PERFORACIÓN IV

1. ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA
“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
PERFORACION PETROLERA III
“PERFORACION DE POZOS VERTICALES”
CHRISTIAN ESCOBAR MENDEZ
DAYANA LUCIA ILLANES RIOS
OMAR BURGOS QUINTEROS
SANTA CRUZ – 2013

2. ESCUELA MILITAR DE INGENIERÍA
“MCAL. ANTONIO JOSÉ DE SUCRE”
BOLIVIA
PERFORACION PETROLERA III
“PERFORACION DE POZOS VERTICALES”
CHRISTIAN ESCOBAR MENDEZ S3168-2
DAYANA LUCIA ILLANES RIOS S3293-X
OMAR BURGOS QUINTEROS S3058-9
TRABAJO DE INVESTIGACIÓN
PARA EL SEPTIMO SEMESTRE DE
INGENIERÍA PETROLERA
DOCENTE: Ing. Manuel Domínguez A..

3. 0
INDICE
CAPITULO 1. GENERALIDADES........................................................................................ 1
1.1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................................. 2
CAPITULO 2. DESARROLLO .............................................................................................. 5
2.1. TOP DRIVE....................................................................................................................... 6
2.1.1. Definicion........................................................................................................................ 6
2.1.2. Componentes Secundarios......................................................................................... 7
2.1.3. Funcionamiento...........................................................................................................10
2.1.4. Procesos de Perforacion ...........................................................................................12
2.1.5. Beneficios del Top Drive ............................................................................................13
2.2. BHA..................................................................................................................................14
2.2.1. Heavy Weight Drill Pipe.............................................................................................14
2.2.2. Drill Collar.....................................................................................................................15
2.2.3. Estabilizadores ............................................................................................................18
2.3. TREPANO.......................................................................................................................19
2.4. ANALISIS DE LOS PARAMETROS DE PERFORACION.....................................23
CAPITULO 3. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..........................................26
3.1. CONCLUSIONES ..........................................................................................................27
BIBLIOGRAFIA

4. 1
CAPITULO 1. GENERALIDADES

5. 2
1.1. INTRODUCCIÓN
La perforación de pozos verticales ha sido considerada, durante mucho tiempo,
muy importante. Los pozos verticales dominan la actividad de perforación en todo
el mundo
La perforación de un pozo vertical suele constituir un desafío más grande que la
perforación de un pozo direccional.
POZO VERTICAL
Un pozo vertical es una estructura ingenieril, la cual se ha construido dentro de la
tierra con el objetivo de:
 Producir hidrocarburos (Petróleo, Gas).
 Producir energía geotérmica (Vapor, “geopresión”).
 Producir minerales (Azufre, Sal)
 Depositar elementos (Agua salada, Acido, etc.).
 Incrementar la recuperación de Hidrocarburos (Inyección de agua, vapor o
Gas).

6. 3
 Almacenamiento (Petróleo, Gas, LNG).
 Exploración científica (Fallas de terreno, etc).
Con la siguiente filosofía básica de diseño:
Seguridad: como primer objetivo (fallas súbitas, fallas dependientes del tiempo,
fallas debido a uso y manipuleo).
Economía (costo de capital, de operación y de mantenimiento).
Posibilidad de Acciones Futuras (exploración futura, desarrollo del campo,
producción del pozo, etc.).
Por lo general los pozos tienen una tendencia a desviarse a la hora de perforar, es
decir, no son totalmente verticales ya que es muy difícil mantener esa
direccionalidad.
Entre los factores mecánicos que influyen en la desviación de pozos están:
 Características, diámetros y peso por unidad de longitud de los tubos que
componen la sarta de perforación.
 Tipo de barrena.
 Velocidad de rotación de la sarta.
 Peso de la sarta que se deja actuar sobre la barrena, para que ésta muerda,
penetre y despedace la roca.
 Tipo y las características del fluido de perforación utilizando su peso por unidad
de volumen para contrarrestar las presiones de las formaciones perforadas, la
velocidad y caudal de salida del fluido por las boquillas de la barrena para que
se logre limpiar el fondo del hoyo y los ripios lleguen a superficie.
Los factores geológicos están relacionados con la clase y el material con que
están constituidas las rocas, entre estos factores se encuentra:
 Su dureza ya que esta tiene mucha influencia en el progreso de la perforación.
 Buzamiento o inclinación de las formaciones con respecto a la superficie como
plano de referencia.

7. 4
 La intercalación de estratos que presenten diferentes durezas y buzamientos
influyen en que la trayectoria de la barrena ya que pueden existir cambios en la
inclinación y dirección de los estratos.
Para esto, a medida que se va perforando es necesario verificar cada cierto
tiempo mediante registros y análisis de los factores antes nombrados la
verticalidad del hoyo.
Un pozo vertical parejo facilita bajar una tubería de revestimiento más grande y
una de sus características es que puede minimizar el tamaño del pozo desde sus
comienzos.
Cuando se requiere atravesar una roca fallada se requieres de un esfuerzo mayor
para mantener la trayectoria vertical. Es aceptable una pequeña desviación del
hoyo siempre y cuando no rebase las paredes de un cilindro imaginario que va
desde la superficie hasta la profundidad total (Figura 1 y 2).

8. 5
CAPÍTULO 2. DESARROLLO

9. 6
2.1. TOP DRIVE
En 1983 comienza el desarrollo del DDM (Derrick Drilling Machine), para
reemplazar la forma convencional de rotar la sarta de perforación con vástago y
mesa rotaria. El primer modelo fue lanzado en 1984, este fue el DDM 650 DC, un
Top Drive a corriente continua de 650 toneladas de peso y diseñado para
instalaciones offshore.
Siguiendo con el desarrollo, se introduce un Top Drive hidráulico en 1987, el DDM
500/650 HY.
La demanda por el incremento de la capacidad de torque resulto en el desarrollo
de 2 versiones del Top Drive, el DDM 500/650 EL y el DDM650 HY de alto torque,
ambos lanzados en 1989.
En 1993, se introduce en el mercado un motor Top Drive de 2.100 Hp y 8.800
N.m. de torque de salida, con este equipo se perforo un pozo direccional de
12.000 m. Es obvio que en las últimas décadas la perforación con Top Drive ha
venido a ser el método predominante de perforación en pozos offshore. Al
presente hemos experimentado que operaciones críticas en pozos onshore son
perforados usando sistemas de Top Drive.
2.1.1. DEFINICIÓN
El Sistema Top Drive puede definirse como una herramienta de manera general,
pero siendo más precisos podemos definirlo como un motor eléctrico o hidráulico
que se suspende en cualquier tipo de mástil de un equipo de perforación. Esta
herramienta se encarga de hacer rotar la sarta de perforación y el trépano.
El sistema de top drive reemplaza las funciones de una mesa rotaria, permitiendo
rotar la sarta de perforación desde el tope, usando una cabeza de inyección
propia, en lugar de la cabeza de inyección, vástago y mesa rotaria
convencionales. Además el sistema se maneja a control remoto desde la consola
del perforador.

10. 7
Figura 3: Componentes del Top Drive
2.1.2. COMPONENTES SECUNDARIOS
Denominamos a estos así, porque son principalmente elementos de apoyo, pero
aun así cabe aclarar que sin ellos el sistema en su totalidad no funcionaría.
Los principales componentes secundarios lo conforman son:
 El panel de perforaciones (Drillers panel).
 Módulo de poder (Power module).
 Bucle de servicio (Service loop).
 Elevadores hidráulicos (Hydraulic elevators).
 Válvula ahorradora de lodo y actuador (Mud saver valve and actuator).
Panel de perforaciones (drillers panel)
El panel de perforaciones es un tablero de acero inoxidable equipado con todos
los controles o mandos, los indicadores luminosos, instrumentos de medición y
conectores requeridos para operar el Top Drive desde la posición del perforador.

11. 8
Todos los mandos son de 24 voltios (DC). Hay dos cables principales, compuesto
a su vez por otros 37 cables, cada uno con una función específica. Uno de ellos
conecta el módulo de poder (power module) al panel del perforaciones y otro
conecta el Top Drive también con panel del perforaciones.
Módulo de poder (power module)
Los sistemas Top Drive de carácter hidráulico, vienen complementadas con
bombas hidráulicas de diferentes clases.
Bombas adicionales envían un flujo hidráulico a través de un sistema auxiliar al
Top Drive, permitiendo la operación de varias funciones automáticas así como la
circulación del aceite hidráulico a través de una filtración.
El módulo de poder también contiene un tablero eléctrico que acepta una entrada
de 480 o 600 voltios AC de los generadores del equipo de perforación y lo
convierte a otro voltaje para que de esta manera puedan operar los componentes
eléctricos del sistema Top Drive.
Bucle de servicio (service loop).
El bucle de servicio es un conjunto de líneas que permiten la comunicación de los
elementos que comprenden al sistema Top Drive.
El bucle de servicio envía y recibe comunicación eléctrica desde el módulo de
poder y el panel de perforación, así como el flujo hidráulico hacia y desde el Top
Drive.
Es de alta importancia que se da al momento de instalar estas líneas; debiendo
tener el cuidado para que no se dañen por el levantamiento o se vean obstruidas
en medio de la torre.
Elevadores hidráulicos (hydraulic elevators).
Los elevadores automáticos, eliminan la necesidad de tener a una persona
operándolos manualmente.
Esto da la capacidad de abrir y cerrar los elevadores en posiciones sumamente
altas de BHA (Bottom Hole Assembly), y reduciendo de la misma forma la

12. 9
exposición del operario a los riesgos adicionales asociados con operaciones
manuales de los elevadores.
Figuro 4: Elevador Hidráulico
Válvula ahorradora de lodo y actuador (mud saver valve and actuator)
Estos son elementos que actúan como parte del sistema de seguridad del Top
Drive.
La Válvula ahorradora de lodo junto con el actuador remoto actúa como una
válvula de prevención de reventones de emergencia similar a un BOP.
El Actuador está diseñado para abrir o cerrar la válvula ahorradora de lodo en
cualquiera punto en la torre.
Figura 5: Válvula ahorradora de lodo y actuador

13. 10
2.1.3. FUNCIONAMIENTO
Es necesario hacer mención que dentro el sistema Top Drive, como cualquier otra
tarea, se identifica en intervenciones de carácter manual y de carácter
automatizado; este último que caracteriza al sistema Top Drive.
Funciones automatizadas
Están comprendidas por las operaciones de:
 Extensión
 Inclinación
 Operación de la llave de contrafuerza (Grabber)
Extensión
Esta operación permite al Top Drive ubicarse por encima la ratonera (mouse hole),
lugar donde se alojarán las tuberías que han de bajarse para la perforación del
pozo. Es acá donde el Top Drive baja y se extiende hasta la ratonera (mouse
hole).
Realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería
alojada en la ratonera (mouse hole).
Figura 6: Top Drive extensión

14. 11
Inclinación de los Eslabones (Link Tilt)
Normalmente conocido como “Afianzadores”, estos pueden ser inclinados hacia
delante unos 35º y hacia atrás unos 55º, moviendo de esta manera al elevador y
permitiendo realizar diversas tareas asociadas con el manejo tuberías de forma
segura y reduciendo el tiempo en las operaciones.
Figura 7: Afianzadores
Operación de la llave de contrafuerza (Grabber)
El llave de contrafuerza o Grabber actúa como una tenaza, que permite al
momento del enrosque y desenrosque de las tuberías, otorgar un adecuado
torque.
Normalmente el Grabber necesita una presión por encima de los 1000 psi, para
poder efectuar su debida operación de afiance. Cabe recordar que esta presión
proviene del Módulo de Poder (Power Module). La operación realizada por el
Grabber suele tomar un tiempo aproximado de 20 - 30 segundos.
Funciones manuales
Estas operaciones son:
 Limpiado de las tuberías y el piso de la mesa.

15. 12
 Uso de las llaves cadenas necesarias para ajustar y desajustar las tuberías en
boca de pozo.
 Puesta de las Cuñas de Perforación (Slip) permiten sostener la tubería en la
mesa rotaria y evitar que resbale dentro del pozo cuando se está conectando o
desconectando con el Top Drive.
 Control de las mediciones y datos del Panel de perforaciones (Driller Panel):
uno de las funciones principales e importantes, del cual el encargado de
perforación junto con la coordinación de todo el personal determinarán el éxito
de la perforación.
2.1.4. PROCESO DE PERFORACIÓN
El procedimiento básico de perforación con Top Drive es el siguiente:
1) Se baja el Top Drive y se extiende hasta por encima de la ratonera (mouse
hole).
2) Se realiza la conexión por medio de la pluma (rotación del quill), con la tubería
alojada en la ratonera (mouse hole). La conexión se lleva a cabo dentro la caja de
conexión (thread box), donde la llave de contrafuerza (grabber) y la pluma quill le
aplican el torque necesario.
3) El Top Drive se eleva a lo largo de la torre, junto a la tubería conectada.
4) Durante la elevación, los eslabones (link tilt) y el elevador se afianzan a la
tubería para otorgarle un mejor sostenimiento,
5) Se procede a realizar la conexión, se utilizan las llaves cadenas para sostener
la tubería que se encuentre suspendida en la mesa rotaria, ayudándonos del
mismo modo a una efectiva conexión. La llave de contrafuerza (grabber) y la
pluma (quill) se encargarán de otorgarle el torque adecuado.
6) Una vez hecho la conexión, se procede a retirar las cuñas de perforación (slips)
de la mesa de perforación; luego desde la cabina del perforador, se activan las
bombas de lodo e inmediatamente se activa la función de perforación.

16. 13
Al mismo tiempo se asigna a la pluma (quill) el RPM indicado (Revoluciones por
minuto), ya sea incrementando o reduciendo el flujo hidráulico proveniente de las
bombas.
Se debe tomar en cuenta que sería demasiado crítico que el actuador no funcione
mientras la pluma (quill) este rotando, ya que esto dañaría los componentes
internos y conduciría a una falla del actuador. Ya que sin fluido de perforación no
hay un funcionamiento efectivo de las herramientas.
7) Se encuentra ahora el equipo ya perforando y se debe de tener controlando los
datos obtenidos del Panel del Perforador y demás instrumentos de medición.
(Presiones y Volúmenes).
2.1.5. BENEFICIOS DEL TOP DRIVE
 Se instala fácilmente en cualquier tipo de mástil o torre de perforación, con las
mínimas modificaciones y frecuentemente en un solo día.
 Sustituye a la mesa rotaria y al vástago (kelly). El Top Drive hace rotar la sarta
de perforación de manera directa.
 “Mejora la seguridad en el manejo de la tubería”. Todas las operaciones se las
realiza por control remoto desde la cabina del perforador; reduciendo las
labores manuales y riesgos asociados que tradicionalmente acompañan a la
tarea.
 En la perforación direccional, mantiene la orientación en intervalos de 90 pies,
reduciendo el tiempo de supervisión (survey time) mejorando el control
direccional.
 Apto para toda operación de perforación: direccional, horizontal, bajo balance,
perforación de gas o aire, control de pozo, pesca, etc.
 Reduce el riesgo de aprisionamiento de la sarta, por su habilidad de rotar y
circular al mismo tiempo.
 En las operaciones de control del pozo, con el top drive aumenta la seguridad
del pozo al reducir el desgaste del preventor de reventones (BOP) al permitir
que este selle alrededor de un tubo redondo.

17. 14
 Se tiene para perforación en tierra (Onshore) o costa fuera (Offshore).
 Reduce los costos al hacer más eficiente la perforación: En los viajes se
elimina el tiempo necesario para llevar y regresar el swivel y kelly en su funda.
 Las conexiones se enroscan y desenroscan en cualquier nivel de la torre: El
perforador tiene un mejor control del pozo al tener la capacidad de conectar y
circular la sarta a cualquier altura de la torre, en lugar de depender de una
válvula manual de control.
2.2. BHA
El ensamblaje de fondo es la sección de la sarta de perforación que agrupa el
conjunto de herramientas entre la mecha y la tubería de perforación.
Está compuesto por: barra de perforación (Drill Collar), tubería pesada (Heavy
Weight), estabilizadores y accesorios.
Tiene como funciones:
 Proporcionar el peso requerido sobre la mecha para maximizar la tasa de
penetración
 Producir hoyos en calibre
 Evitar la formación de desviaciones tipo pata de perros y llaveteros y
minimizar vibraciones y pegamentos de la sarta de perforación.
2.2.1. HEAVY WEIGHT
Llamada también tubería de fondo, tubería pesada, son tubería de pared más
gruesa o tubería de peso pesado. A esta clase de tubería más pesada se le sitúa
normalmente directamente encima de los drill collars en la sarta de perforación
para obtener mayor peso y estabilidad. Al igual que la tubería ‘standard’ los heavy
weight drill pipe (HWDP) se consiguen en diferentes diámetros e ID (inside
diameter) diámetro interior variable según su peso por unidad de longitud.

18. 15
En la perforación de pozos direccionales puede remplazar a los drill collars para
proporcionar peso.
Reduce falla de drill pipe al ser ubicado en la zona de transición minimizando
costos.
Ahorro substancial en la perforación direccional al ser componentes pesados
flexibles comparado con los rígidos drill collars, resultando de un mejor control de
la desviación y reducir la tendencia a la pega por presión diferencial (cuando se
para la herramienta por algún motivo, existe pega diferencial cuando se está
perforando en sobre balance PH>PF).
Figura 8: Heavy weight drill pipe
2.2.2. DRILL COLLAR
Llamada también porta mechas, los drillcollars son tubos de pared gruesa, rígidos
y de alto peso que son la parte más importante del ensamblaje de fondo BHA
(Bottom Hole Assembly), posicionados entre la tubería de perforación y la broca.
Cumplen varias funciones importantes:
• Proporcionar peso para la broca.
• Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estén siempre en compresión.

19. 16
• Proporcionar el peso para asegurar que la tubería de perforación siempre se
mantenga en tensión para evitar pandeo o Buckling.
• Proporcionar rigidez o consistencia para mantener verticalidad del pozo.
• Producir un efecto de péndulo, permitiendo que los pozos casi verticales puedan
ser perforados.
El peso de los drill collars actuando directamente sobre la broca tiene dos
consecuencias principales:
• La tendencia de la sarta de colgar verticalmente debido al peso y la gravedad.
Entre más pesados sean los drilcollars, menos probable es que el pozo se desvíe
de la vertical.
• El peso aplicado a la broca la hará estabilizar, haciendo que el pozo mantenga
su dirección constantemente. Esta estabilización de la broca también permitirá una
distribución más pareja de la carga sobre la estructura cortante de la broca. Esto
evita que la broca se aleje de la posición central, garantizando un pozo derecho,
de diámetro correcto, desgaste parejo de la broca y mayores ratas de penetración.
Figura 9: Drill Collars (lastrabarrenas) Lisos y Espirales

20. 17
Cuadro 1: Tipos de diámetros externos e internos de drill collar
Inconvenientes:
Son susceptibles de sufrir por pega diferencial, Este riesgo se minimiza mediante
la utilización de drill collars con diferentes diseños de sección, o de surcos en la
superficie con el fin de reducir el área de contacto que pueda haber entre los drill
collars y la pared del pozo. Así los drill collars pueden ser redondos, de sección
cuadrada o elíptica, con surcos espirales, etc.

21. 18
2.2.3. ESTABILIZADORES
Estos son unos tramos cortos de tubería, posicionados entre los drillcollars con el
fin de mantenerlos centrados dentro del hueco.
Su función es mantener el pozo derecho y por medio de la acción de corte
mantener el diámetro correcto en las paredes del pozo. El diámetro completo del
pozo se consigue con unas ‘aletas’ montadas en el cuerpo del estabilizador, las
cuales pueden estar hechas de acero con insertos de carburo de tungsteno
dispuestos en las caras cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como
de aletas rotantes o no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas.
Figura 10: Estabilizador de acero con insertos de carburo de tungsteno
Figura 11: Aletas montadas en el cuerpo del estabilizador

22. 19
2.3. TREPANO
Un trépano es un dispositivo que se coloca en el final de una sarta de
perforación para que rompa, corte y muela las formaciones rocosas mientras se
perfora un pozo.
La selección de trépanos de perforación es un aspecto crucial para la operación
de todos los proyectos de perforación.
Entender los diferentes tipos de trépanos y sus respectivas aplicaciones es un
prerrequisito para hacer la selección de trépanos.
La perforación de pozos involucra no solo la barrena correcta en la aplicación
correcta, sino también operarla con los parámetros de operación correctos.
Dado que la tecnología de trépanos sigue mejorando a un paso rápido, los
supervisores de pozo deben estar actualizados acerca de los últimos avances
para asegurar que hacen la selección óptima de trépanos.
Tipos de trépanos

23. 20
 Cortadores Fijos
PDC: Los trépanos PDC (Polycristalline Diamond Compact) con insertos de
diamante compacto policristalino fabricados de manera industrial con forma de
pastillas de color gris oscuro, estos trépanos no poseen partes móviles, tienen alta
velocidad de perforación y tienen mayor vida útil.
Figura 12: Trepano PDC
DIAMANTE
Diamante natural
TSP: Policristalino térmicamente estable.
Figura 13: Trepano TSP
Diamante Impregnado: Las partículas de diamante están suspendidas en la
matriz de carburo de tungsteno de las cuchillas del trépano, a fin de incrementar
en gran medida la resistencia al desgaste. En lugar de cortadores individuales, la
superficie total de la barrena contiene elementos cortantes situados tan

24. 21
profundamente como los canales de la hidráulica del trépano. Los diamantes
pulverizan las formaciones duras y los filos de las cuchillas cortan las formaciones
blandas en forma similar a las barrenas de PDC.
La velocidad de penetración se reduce gradualmente a medida que las cuchillas
pierden el filo. La matriz se desgasta para exponer continuamente nuevos y filosos
diamantes.
La vida útil de la barrena es una función del volumen impregnado de diamante que
puede colocarse en la parte frontal de la barrena.
Hoy en día, los trépanos impregnados de diamante son capaces de perforar
diferentes tipos de formaciones, que van desde blandas a duras y abrasivas.
Además, se pueden perforar formaciones interestratificadas. Para extender el
rango de aplicación de estos trépanos, se encuentran disponibles tres contornos
distintos: cono doble profundo, doble cono superficial redondeado y contorno
redondeado plano.
Un balance entre las propiedades de la matriz y del diamante, optimiza el
rendimiento de la perforación y el ahorro de los costos. Si la matriz es demasiado
blanda, los diamantes se liberan antes de que se desgasten, lo que acorta el
tiempo de utilización del trépano. Si la matriz es demasiado dura, los diamantes no
se exponen adecuadamente y las velocidades de penetración se reducen.
Figura 14: Trépanos Impregnados de Diamantes

25. 22
 Cono de Rodillos (Triconos)
Los trépanos más utilizados son los trépanos triconos, que pueden tener dientes
de acero o insertos de carburo de tungsteno para mayor duración en formaciones
de rocas duras.
Poseen tres conos giratorios montados sobre rodillos con o sin retenes. Estos
trépanos constan de tres importantes componentes:
-Las estructuras cortadoras, o cortadores.
-Los cojinetes.
-El cuerpo del trépano.
Figura 15: Estructura del Trepano Tricono
Los trépanos triconos de dientes tienen la ventaja de su bajo costo, pues valen la
quinta parte que uno de insertos. Sin embargo, las ventajas de los de insertos es
que mantienen la velocidad de penetración durante la vida del tricono.
Figura 16: Trépanos Triconos de Dientes

26. 23
2.4 ANÁLISIS DE LOS PARÁMETROSDE PERFORACIÓN
El registro de los parámetros de perforación (o diagrafías instantáneas) consiste
en medir y registrar en función de la profundidad, uno o varios valores físicos
durante la perforación, cuyas variaciones dependen del terreno atravesado:
velocidad de avance, par de rotación, presión de agua,...
Estos parámetros litológicos son completados por parámetros que describen el
desarrollo del sondeo: empuje, velocidad de rotación de las varillas.
TIPOS DE MEDIDAS
La instrumentación en obra manda, mide y registra de manera sencilla, fiable y
precisa:
 La profundidad.
 La velocidad de avance.
 La velocidad de rotación.
 El par de rotación.
 La presión sobre la herramienta.
 La presión de retención.

27. 24
 La presión y el caudal del fluido de inyección.
 La inclinación X e Y.
 La vibración.
FACTORES QUE AFECTAN LA DESVIACIÓN DEL POZO
En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo. Desde los comienzos de
la perforación rotaria se ha tolerado que un hoyo es razonable y
convencionalmente vertical cuando su trayectoria no rebasa los límites del
perímetro de un cilindro imaginario, que se extiende desde la superficie hasta la
profundidad total.
FACTORES GEOLOGICOS
La dureza de la formación tiene mucha influencia en el progreso de la formación
El buzamiento o inclinación de las formaciones con respecto a la superficie como
plano de referencia
La intercalación de estratos que presenten diferentes durezas y buzamientos
influyentes en la trayectoria del trepano
Las propiedades físicas y químicas de la formación.
PESO SOBRE EL TREPANO
Cuando se está perforando una parte de la herramienta de perforación se
encuentra en tensión por encima de lo que se denomina Punto Neutro, sección del
BHA donde convergen las fuerzas aplicadas al realizar la perforación, por debajo
de este punto hasta por encima del Trepano la herramienta se encuentra en
compresión por el peso aplicado sobre este último, haciendo que la sección del
BHA se pandee, cambiando así la directriz de la perforación y del pozo.
VELOCIDAD ROTARIA (RPM)
Es un factor fundamental básico para el control direccional de la perforación
conjuntamente con el WOB, cuando se tiene un determinado WOB y RPM se

28. 25
mantiene una trayectoria, cuando se aumenta la velocidad rotaria, la tendencia del
pozo es ir hacia la vertical.

29. 26
CAPÍTULO 3. CONCLUSION

30. 27
3. CONCLUSION
La perforación vertical es de mucha importancia para la rama de la ingeniería
petrolera, ya que por ser una perforación del subsuelo se transforma en un
problema para todos, para esto se debe tomar muy en cuenta los parámetros de
perforación antes de iniciar la perforación.
Con esta finalidad llegaremos al objetivo, y lograremos beneficiarnos con lo que se
desea producir de un pozo vertical, pero tomando muy en cuenta que en la
perforación vertical hay mas probabilidades de que el pozo se desvié que en una
perforación direccional.

31. 28
CAPÍTULO 4. BIBLIOGRAFIA

32. 29
4. BIBLIOGRAFIA
 https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish04/win0
4/02_drilling_straight_down.pdf
 http://www.catalanadeperforacions.com/
 http://www.slideshare.net/Deisy4/perforacin-vertical-2-14177993
 http://es.scribd.com/doc/62485620/perforacion-vertical
 http://chapopotli.blogspot.com/2012/07/perforacion-vertical-horizontal-y.html
 http://www.terra-eu.eu/seiten_de/produkte-pxp-4-28.html