tubería es rápidamente bajada
(surge), la presión del standpipe incrementaría abrumadoramente por un breve periodo. Este
pico de presión puede causar que la SIU pierda transmisión de señal de sincronización u otros
problemas. Si la tubería es levantada (swab) rápidamente, la presión del standpipe disminuirá
bruscamente por un breve periodo. Este cambio repentino de presión puede causar que
también la SIU pierda transmisión de señal. La regla de oro es evitar movimientos bruscos y
rápidos en la tubería.

3.10

Interferencia de rotaria
La interferencia de rotaria también se le conocer como Ruido de Torque. Esta puede causar
severos problemas de transmisión. Cuando el interferencia de rotaria es suspendida, los ruidos
en la señal pueden ser directamente correlacionadas con las fluctuaciones del torque en la
tubería. Muchas veces, la rpm de la tubería pude fluctuar con el torque en la cual la tubería has
sido sometida. El interface de rotaria puede suceder cuando se encuentra en fondo rotando, o
cuando se levanta y también se rota la tubería. Una prueba definitiva para eliminar la
interferencia de rotaria es suspender la rotación de de la tubería. Para determinar si la
interferencia de rotaria es causada por la barrena o los estabilizadores, comunicarle al
perforador en levantar la sarta rotando la tubería. Si la interferencia de rotaria se desaparece,

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esta es entonces causada por la barrena. Sin embargo si el ruido de torque persiste cuando se
rota fuera de fondo, esta es causada por los estabilizadores. Las condiciones que podrían
causar la interferencia de rotaria son las siguientes:







Perforando atreves de una formación dura
Perforando con una barrena PDC
Alto ángulo o pozos horizontales
Formaciones suaves o en arcilla
Estabilizadores con agarre o con pegadura
Formaciones de arcilla con condiciones naturales de absorción.
Interferencia de rotaria se refleja más frecuentemente como una señal adicional en la
transmisión de MPT. Si la interferencia de rotaria es presente, la SIU no puede detectar la
las pulsación de secuencia. También, la interferencia de interface de rotaria puede causar
distorsión en la señal de transmisión que da como resultado problemas de decodificación.
La interferencia de rotaria puede ser periódica o al azar. Generalmente, la interferencia de
rotaria aparece de 0.10 a 0.30 Hz en la señal de transmisión, y correspondería con el
torque creado por la tubería. La interferencia de rotaria también podría parecerse a la señal
de transmisión de Bi-Phase. Extrema interferencia de rotaria podría prevenir el éxito en la
codificación. Cuando la interferencia de rotaria es presente, los siguientes pasos ayudan a
mitigar la decodificación:





Ajustar el umbral de codificación de de la SIU para eliminar la interferencia
Cambiar el tipo de barrena
Reemplazar los estabilizadores ya sea con un bajo calibre o 3-puntos estabilizador de
ruedas
Disminuyendo el peso en la barrena puede disminuir la interferencia de rotaria
Incrementando el caudal general mejor señal de MPT
Incrementando el rpm de la tubería podría disminuir la interferencia rotatoria, pero puede
cambiar con frecuencias
Reprogramar la herramienta de tal manera que use TB2
Si el método de codificación Bi-Phase es usado, reprogramar la herramienta para usar una
mas alta velocidad de transmisión.







3.11

Transductor del Standpipe
El transductor puede ser muchas veces la fuente de problemas de codificación de senal.
Muchas veces, el lodo se acumula en el diafragma del transductor y reduce su sensibilidad. El
aire atrapa en el diafragma del transductor también reduce la sensibilidad. Vibraciones en el
Standpipe pueden crear problemas de señal con la SIU. Otros problemas asociados con el
transductor que arruinan la señal son los siguientes:




Cierre de válvulas para aislar la presión de los fluidos de transductor del standpipe
Daño en el cable o conexión del transductor de presión.
Falla en el transductor del standpipe

Los siguientes pasos se deben tomar para evitar problemas potenciales en el transductor.


Colocar el transductor cerca a la línea del standpipe y en un lugar de baja vibración

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Colocar el transductor verticalmente con el conector apuntando hacia arriba cuando sea
posible para reducir lodo en el diafragma del transductor y evitar atrapamiento de aire.
Nunca coloque el transductor verticalmente con el conector apuntando hacia abajo.
Verificar que todas las válvulas del standpipe estén abiertas para dejar pasar los fluidos
hacia el transductor
Nitrogen
Gas Input

Nitrogen
Gas Input

Nitrogen Filled
Flexible Bladder

Nitrogen Filled
Flexible Bladder

Pulsation
Dampener
Housing

Pulsation
Dampener
Housing

Flow Control Valve
(Open Position)
Drilling Fluid
Flow

Drilling Fluid
Flow

.




Flow Control Valve
(Closed Position)

Pulsation Dampener Operation
(Mud Pump Piston Extends)

Pulsation Dampener Operation
(Mud Pump Piston Retracts)

Siempre compare las señales de presión crudas de MPT de la SIU con la presión
observada de la consola del perforador del Standpipe. Si la señal observada en la SIU es
débil comparada con la presión del Standpipe, esto entonces es indicativo de acumulación
de lodo en el diafragma del transductor. Esto también podría ser motivo de problemas en el
transductor del Standpipe.
Chequear por excesiva vibración en el Standpipe

La correcta geometría de la válvula para el anticipado flujo, es crucial para obtener una exitosa
transmisión de señal. Siempre verificar. Siempre verificar el caudal, y tipo de lodo que se ba
usar para el trabajo, y al mismo tiempo ajustar la válvula del pulso a esas condiciones de
perforación, si la válvula geométrica es incorrecta para el anticipado caudal, se tendrá que reajustar la válvula. Una regla de oro es entre más pequeño el “gap” de la válvula es, más grande
la amplitud de los pulsos será durante la transmisión de MPT.

3.12

Obstrucción en la Válvula
La obstrucción de la válvula puede ocurrir cuando objetos extraños o désenos bloquean los
puertos de la válvula o interfieren con el movimiento del rotor. El exceso MAC (Material Anti
perdida de Circulación) puede muchas veces empacar alrededor o por encima la válvula del
pulso, obstruyendo el flujo del otro o interferencia con la generación de pulsos. La obstrucción
de la válvula puede causar señales erradicas en los pulsos de transmisión. Si la obstrucción es
suspendida, intente bruscamente de mover la sarta direccional arriba y abajo y circule las
bombas de lodo. Circule el lodo para ayudar a desalojar la obstrucción en la válvula. Repita

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este proceso varias veces. Como regla de oro, siempre use filtros para ayudar a atrapar a estos
residuos y evitar acumulación de MAC.

4.0

SOLUCION DE PROBLEMAS
Este capítulo contiene información de los problemas causados en la señal de MPT,
características, descripciones, y posibles soluciones para mejorar la señal de codificación de
MPT.

4.1

Entorno del Pozo
Cause o Observaciones

Síntoma

Recomendaciones

Cavidad en el hoyo

Incrementa la presión en el
SPP

Cavidades pueden producir
crecimiento de presión en el SPP
esporádicamente

Severos Doglegs

Estabilizadores, pega y
arrastre, y torque en la
rotaria
Interferencia de rotaria con
la señal MPT

Hoyo bajo calibre

Perforación de pozos
profundos

Perforación en pozo
someros

Perforando atreves de
formaciones duras

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Estabilizadores, pega y
arrastre, y torque en la
rotaria
Interferencia de rotaria con
la señal MPT

Altura de pulsos
disminuyen con
profundidad

Pulsos con forma de
serrucho. Incremento y
entrampamiento de presión
cuando se está
sincronizando. Ecos son
presentes. Reducción de la
presión del SPP. Reducida
o ausente frecuencia de de
ruido de bomba Alta

Interferencia de rotaria

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Cambiar WOB, RPM, y caudal
para reducir ruido

Cambiar WOB, RPM y , y caudal
para reducir ruido. Realizar
reaming con cada tubo. Hacer
viajes cortos más seguidos.
Reemplazar estabilizadores por
estabilizadores bajo calibre.
Reemplazar barrena por barrena
de mas grande diámetro.
Incrementar densidad de fluido.
Incrementar velocidad de fluidos.
Usar ecualizadores en la SIU y
colocar la válvula gap del pulso
mas cerrada
Incrementar velocidad de fluidos.
Reducir velocidad de fluidos.
Apagar ecualizadores. Usar solo
una bomba de lodo. Reducir la
presión de los amortiguadores
(dampeners)

Cambiar el WOB, RPM, o la
velocidad de flujo para reducir el
ruido
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Cause o Observaciones
Perforando en formaciones
suaves

4.2

Síntoma

Recomendaciones

Altas o bajas velocidades
Disminuir la ROP
irregulares de perforación.
Señales irregulares de MPT

BHA
Causa o Observaciones

Síntomas

Recomendaciones y
Comentarios

Fluctuaciones del SPP

Incrementar el caudal. Usar MAC
para ayudar a desintegrar la
arcilla. Incrementar el punto
cedente del fluido.

Embolada en los
estabilizadores

Incrementar el SPP

Incrementar el caudal. Usar MAC
para ayudar a desintegrar la
arcilla. Incrementar el punto
cedente del fluido.

Rebote de barrena
(vibración axial)

Ruido en la señal de
presión de pulsos a la rpm
se multiplica (triconica
barrena = 3 veces el ruido
del rpm)

Cambiar WOB, RPM, y caudal
para reducir el ruido.
Las condiciones se pueden
empeorar a medida que se está
más profundo debido a que
resonancia torsional de la sarta

Pegadura de la barrena

Interferencia de rotaria en
la señal MPT. Torque
irregulares y velocidades

Cambiar WOB, RPM, y caudal
para reducir ruido.

Lavado de la sarta por
encima del pulso

Disminución de la señal
MPT. Reducción en el SPP
e incremento lento en el
caudal

Sacar tubería para localizar
lavado de sarta

Lavado de la sarta por
debajo del pulso

Incremento en la señal
MPT. Reducción en el SPP
e incremento lento en el
caudal

Sacar tubería para localizar
lavado de sarta

Altas caída de presión en la
barrena

Disminución de presión de
pulsos con respecto a los
esperado en la velocidad
del flujo

Incrementar tamaño de jet en la
barrena. Usar un gap más
angosto. Disminuir la presión en
los dampeners

Perdida de conos de
barrena.

Sacar tubería y reemplazar
Ruido de barrena
barrena desgastada
relacionado con rpm y
torque. Barrena triconica =3
veces el ruido de la rpm.
señal MPT relacionado con
barrena

Orificios cerrados en la
barrena

Repentino incremento en el
SPP

Embolada de barrena

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27 de 34

Sacar barrena y limpiar los jets

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PULSACIONES DE LODO
Causa o Observaciones

Síntomas

Recomendaciones y
Comentarios

Orificios de Filtro de
superficie cerrados

Repentino incremento en el
SPP

Limpiar las fragmentos de MAC
del filtro

Rápido movimiento bajando
sarta (Surge)

SPP incrementa
abrumadoramente por un
periodo

Evitar movimientos bruscos

SPP disminuye
bruscamente por un
periodo de tiempo. Señal
MPT disminuye

Evitar movimientos bruscos

Rápido movimiento
subiendo sarta (Swab)

Información Confidencial de APS

28 de 34

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PULSACIONES DE LODO
4.3

Fluidos
Causa o observación

4.4

síntoma

recomendaciones

Fluido gaseoso

Atenuación en la altura de
los pulsos

Separar aire/gas en el
fluido

Alta concentración de MAC

Señal diminuta de MPT

Incrementar el caudal
Seleccionar un gap más
angosto

Fluidos de baja densidad

Señal diminuta de MPT

Gap más angosto

Baja velocidad de flujo

Señal diminuta de MPT

Incrementar el caudal
Seleccionar un gap más
angosto

Fluido base aceite

Señal de MPT mas
pequeña comparada con
lodo base agua

Seleccionar un gap más
angosto

Motor de Fondo
Causa o observación

síntoma

recomendaciones

Rebote de motor de fondo

Incremento drástico del
SPP

Disminuir WOB, caudal

El motor de fondo
periódicamente se frena

No hay periodos de
aumento de presión y señal
de MPT

Disminuir WOB, caudal

Falla de rodamiento en el
motor de fondo

Incremento drástico en el
SPP

Sacar el motor del hoyo e
reemplazarlo

Motor de fondo se
sincroniza con el
movimiento de la válvula
del pulso

Observada señal fantasma
de MPT en la SIU

Información Confidencial de APS

29 de 34

Aumentar el gap de la
válvula del pulso

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4.5

Bombas de Lodo y Amortiguadores (Dampeners)
Causa o Observación

Velocidad de strokes cambia sin
ajuste de operador

Mal empacamiento y
difuncionamiento de la válvula de
las bombas de lodo

Síntoma

Recomendaciones

Strokes de las bombas aumenta y
disminuye. Ruido de bombas
aparece y se desvanece de la
señal de la SIU

El taladro podría estar
experimentando un
problema eléctrico de
alimentación

Baja presión es observada en la
cámara de las bombas de lodo.
Pulsos de presión negativa se
pueden percibir en la SIU

Cambiar a otra bomba de
lodo. Bombas de lodo
deben ser reparadas
Ajustar los cambios de
codificación en la SIU.
Incrementar los strokes en
las bombas. Usar solo una
bomba

Baja velocidad de strokes

Ruido Normal de bombas es
observado en la SIU

Bombas débiles

Varía la velocidad en las bombas
que se sincronizan con la válvula
del pulso. Ruido de pulso normal
aparece y se desvanece en la
señal de la SIU

Cambiar a otra bomba de
lodo. Es necesario reparar
las bombas. Tratar de
ampliar el gap del pulso

Dampeners sobrecargados de
Nitrógeno

Reducción de altura de pulso de
señal de transmisión de MPT.
Ruido reducido o ausente en la
SIU.

Los dampeners
apropiadamente deben
estar cargados 1/3 a ¼ de
la presión del Standpipe




Ajustar las modificaciones
de codificación como
ecualizadores o filtros.
Los dampeners
apropiadamente deben
estar cargados 1/3 a ¼ de
la presión del Standpipe

Dampeners descargados de
Nitrógeno





Información Confidencial de APS

Pulsos con forma de serrucho
Incremento de presión mientras
sincronismo de pulsos
Los ecos esta presentes
Reducción del SPP durante el
periodo en que la válvula del
pulso se abre
Reducción normal de ruido

30 de 34

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PULSACIONES DE LODO
4.6

Válvula en el Pulso
Causa o Observación

Amplio Gap en la válvula

Gap apretado

Obstrucción de válvula

Información Confidencial de APS

Síntomas
Señales pequeñas de MPT

Velocidad de bombas de
lodo varían con
sincronismo de pulsos
Accionamiento en el pistón
de alivio de las bombas de
lodo
Señal de MPT
extremadamente grandes
Señales de pulso débiles o
erradicas

31 de 34

Recomendaciones y
Comentarios
Incrementar el caudal. Ajustar el
gap más apretado
Reducir caudal.
Ampliar el gap del pulso

Movimientos agresivos y
repetitivos para circular la
obstrucción en la válvula.
Repetir ciclos de bombas

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PULSACIONES DE LODO
4.7

Transductor en el StandPipe
Causa o Observación

Aire entrampado en el
diafragma del transductor
del Standpipe

Impurezas de lodo en el
diafragma del transductor

Excesiva vibración en el
Standpipe

Aislamiento de presión en
el transductor del
Standpipe

Daño en el cable del sensor

Transductor falla

Información Confidencial de APS

Síntomas

Recomendaciones y
Comentarios

Reducción de sensibilidad
de presión del Standpipe.
Señales de pulsos de MPT
pequeñas comparadas con
la consola de presión del
perforador

Volver a colocar el transductor
más cercano al standpipe
principal para evitar aire
entrampado entre el lodo y el
diafragma

Reducción de sensibilidad
de presión del Standpipe.
Señales de pulsos de MPT
pequeñas comparadas con
la consola de presión del
perforador

Volver a colocar el transductor
más cercano al standpipe
principal para evitar aire
entrampado entre el lodo y el
diafragma

Ruido en la señal de la SIU
que es relacionado con la
vibración del standpipe en
el taladro

Volver a colocar el transductor
más cercano al standpipe
principal que este bajo en
vibración

Abrir todas las válvulas y dejar
fluir el lodo hacia el transductor
No hay señales de MPT en
del standpipe.
la SIU. Se observa presión
en la consola del perforador Volver a colocar el transductor
más cercano al standpipe
principal que este bajo en
vibración
No hay señales de MPT en Revisar transductor y cable de
la SIU. Se observa presión
transductor que está conectado
en la consola del perforador entre la SIU y el transductor.
Reemplazar cable.
No hay señales de MPT en Revisar transductor y cable de
transductor. reemplazar
la SIU. Se observa presión
en la consola del perforador

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PULSACIONES DE LODO
4.8

SIU
Recomendaciones y
Comentarios

Causa o Observación

Síntomas

Fusible de la SIU es
quemado

Revisar transductor y cable de
No hay señales de
transductor que está conectado
transmisión de MTP en la
entre la SIU y el transductor.
SIU. El estatus de las
unidades en la SIU no tiene Reemplazar cable. Abrir la SIU y
cambios. Revisar la presión mirar si el fusible está quemado.
en la consola del perforador Reemplazarlo.

Downlink accidental

Se pueden ver buenas y
limpias señales de
transmisión. No hay ningún
tipo de codificación.

Reciclar las bombas y de lodo y
asegurarse la posición de
downlik de la herramienta.
Ajustar la velocidad de downlink
si es necesaria y de tal manera
que sea compatible con la SIU

Incorrecto tipo de
codificación de MPT

Se pueden ver buenas y
limpias señales de
transmisión. No hay ningún
tipo de codificación.

Revisar los ajuste del tipo de
codificación y velocidad en el
menú de la SIU. Hacer cambios
si no concuerdan con la
herramienta

Incorrecto umbral de
codificación de MPT

Se pueden ver buenas y
limpias señales de
transmisión. No hay ningún
tipo de codificación.

Información Confidencial de APS

33 de 34

Ajustar el umbral apropiado del
tipo de codificación

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PULSACIONES DE LODO

“Engineering Solutions for
Harsh Environments” SM

APS Technology
Headquarters
APS Technology, Inc.
7 Laser Lane, Wallingford, CT USA 06492
Phone: 860-613-4450
Fax: 203-284-7428
Web-Site: www.aps-tech.com
Email: [email protected]

USA/Houston
APS Technology
15415 International Plaza Drive
Suite 150, Houston, TX USA 77032-2466
Tel: 281-847-3700
Fax: 832-230-2899

China
Guanghan APS Technology Ltd.
East Section 2, Guangdonglu Road
Guanghan City, Sichuan Province, P.R. China
618300
Tel: 0838-5103-658
Fax: 0838-5517-099

Dubai/Middle East (Office Location)
APS Technology
B43, Oilfield Supply Center Complex
Jebel Ali Freezone, Dubai, UAE
Tel: +971.4.883.7231

Russia/Moscow (Official Distributor)
GeoTrend Corporation
29/16, Sivcev Vrazhek Lane, Suite 410
Moscow 119002, Russia
Tel: +7 (499) 241-7410
Fax: +7 (499) 241-2166

UK/Aberdeen APS Technology Office
Tel: +44.(0).750.0116.902

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34 de 34

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