154081528-Tesis-Sidetrack.pdf

UNIVERSIDAD DE AQUINO-BOLIVIA
FACULTAD DE CIENCIAS Y TECNOLOGÍA
INGENIERÍA EN GAS Y PETRÓLEO
“Estudio Técnico y Económico para aplicar Técnica
de Sidetrack en el pozo VBR – 22A”
Proyecto de Grado para optar a la Licenciatura en
Ingeniería en Gas y Petróleo
Autor: LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA
Tutor: Ing. Santiago Arana
SANTA CRUZ – BOLIVIA
2009

DEDICATORIA
Ante que todo quiero dedicarle este primer paso en mi vida profesional a Dios por ser
quien ha estado a mi lado en todo momento dándome las fuerzas necesarias para
continuar luchando día tras día y seguir adelante rompiendo todas las barreras que se me
presenten.
A mis queridos padres, son ustedes quienes verdaderamente son los dueños de este
titulo, sin su apoyo no lo habría logrado, mil gracias por ser mis guías, y por ser para mi
un ejemplo de trabajo, esfuerzo y dedicación. A ustedes les dedico el esfuerzo de 5 años
de estudio y de un aprendizaje que siempre llevaré grabado en mi corazón, porque como
siempre me lo dices “Papá”, la educación es la única herencia que me dejarás, mil gracias
porque por fin cobraré mi fortuna en sabiduría y lucharé por un futuro aún mucho mejor.
A mis hermanas, a toda mi familia, y amigos, gracias por estar conmigo y de una u otra
manera formar parte de esta meta alcanzada.
Mil palabras no bastarían para agradecerles su apoyo, su comprensión y sus consejos en
los momentos difíciles. A todos, espero no defraudarlos y contar siempre con su valioso
apoyo, sincero e incondicional.

AGRADECIMIENTOS
Yo expreso sinceramente mi gratitud…
Primeramente, al Sr. Rómulo Duran Camargo por su generosidad al brindarme la
oportunidad de recurrir a su capacidad y experiencia en un marco de confianza, afecto y
amistad, fundamentales para la concreción de este trabajo.
Al Sr. Gustavo Asin por su disposición, valiosas sugerencias y acertados aportes durante
el desarrollo de este trabajo.
A mis padres y hermanas por brindarme un hogar cálido y enseñarme que la
perseverancia y el esfuerzo son el camino para lograr objetivos.
A la Universidad de Aquino Bolivia – Santa Cruz por los excelentes años de aprendizaje y
formación.
Finalmente quiero expresar mi gratitud al Sr. Santiago Arana, mi tutor, por su confianza,
apoyo y enseñanza en el desarrollo de este estudio.

ÍNDICE
Pág.
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN………………........................................................................1
1.1. ANTECEDENTES.....................................................................................1
1.2. DELIMITACION.........................................................................................6
1.2.1. Límite Geográfico...................................................................................6
1.2.2. Límite Temporal.....................................................................................6
1.2.3. Límite Sustantivo....................................................................................6
1.3. Planteamiento del Problema..................................................................7
1.3.1. Identificación del Problema....................................................................8
1.4. FORMULACIÓN DEL PROBLEMA..........................................................8
1.5. SISTEMATIZACIÓN DEL PROBLEMA Y ABORDAJE DE LA
SOLUCIÓN……….................................................................................8
1.6. OBJETIVOS............................................................................................11
1.6.1. Objetivo General...................................................................................11
1.6.2. Objetivo Especifico...............................................................................11
1.7. JUSTIFICACION.....................................................................................11
1.7.1. Justificación Científica..........................................................................11
1.7.2. Justificación Social...............................................................................12
1.7.3. Justificación Económica.......................................................................12

1.7.4. Justificación Personal...........................................................................12
1.8 METODOLOGÍA......................................................................................12
1.8.1. Tipo de Investigación............................................................................12
1.8.2. Tipo de Estudio.....................................................................................13
1.8.3. Fuentes de Información....................................................................... 13
1.8.4. Métodos................................................................................................13
1.8.5. Procedimientos.....................................................................................14
CAPITULO II
MARCO TEÓRICO CONCEPTUAL..................................................,,,,,,,,,,,,,15
MARCO TEÓRICO REFERENCIAL..............................................................30
2.1 INTRODUCCIÓN......................................................................................30
2.2 OPERACIÓN DE PESCA……………………………………………………31
2.2.1 Clasificación de las Herramientas de Pesca……………………………..32
2.3 INICIOS DE LA TÉCNICA DEL SIDETRACK……………………………..34
2.3.1 Diseño y Desarrollo…………………………………………………………37
2.3.2 Conceptos Generales del Sidetrack………………………………………39
2.3.2.1 Ventajas del Sidetracking………………………………………………..39
2.3.2.2 Operación de Sidetrack Orientado en Agujero Revestido……………40
2.4 HERRAMIENTAS Y APERTURA DE VENTANA…………………………43
2.4.1 Whipstock……………………………………………………………………43
2.4.1.1 Descripción del Whipstock……………………………………………….44

2.4.2 Freza de Un Viaje……………………………………………………..........45
2.4.3 Registrador de Cuplas……………………………………………………...47
2.4.4 Perfil del Caliper…………………………………………………………….47
2.4.5 Apertura de la Ventana……………………………………………………..49
2.4.6 Manejos de Desechos……………………………………………………...51
2.5 PERFIL DE UN POZO DIRIGIDO…………………………………………..52
2.5.1 Características del Perfil de un Pozo Dirigido……………………………52
2.5.1.1. Kickoff Point………………………………………………………………52
2.5.1.2 Inclinación del Pozo………………………………………………………52
2.5.1.3 End of Buildup…………………………………………………………….53
2.5.1.4 Hold Angle…………………………………………………………………53
2.5.1.5 Sección Tangencial……………………………………………………….53
2.5.1.6 Start of Drop……………………………………………………………….54
2.5.1.7 End of Drop………………………………………………………………..54
2.5.1.8 Target Displacement……………………………………………………..54
2.5.1.9 Target Location……………………………………………………………55
2.5.1.10 Drop off Rate…………………………………………………………….55
2.5.1.11 Buildup Rate……………………………………………………………..55
2.5.1.12 Turn Rate…………………………………………………………………55
2.5.1.13 TVD……………………………………………………………………….55
2.5.1.14 MD………………………………………………………………………...56

2.5.1.15 Desplazamiento Horizontal…………………………………………….56
2.5.1.16 Sección Vertical…………………………………………………………56
2.5.1.17 Azimuth…………………………………………………………………...56
2.5.1.18 Cuadrante………………………………………………………………..57
2.5.1.19 Coordenadas Polares…………………………………………………..57
2.5.1.20 Coordenada Rectangular……………………………………………….57
2.6 CONTROL DE LA DESVIACIÓN…………………………………………...58
2.6.1 Arreglos de Fondo Rotatorios……………………………………………..58
2.6.1.1 Conjunto Pendular “Drop”………………………………………………..60
2.6.1.2 Conjunto Fulcrum “Build”………………………………………………...62
2.6.1.3 Conjunto Empacado “Hold”……………………………………………...66
2.7 HERRAMIENTAS UTILIZADAS DURANTE LA PERFORACIÓN……...68
2.7.1 Trépano………………………………………………………………………68
2.7.1.1 Trépano Tricónico………………………………………………………...68
2.7.1.2 Trépano de Cortadores Fijos…………………………………………….69
2.7.1.2.1 Trépanos PDC…………………………………………………………..70
2.7.1.2.2 Trépanos de Diamantes……………………………………………….70
2.7.1.3 Funciones Hidráulicas Críticas………………………………………….71
2.7.1.3.1 Identificación de la Función Hidráulica Crítica necesaria Acorde a la
Aplicación………………………………………………………………………….72
2.7.2 MWD………………………………………………………………………….73

2.7.3 Motor de Perforación……………………………………………………….74
2.7.3.1 Sub-Ensamblajes Principales……………………………………………75
2.7.3.1.1 Sección de Potencia……………………………………………………76
2.7.3.1.2 Sección de Transmisión……………………………………………….77
2.7.3.1.3 Sección de Bearing…………………………………………………….78
2.7.4 Estabilizadores………………………………………………………………79
2.7.5 Drill Collars…………………………………………………………………..80
2.7.6 Heavy Weight Drill Pipe…………………………………………………….81
2.7.7. Tuberías de Perforación…………………………………………………...82
2.7.7.1 Grado de la Tubería de Perforación…………………………………….83
2.8 PRINCIPIOS GEOLÓGICOS………………………………………………..84
2.8.1 Determinación de Presiones……………………………………………….86
2.8.1.1 Presión Hidrostática………………………………………………………86
2.8.1.2 Presión de Sobrecarga…………………………………………………..86
2.8.1.3 Presión de Formación……………………………………………………87
2.8.1.4 Presión de Fractura………………………………………………………89
2.8.2 Proceso de Compactación…………………………………………………90
CAPITULO III
3 RELEVAMIENTO DEL POZO VBR – 22A...........................................,,,,,,91
3.1 OPERACIÓN DE PERFORACIÓN…………………………………………91
3.2 FLUIDO DE PERFORACIÓN………………………………………………..98

3.2.1 Tipos de Fluido de Perforación Utilizados………………………………100
3.2.2 Fluido de Terminación…………………………………………………….100
3.3 REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN…………………………………….100
3.4 DESVIACIÓN DEL POZO VBR – 22A……………………………………101
3.5 ESTRATIGRAFÍA DEL BOOMERANG…………………………………..102
3.6 PRUEBAS DE PRODUCCIÓN…………………………………………….103
CAPITULO IV
4. INGENIERIA PROPUESTA – VIABILIDAD TÉCNICA……………...…107
4.1 SELECCIÓN DEL CAMPO Y POZO……………………………......…107
4.1.1 Datos generales del Campo Víbora (VBR)……………………………107
4.1.2 Ubicación del Pozo……………………………………………………....110
4.2 CORRELACIÓN DE PERFORABILIDAD - ROP Víbora vs. ROP
Ingre.................................................................................................110
4.2.1 Bit Record – Campo Víbora.............................................................110
4.2.2 Bit Record – Campo Ingre................................................................113
4.3 ESCENARIOS PARA DRENAR RESERVORIOS YANTATA Y SARA
APROVECHANDO EL POZO VBR – 22A…………………………....115
4.3.1 OPERACIÓN DE PESCA……………………………………………....117
4.3.2 OPCIONES DE SIDETRACKING……………………………………...118
4.3.2.1 SIDETRACK - OPCIÓN I…………………………………………...118
4.3.2.1.1 Base de Datos del Pozo…………………………………………….118

4.3.2.1.2 Resumen de Operación……………………………………………..119
4.3.2.1.3 Esquema de Sidetrack Propuesto………………………………….120
4.3.2.1.4 Análisis de Riesgos………………………………………………….122
4.3.2.2 SIDETRACK - OPCIÓN II…………………………………………..123
4.3.2.2.1 Base de Datos del Pozo…………………………………………….123
4.3.2.2.2 Acondicionamiento del Pozo………………………………………..124
4.3.2.2.3 Resumen de Operación……………………………………………..124
4.3.2.2.4 Esquema de Sidetrack Propuesto………………………………….126
4.3.2.2.5 Análisis de Riesgos…………………………………………………..128
CAPITULO V
5. ANALISIS ECONOMICO – VIABILIDAD ECONOMICA………………..129
CAPITULO VI
6. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES………………………………134
6.1 CONCLUSIONES……………………………………………………………134
6.2 RECOMENDACIONES……………………………………………………...135

ÍNDICE DE TABLAS
Pág.
TABLA 2.2.1 Selección de Cuña y Packer correspondiente………………..42
TABLA 2.2.2 Selección de Diámetro de Casing……………………………...81
TABLA 2.2.3 Características Geométricas y Mecánicas de las tuberías de
perforación…………………………………………………….......83
TABLA 3.1 Leak Off Test……………………………………………………….92
TABLA 3.2 Parámetros de Perforación………………………………………..95
TABLA 3.3 Rata de Penetración……………………………………………….96
TABLA 3.4 Reología del Fluido de Perforación………………………………99
TABLA 3.5 Revestimientos……………………………………………………100
TABLA 3.6 Desviación VBR-22A……………………………………………..101
TABLA 3.7 Estratigrafía Boomerang…………………………………………102
TABLA 4.1 Producción de gas natural, Campo Víbora…………………….108
TABLA 4.2 Producción de petróleo, Campo Víbora……………………......109
TABLA 4.3 BIT RECORD(Campo Víbora).................................................111
TABLA 4.4 BIT RECORD (Campo Ingre)..................................................114
TABLA 4.5 Diseño de casing………………………………………………....120
TABLA 4.6 Diseño de Casing…………………………………………………125

ÍNDICE DE FIGURAS
Pág.
FIGURA 1.1.1 Ubicación del Bloque Boomerang……………………………2
FIGURA 1.1.2 Estado sub-superficial pozo VBR 22 – A……………………9
FIGURA 2.2.1 Desvío Sidetrack……………………………………………….34
FIGURA 2.2.2 Fresa de Carburo adaptado con insertos……………………38
FIGURA 2.2.3 Fresa adjuntada al Whipstock………………………………...38
FIGURA 2.2.4 Whipstock……………………………………………………….44
FIGURA 2.2.5 Fresa de un Viaje………………………………………………45
FIGURA 2.2.6 Multi-Finger Caliper…………………………………………....48
FIGURA 2.2.7 Casing Collar Locator………………………………………….48
FIGURA 2.2.8 Kick off Point……………………………………………………52
FIGURA 2.2.9 Well Inclination…………………………………………………52
FIGURA 2.2.10 End Of Build Up………………………………………………53
FIGURA 2.2.11 Hold Angle…………………………………………………….53
FIGURA 2.2.12 Tangent Section………………………………………………53
FIGURA 2.2.13 Start of Drop…………………………………………………..54
FIGURA 2.2.14 End of Drop……………………………………………………54
FIGURA 2.2.15 Target Displacement………………………………………....54
FIGURA 2.2.16 Target Location……………………………………………….55
FIGURA 2.2.17 TVD, MD, HD………………………………………………….56
FIGURA 2.2.18 Vertical Section, Azimuth…………………………………….56
FIGURA 2.2.19 Cuadrante……………………………………………………..56
FIGURA 2.2.20 Coordenadas Polares………………………………………..56
FIGURA 2.2.21 Coordenadas Rectangulares………………………………..56
FIGURA 2.2.22 Ubicación de Estabilizadores y Fuerzas Resultantes…...59
FIGURA 2.2.23 Arreglo Pendular……………………………………………...61
FIGURA 2.2.24 Conjuntos Pendulares………………………………………..62
FIGURA 2.2.25 Near Bit y Camisas Estabilizadoras………………………...63
FIGURA 2.2.26 Efecto Fulcrum………………………………………………..64
FIGURA 2.2.27 Arreglo Fulcrum……………………………………………….65
FIGURA 2.2.28 Arreglos Empacados…………………………………………66

FIGURA 2.2.29 Estructura de Corte del Trépano de Conos………………..68
FIGURA 2.2.30 Trépano de Conos……………………………………………69
FIGURA 2.2.31 Trépano PDC………………………………………………….70
FIGURA 2.2.32 Cizallamiento………………………………………………….70
FIGURA 2.2.33 Trépano Impregnado…………………………………………71
FIGURA 2.2.34 Desgaste de Granos………………………………………….71
FIGURA 2.2.35 MWD…………………………………………………………...74
FIGURA 2.2.36 Power Pack Steerable Motor………………………………..76
FIGURA 2.2.37 Bend Housing……………………………………………..…..77
FIGURA 2.2.38 Sección Bearing 8”……………………………………………78
FIGURA 2.2.39 Partes Internas del Bearing………………………………….78
FIGURA 2.2.40 Estabilizador de Aletas……………………………………….79
FIGURA 2.2.41 Camisas Estabilizadoras…………………………………….79
FIGURA 2.2.42 Drill Collar Estándar y Espiral……………………………….80
FIGURA 2.2.43 HWDP Estándar y Espiral……………………………………83
FIGURA 2.2.44 Gradientes de Formación……………………………………89
FIGURA 2.2.45 Gradientes de Fractura……………………………………....89
FIGURA 3.1 ROP………………………………………………………………...97
FIGURA 3.2 Estado Sub-superficial AÑO 1995 del Pozo VBR-22 A……..104
FIGURA 3.3 Estado Sub-superficial Actual del Pozo VBR-22 A…………..106
FIGURA 4.1 Mapa de ubicación del Campo Víbora………………………..107
FIGURA 4.2 Máximo Perforado (Víbora)...................................................112
FIGURA 4.3 ROP......................................................................................112
FIGURA 4.4 Máximo Perforado (Ingre).....................................................113
FIGURA 4.5 ROP………………………………………………………..……..113
FIGURA 4.6 Estado actual VBR – 22A……………………………………...116
FIGURA 4.7 Pozo con 2 pescas……………………………………...………117
FIGURA 4.8 Opción I…..…………………………………………………...…120
FIGURA 4.9 Programa, Sidetrack I…………………………………………..121
FIGURA 4.10 Opción II….…………………………………………………….126
FIGURA 4.11 Programa, Sidetrack II………………………………………..127

ESTUDIO TÉCNICO Y ECONÓMICO PARA APLICAR UN SIDETRACK EN EL POZO VBR-22A
LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA
1

1
CAPITULO I INTRODUCCION
1.1. Antecedentes.-
El campo Víbora, ubicado en el departamento de Santa Cruz, a aproximadamente
10 Km. de la frontera con Cochabamba, precisamente en el bloque Boomerang, es
la planta principal de dicho bloque, el cual comprende además los Campos Sirari,
Yapacaní y Arroyo Negro.
FIG. 1.1.1 Bloque Boomerang Fuente: Repsol YPF

2
Con una extensión de más de 4.000 metros de superficie, el Campo Víbora cuenta
con 33 pozos perforados. Algunos se encuentran cerrados, pero una mayoría está
en producción.
Gran parte de este gas sale vía ducto hacia el altiplano boliviano.
A lo largo de su vida productiva el pozo VBR-22A no ha logrado realizar una
eficiente labor, el de drenar grandes volúmenes de hidrocarburos, esto debido a
problemas que se han presentados sucesivamente, cuya perforación se inicia el
03-09-95 y finaliza el 04-11-95. Llegándose a perforar 2850 mbbp, drenando gas y
condensado solo de la Ar. Yantata, no cumpliendo así con el objetivo de drenar los
reservorios Petaca y Yantata respectivamente, ya que en el reservorio Petaca no
se realizaron pruebas.
Posteriormente en el año 1997 se tomó la decisión la profundizar el pozo para
drenar de la Arena Sara y optimizar la producción en la Arena Yantata, y llegando
a perforar hasta la profundidad final de 3580 metros, una vez tomada la decisión
de iniciar la etapa de terminación del pozo, esta concluye sin éxito llegándose a
perder la herramienta de empaque de grava debido a problemas mecánicos
aprisionándose esta y perdiendo los reservorios de tanto de Sara como de
Yantata, no cumpliendo nuevamente con los objetivos planteados.
En el año 1998 se realiza una intervención al pozo, donde desde Noviembre se
comienza a drenar de la Arena Petaca, posteriormente se cierre el pozo por
exceso de producción de agua.

3
Actualmente el pozo VBR-22A está cerrado.
El objetivo principal de este proyecto es el de analizar tanto técnica como
económicamente el pozo para perforar un sidetrack aprovechando el pozo VBR-
22A, cuyo objetivo principal es el de drenar áreas de la formación Sara,
optimizando así también la producción en la Arena Yantata, dándole así una
nueva vida al pozo mencionado anteriormente, incrementado la producción de
hidrocarburos del campo.
Se estudian dos escenarios de sidetracking para este pozo:
Opción I
PROGRAMACION
o Extraer arreglo actual
o Aislar niveles inferiores con tapones
o Verificar estado de Cañería 7”
o Verificar estado aislamiento detrás Cañería 7”
o Realizar CF’s para buena aislamiento
o Realizar Apertura de Ventana en Cañería 7”
o Perforar tramo 6” hasta 3700 metros
o Bajar Liner 5” para cubrir Yantata y Sara

4
Opción II
PROGRAMACION
o Extraer arreglo actual
o Aislar niveles inferiores con tapones
o Verificar punto libre en Cañería 7”
o Cortar y recuperar Cañería 7”
o Verificar buena aislamiento detrás cañería 9 5/8”
o Realizar Registro corrosión en cañería 9 5/8”
o Realizar CF’s para buena aislamiento
o Realizar Apertura de Ventana en Cañería 9 5/8”
o Perforar tramo 8 1/2” hasta 3100 metros
o Bajar Cañería 7” para aislar Fm. Yantata
o Perforar tramo 6” hasta 3700 metros
o Bajar Liner 5” para cubrir Fm. Sara

5
1.2 Delimitación.-
1.2.1. Límite geográfico.-
El estudio de factibilidad se lo realizará en la ciudad de Santa Cruz de la Sierra.
1.2.2. Límite temporal.-
El estudio se desarrollará en el periodo comprendido entre agosto y diciembre del
año 2008.
1.2.3. Límite sustantivo.-
El proyecto se basará en las teorías que sustentan la técnica del sidetrack y, las
que sustentan el análisis de viabilidad técnica y económica.
1.3 Planteamiento del problema.-
El pozo VBR-22A a lo largo de su vida productiva no ha logrado realizar una
eficiente labor, el de drenar grandes volúmenes de hidrocarburos, esto debido a
problemas que se han presentados sucesivamente.
Se llega a la conclusión de que debido a problemas mecánicos no se ha cumplido
con el objetivo de lograr drenar los grandes reservorios que se tienen y se
conocen en especial en la Arena Sara, la cual es la arena objetivo principal, y
tampoco de la Arena Yantata donde se afirma hay grandes reservas de gas y
condensado.

6
FIG. 1.1.2 Estado Actual, Pozo VBR – 22A
FUENTE: Repsol YPF

7
1.4. Formulación del problema.-
¿Será viable Técnica y Económicamente, recuperar la herramienta y el pozo VBR
– 22 A, mediante la aplicación de la técnica sidetracking?
1.5. Sistematización del problema y abordaje de la solución.-
Para la sistematización del problema y abordaje de la solución se utilizará el
método CAUSA-EFECTO del problema y ACCIÓN-FIN de la solución.
1.5.1. Sistematización del problema.-
• Causas.-
C 1: Pesca de la herramienta
C 2: Terminación fallida del pozo
C 3: No se aplicaron otras técnicas de recuperación

8
• Problema.-
Pozo VBR-22 A, abandonado y sin producción
• Efectos.-
E 1: Herramienta perdida y sin uso
E 2: Pozo abandonado con inversión perdida
E 3: Pozo limitado a una técnica fallida
1.5.2. Abordaje de la solución.-
• Acciones.-
A 1: Recuperar la herramienta si fuera factible técnica y económicamente.
A 2: Aplicar la Técnica Sidetracking, si fuera factible.
• Solución.-

9
Pozo VBR-22 A, recuperado y en producción si existe viabilidad técnica y
económica.
• Fines.-
F 1: Herramienta operando y rindiendo productivamente
F 2: Pozo recuperado y generando ingresos por la nueva producción
F 3: Nueva Técnica operando exitosamente

10

LUIS MIGUEL JUSTINIANO URQUIETA 11
Objeti4vos.-
1.5.3. Objetivo general.-
Determinar la viabilidad técnica y económica de recuperar la herramienta y el pozo
VBR-22 A, aplicando la Técnica del Sidetrack y/o la conveniencia de perforar un
Nuevo Pozo en las proximidades.
1.5.4. Objetivos específicos.-
• Realizar un relevamiento y análisis completo relacionado con el Pozo VBR-
22 A, en torno a su problemática actual, identificando las alternativas
técnicas más convenientes para su recuperación, o generando otra
referente a la posibilidad de perforar un pozo nuevo, aprovechando las
reservas existentes.
• Proponer una técnica alternativa de recuperación que es la del sidetracking
y/o proponer una solución alternativa más conveniente.
• Determinar la viabilidad técnica de la propuesta.
• Determinar la viabilidad económica de la misma.
• Concluir y recomendar.
1.6. Justificación del proyecto.-
1.6.1. Justificación científica.-
Se justifica científicamente el proyecto, ya que aplicará una técnica alternativa
para la recuperación que es la del sidetracking.

1.6.2. Justificación social.-
La recuperación del pozo VBR-22 A, es una gran oportunidad de generación de
fuentes de empleos, directos e indirectos, ya que esta es la primordial necesidad
de Bolivia, además que los beneficios económicos generados podrán ser
utilizados para el mejoramiento de la educación y salud en Bolivia.
1.6.3. Justificación económica.-
La recuperación del pozo, o la posibilidad de uno nuevo, permitirá un nuevo
programa de producción, generándose recursos económicos provenientes de la
venta del producto generado.
1.6.4. Justificación personal.-
El presente proyecto de grado me permitirá aplicar el conocimiento adquirido en el
transcurso de mi educación superior y asimismo lograr obtener la titulación de
Ingeniería en gas y petróleo.
1.7. Metodología.-
Los métodos de investigación que se utilizarán en el presente proyecto son de
recopilación de información mediante observación directa, entrevistas, las cuales
están enfocadas a complementar la información necesaria para la elaboración del
presente proyecto.
1.7.1. Tipo de investigación.-
El tipo de investigación que se utilizará en el presente proyecto es descriptiva y
explicativa.

1.7.2. Tipo de estudio.-
El tipo de estudio a realizar en el proyecto es un “Estudio de viabilidad técnica y
económica”, ya que se desea conocer cuan factible es la recuperación de la
herramienta y del pozo para que ingrese nuevamente en producción y/o perforar
en las proximidades un nuevo pozo.
1.7.3. Fuentes de información.-
Las fuentes de información son requisitos indispensables en la realización del
presente proyecto, las cuales se dividen en: fuentes primarias y fuentes
secundarias.
1.7.3.1. Fuentes primarias.-
• Observación.
• Entrevistas.
1.7.3.2. Fuentes secundarias.-
• Bibliografía.
• Revistas especializadas.
1.7.4. Métodos.-
Para cada uno de los objetivos específicos del presente proyecto se aplicará
metodología Descriptiva y Explicativa ya que no interesan las causas sino las
características de los fenómenos, enumerándolas, clasificándolas y midiéndolas.

1.7.5. Procedimientos.-
La recopilación de información se realizará mediante entrevistas, y todas las
fuentes primarias y secundarias mencionadas anteriormente.

CAPITULO II MARCO TEORICO CONCEPTUAL Y REFERENCIAL
2.1 MARCO TEORICO CONCEPTUAL
A
Apertura de Ventana (Sidetrack).- Significa salir en una trayectoria diferente a la
perforada a través de un pozo puede ser en agujero descubierto o entubado.
API.- American Petroleum Institute (Instituto Americano del Petróleo).
B
Barril.- Bbl, una medida estándar para el aceite y para los productos del aceite.
Un barril = 35 galones imperiales, 42 galones US, o 159 litros.
Barriles por día (bpd.).- En términos de producción, el número de barriles de
aceite que produce un pozo en un período de 24 horas, normalmente se toma una
cifra promedio de un período de tiempo largo. (En términos de refinación, el
número de barriles recibidos o la producción de una refinería durante un año,
divididos por trescientos sesenta y cinco días menos el tiempo muerto utilizado
para mantenimiento).
Biodegradable.- Material que puede ser descompuesto o sujeto a putrefacción
por bacterias u otros agentes naturales.
Bit.- Trépano de perforación.
Buckling.- Colapso rápido y repentino, y desplazamiento lateral de la columna de
perforación, que ocurre cuando las fuerzas que desestabilicen la columna superan
las fuerzas que la estabilizan.
C
Cabeza de Pozo.- Equipo de control instalado en la parte superior del pozo.
Consiste de salidas, válvulas, preventores, etc.

Casing.- Tubería de revestimiento, tubería revestidora o cañería aisladora o de
entubación.
Casing Conductor.- Puede tener un diámetro de hasta 36 pulgadas. Cuando el
piso es blando cerca a la superficie, el casing conductor se introduce martillándolo.
Casing de Superficie.- Usando el trépano la perforación continúa a través del
casing conductor hasta la profundidad programada.
El diámetro perforado es de 17 pulgadas o mayor. La profundidad del hueco de
superficie usualmente la establecen las agencias reguladoras.
Ellos requieren que el hueco de superficie sea perforado para todas las zonas de
agua fresca, el casing de superficie se sienta y cementa paras proteger estas
zonas.
La profundidad puede ser de cientos a miles de pies o metros. Por lo general la
cuadrilla conecta el BOP stack al casing de superficie en la cabeza del pozo, por
ello este casing debe ser suficientemente fuerte para soportar el BOP stack.
También tiene que soportar la presión del gas y otros fluidos que el pozo pueda
encontrar.
Además, debe ser lo suficientemente fuerte para soportar las sartas adicionales de
casing que se introducen en el pozo.
Casing Intermedio.- Pueden tener 12 pulgadas de diámetro, y se corren para
sellar formaciones problemáticas como zonas de pérdida de circulación o zonas
con presiones anormales.
Frecuentemente es la sección más larga de casing en el pozo. La cuadrilla
también conecta el BOP a este casing usando un adapter, y un casing head, o un
drilling spool, el cual va conectado al tope del casing head de superficie.
Por consiguiente ancla el BOP para la perforación que viene más tarde. La
cuadrilla debe conectar el BOP a cada sarta de casing que se corre en el pozo.
Primero, ellos lo colocan en el casing de superficie, después en el casing
intermedio, y finalmente, en el casing de producción.
Casing de Producción.- Tiene de 8 a 10 pulgadas. Cuando se cementa, el casing
de producción sella la zona productora y el pozo queda listo para iniciar la
producción.

Este casing también protege el tubing y otras herramientas usadas en la
producción del pozo.
El operador del campo usualmente lo perfora, haciéndole huecos en el
completamiento del pozo.
Casing Liner.- En ocasiones se corre un liner en lugar de casing en el pozo. Un
liner es un casing corto y ranurado usado para revestir la sección más pequeña
del hueco abierto debajo de una sarta existente de casing en el hueco.
Es como el casing, solo que no va hasta la superficie. En cambio, la cuadrilla de
casing lo cuelga del fondo de la sarta de liner o casing corrida anteriormente
usando una pieza especial de equipo llamada colgador de liner “liner hunger”. En
este caso existe un liner intermedio, y un liner de producción. El uso de liners
ahorra dinero, ya que no se extienden hasta superficie.
CBL.- (Cement Bond Logging) Registros de adherencia del cemento.
Cedencia.- Propiedad o condición del material para soportar la deformación
elástica, o bien, la resistencia que pone el material a la deformación ante la
exposición de una carga.
Centralizadores.- Se instalan en varias juntas de casing. Evitan la fricción del
casing contra las paredes del hueco.
En otras palabras, mantienen un espacio entre la pared externa del casing y la
pared del pozo.
Reducen el arrastre y la pega diferencial al correr casing.
El arrastre es la resistencia al movimiento causada por el contacto del casing con
el pozo.
Cemento.- Bombeado entre la tubería de revestimiento y la pared del pozo con el
fin de mantener la tubería en su lugar.
Collar Flotador.- El collar flotador o zapato flotador evita que el lodo de
perforación entre a la sarta de casing a medida que la cuadrilla la corre en el
hueco.
Al mantener el casing vacío el lodo permite que el casing flote parcialmente, el
casing flota en el anular igual que un bote de acero flota en el agua.
Al permitir que el casing flote se disminuye la fatiga en el equipo de levante.

Pero la cuadrilla no puede mantener el casing totalmente vacío, si lo hicieran, la
presión hidrostática del lodo en el anular podría colapsar casing.
Control de Pozo.- Se refiere a tener una presión hidrostática igual a la presión
del yacimiento.
Conjunto de Fondo de Pozo (BHA).- Este estándar divide el BHA en dos
segmentos: superior e inferior.
El BHA inferior, o conjunto de perforación, ocupa, aproximadamente, los primeros
100 pies arriba del trépano.
A excepción de los pozos horizontales, el BHA inferior proporciona cierto peso en
el trépano.
También tiene funciones de dirección y medición, y puede usarse para rotar el
trépano independientemente de la rotación de la sarta.
El BHA superior, que consiste en el resto de los componentes hasta la NWDP,
aísla la NWDP y las tijeras del pandeo, para realizar o asistir con el trabajo con
tijeras hacia abajo, y proporcionar peso al trépano por arriba de la porción
disponible desde el BHA inferior. Si bien es posible tener una variedad infinita de
BHA´s, todos se pueden agrupar en uno o dos grupos: convencional (de ángulo
bajo) y de ángulo alto.
La porción inferior de la sarta de perforación se conoce como BHA, e incluye:
9 La broca “Bit”.
9 Los collares de perforación “Drill Collars”.
9 Estabilizadores “stabilizers” o rimadores “reamers”.
9 Heavy Weight Drill Pipe (HWDP).
Compresión.- Fuerza axial que presiona unas contra otra las fibras de acero de
un componente.
Crossover Sub.- unión sustituta o niple con roscas diferentes en ambos lados, pin
y box.
Cutting.- Recortes de perforación generados por el trépano.

Curvatura del pozo.- Las partes de la sarta se curvan cuando se las fuerza a
través de las secciones curvas del pozo, o alrededor de salientes y otras
irregularidades del pozo.
La ubicación y la severidad de la curvatura del pozo tienen un gran impacto sobre
la rapidez con que se acumula el daño por fatiga resultante.
D
Daño de formación.- El daño de formación se puede dar por las operaciones en
el desarrollo de un pozo, en la perforación por ejemplo el fluido de perforación
invade la formación productora a través del revoque que se adhiere a la pared del
pozo el cual provoca una reacción negativa en la formación como el hinchamiento
de los granos de la formación obstruyendo en paso de los hidrocarburos al pozo.
Densidad Equivalente de Circulación (ECD).- Equivalent circulating density, se
define como:
ECD = (Pérdida de Presión en el anular/ (0,052 x Prof. Vertical ft.)) / Densidad
Lodo ppg.
Detector de Gas.- Instrumento para detectar la presencia de varios gases, a
menudo como medida de seguridad contra flama o gases tóxicos.
Dog Leg.- O pata de perro, es la curvatura total del pozo (la combinación de
cambios en inclinación y dirección) entre dos estaciones de registros
direccionales.
DST.- (Drill Steam Testing) Usa una herramienta especial y un empacador, para
captar información a cerca de presión, temperatura, muestras de fluido etc.
El ensayo DST es una prueba de terminación temporaria del pozo que se utiliza
para determinar la producción comercial y para tomar muestras del fluido de la
formación, la idea es aislar la zona de interés con empacadores temporales.
A través de los resultados de esta prueba, se interpretan los tipos de fluidos del
reservorio, su presión y capacidad de producción.
Estos datos son muy importantes en el momento de seleccionar el método inicial
de terminación o cuanto trabajo de intervención se necesita.

Drill Collar.- Sección de tubería pesada, corrida para dar peso al trépano.
Drill String.- Conjunto de tuberías de perforación de 9m de longitud conectadas.
E
Estabilidad.- Habilidad de un componente de la sarta de resistir al pandeo. La
estabilidad está afectada tanto por fuerzas mecánicas como por fuerzas del área
de presión.
Emulsión.- Mezcla en la cual un líquido es dispersado en otro en forma de gotitas
muy finas.
F
Fatiga.- Fatiga es el daño estructural permanente, localizado y progresivo que
ocurre cuando un componente se somete a ciclos reiterados de esfuerzo con
magnitudes de esfuerzo que generalmente están muy por debajo de la fluencia.
Las excursiones de esfuerzo cíclico ocurren cuando un componente se rota
mientras está doblado o pandeado, y por la vibración.
Al aumentar y bajar la carga, el daño por fatiga se acumula en los puntos de
esfuerzo alto del componente, y se forman fisuras por fatiga en estos puntos.
Las fisuras pueden crecer bajo cargas cíclicas continuadas hasta que se
produzca la falla.
Fluido de Perforación.- El tipo de lodo a utilizar, así como sus características de
lubricación y arrastre son factores que deben ser supervisados continuamente
durante la perforación.
Fluido de Control Base Aceite.- Es una mezcla formada por dos fases, una
continua que es el aceite y otra dispersa que es una solución acuosa de salinidad
controlada.
Fluido de Control Base Agua.- Es una mezcla de aditivos en agua, estabilizada
químicamente.

Fondo de Pozo.- Un término para describir herramientas, equipos e instrumentos
utilizados en el agujero.
G
Gas.- El gas natural que se obtiene principalmente en baterías de separación está
constituido por metano con proporciones variables de otros hidrocarburos (etano,
propano, butanos, pentanos y gasolina natural) y de contaminantes diversos.
Representa aproximadamente 47% de los combustibles utilizados en el país y el
72% de nuestra petroquímica se deriva del metano y etano contenido en el gas, de
ahí la importancia de este recurso como energético y como petroquímico.
Su procesamiento consiste principalmente en:
™ La eliminación de compuestos ácidos (H2S y CO2) mediante el uso de
tecnologías que se basan en sistemas de absorción-agotamiento utilizando
un solvente selectivo. El gas alimentado se denomina “amargo”, el producto
“gas dulce” y el proceso se conoce generalmente como “endulzamiento”.
™ La recuperación de etano e hidrocarburos licuables mediante procesos
criogénicos (uso de bajas temperaturas para la generación de un líquido
separable por destilación fraccionada) previo proceso de deshidratación
para evitar la formación de sólidos.
™ Recuperación del azufre de los gases ácidos que se generan durante el
proceso de endulzamiento.
™ Fraccionamiento de los hidrocarburos líquidos recuperados, obteniendo
corrientes ricas en etano, propano, butanos y gasolina; en ocasiones
también resulta conveniente separar el isobutano del n-butano para usos
muy específicos.
Gravedad Específica.- La relación de la densidad de una sustancia a
determinada temperatura con la densidad de agua a 4ºC.

Gravedad API.- La escala utilizada por el Instituto Americano del Petróleo para
expresar la gravedad específica de los aceites.
H
Herramienta (de fondo).- Cualquier elemento o dispositivo que se incluya en el
aparejo de perforación y se corra dentro del pozo.
Los motores de fondo, las camisas MWD, las herramientas de registros
direccionales, etc., son ejemplos de herramientas de fondo.
Hidrocarburo.- Cualquier compuesto o mezcla de compuestos, sólido, líquido o
gas que contiene carbono e hidrógeno.
HWDP.- La cuadrilla conecta HWDP en la sarta por debajo del Drill Pipe. El HWDP
también se conoce como Heavy Weight Drill Pipe, Su posición en la sarta está
entre el Drill Pipe y los Drill Collars.
El HWDP se usa para suministrar una zona de transición entre el DP, más liviano,
y el DC, el cual es rígido y pesado.
El uso de Heavy Walled Drill Pipe reduce la fatiga que los Drill Collars provocan en
la sarta. Como resultado, el Heavy Weight reduce el estrés en el Drill Pipe.
También ayudan a mantener el DP en tensión, y le dan peso a la broca, al igual
que lo hacen los DC, especialmente en perforación direccional.
I
Informe Final de Operación.- Es el documento que contiene: Introducción, Datos
Generales, Gráficas de Programa contra Real, Aparejos de Fondo, Récord de
Trépanos, Parámetros de Perforación, Reportes Diarios, Costos, Aspectos
Relevantes, Conclusiones y Recomendaciones.

L
Leak-off Test, LOT, prueba para determinar la fuerza o presión de fractura de la
formación abierta, por lo general es llevada a cabo inmediatamente después de la
perforación por debajo de una zapata de casing.
Durante la prueba, el pozo es cerrado y se bombea fluido al agujero
incrementando la presión gradualmente.
A una determinada presión el fluido penetrara la formación, o Leak Off, ya sea
aprovechando la permeabilidad de la roca o creando espacios fracturando la roca.
Los resultados del Leak Off Test dictan la máxima presión o peso del lodo que
puede ser aplicada al pozo durante la operación de perforación.
Para mantener un pequeño factor de seguridad para permitir operaciones seguras
de control del pozo, la presión máxima de operación por lo general ligeramente por
debajo del resultado de la prueba Leak-Off.
M
Matar el pozo.- Agujero de llenado con lodo de perforación de densidad adecuada
para detener el flujo de petróleo / gas.
N
Near Bit.- Estabilizador corrido por encima del trépano. La diferencia entre un
estabilizador y un Near Bit; es que el Near Bit no tiene pin en ninguno de sus
extremos, mientras que el estabilizador tiene un pin y una caja.
El Near Bit tiene dos cajas, en una de ellas se enrosca el pin de la broca y en la
otra el pin de un Drill Collar o de una herramienta que va encima.

O
Orientación del Tool Face.- Es la medida angular de la cara de la herramienta
flexionada con respecto al lado alto del pozo o la norte.
P
Pandeo.- Si se aplica más peso sobre el trépano que lo que la sarta puede
soportar y con el cual permanecer estable, se producirá el pandeo o buckling de
partes de la sarta.
El pandeo generalmente ocurre cerca del fondo de la sarta, pero puede ocurrir en
otros puntos de la sarta en determinadas circunstancias.
PDC.- Diamantes Policristalinos Compactos.
PCD.- Diamantes Policristalinos.
Perforación direccional.- Proceso de dirigir el trépano hacia un objetivo
previamente definido con un ángulo, rumbo y desplazamiento dentro de un radio
de tolerancia.
Perforación horizontal.- Es el proceso de dirigir el trépano durante la perforación
de un pozo en una dirección y orientación aproximada de 90° con respecto a la
vertical para lograr extenderse varios cientos de metros dentro del yacimiento con
el fin de alcanzar los objetivos principales.
Perforación vertical.- Perforación de la parte vertical del pozo, pudiendo variar de
acuerdo a las características propias de la formación.
Pescado.- Es cualquier objeto abandonado accidentalmente en el pozo durante
las operaciones de perforación o terminación, el cual debe recuperarse o se deba
eludir antes de que la operación pueda continuar.
Petróleo.- Nombre genérico para hidrocarburos, incluyendo petróleo crudo, gas
natural y líquidos del gas natural.
El nombre se deriva del Latín, oleum, presente en forma natural en rocas.
Pozo vertical.- Un pozo recto con cero grados de inclinación.

Pozo.- Agujero perforado en la roca desde la superficie de un yacimiento a efecto
de explorar o para extraer aceite y gas.
Pozo desviado.- Un pozo perforado en ángulo con la vertical (perforación
desviada), para cubrir el área máxima de un yacimiento de aceite o de gas, o para
librar el equipo abandonado en le agujero.
Polímero.- Compuesto complejo en le cual moléculas individuales (monómeros)
se unen químicamente en cadenas largas.
Ppm.- Partes por millón.
Presión atmosférica.- El peso de la atmósfera sobre la superficie de la tierra. A
nivel del mar, ésta es aproximadamente 1.013 bars, 101,300 Newtons/m2, 14.7
lbs/pulg2 ó 30 pulgadas de mercurio.
Presión manométrica.- La presión que registra un dispositivo de medición
normal. Dicho dispositivo mide la presión en exceso de la atmosférica.
Profundidad desarrollada.- Es la longitud medida durante el desarrollo de la
perforación vertical y direccional conforme al programa.
Profundidad vertical verdadera.- Es la profundidad real del pozo proyectado en
el plano vertical.
Profundización.- Este tipo de intervención se realiza cuando:
1. Los pozos son terminados en la cima de la formación productora.
2. Se tienen antecedentes de acumulaciones de hidrocarburos a
profundidades mayores.
Básicamente, el proceso consiste en romper la zapata y perforar hasta la
profundidad programada.
Algunas veces, la presencia de pescados dificulta esta operación; en tal caso se
recomienda realizar una ventana en la tubería de revestimiento de acuerdo con el
procedimiento, y salir lateralmente hasta la profundidad de interés.
Punto inicial de desviación (KOP).- Es la profundidad a la cual se inicia la
desviación del pozo.

R
Rata de penetración (ROP).- Es la distancia o intervalo perforado por unidad de
tiempo de rotación del trépano.
Recorte de Perforación.- Levantados continuamente por un fluido bombeado que
circula constantemente.
Para facilitar la eliminación de estos, el fluido es circulado a través de las tuberías
de perforación, saliendo por las boquillas del trépano y luego ascendiendo a
superficie a través del espacio anular.
Reventón (Blowout).- El escape de aceite, gas o agua de un pozo debido a la
liberación de presión en un yacimiento o a la falla de los sistemas de contención.
Riesgo.- Estos pueden ser desde déficit de tiempo hasta siniestros de gran
magnitud con pérdidas humanas.
Si los riesgos son del conocimiento de la empresa perforadora de acuerdo con las
características de la intervención que se va a ejecutar, deberán ser calculados y
considerados tanto en la cotización como en los programas operativos; sin
embargo existen riesgos internos imponderables que afectan los resultados de la
empresa,
Por esta razón, deberán calcularse e incluirse en el programa operativo y en el
costo.
Riesgos Internos.- Pueden ser representados por riesgos operativos y de tipo
geológico.
Riesgos Externos.- Financieros, políticos, sociales, y del mercado.
Rocas Ígneas.- Rocas formadas a partir de la solidificación de magma fundido.
Rocas Metamórficas.- Rocas que han cambiado considerablemente su forma y
estructura original, por la acción de calor y/o la presión.
Rocas Sedimentarias.- Rocas formadas por la acumulación de sedimentos en el
fondo de un mar, lago o pantano durante millones de años.

S
Sarta de Perforación (Drill String).- Tuberías de acero de aproximadamente 10
metros de largo que se unen para formar un tubo desde el trépano de perforación
hasta la plataforma de perforación. El conjunto se gira para llevar a cabo a
operación de perforación y también sirve de conducto para el lodo de perforación.
Severidad del Dog Leg.- Es la magnitud de la pata de perro, referida a un
intervalo estándar (por convención se ha establecido de 100 pies o 30 metros).
La severidad se reporta en grados por cada 100 pies o grados por cada 30 metros.
En la conversación normal, la severidad se nombra como “pata de perro”. Esto
puede causar confusión al principio.
Es conveniente mantener las severidades tan bajas como sea posible en la
perforación convencional (menos de 4 o 5º/30 metros).
Las severidades altas provocan problemas en el pozo tales como ojos de llave,
entrampamientos de tubería o desgaste de la misma o de la tubería de
revestimiento.
Sobrecarga.- Un componente está sobrecargado cuando la/s carga/s aplicada/s
supera/n su capacidad de portar carga/s.
Sinclinal.- Plegamiento en la roca estratificada en forma de palangana.
T
TCP.- Cañones bajados junto con la tubería de producción, operación de baleo.
Tool Face.- El término se usa en relación a la cara de las herramientas
desviadoras o a los motores dirigibles.
Tipo de Formación.- Siempre que se analice un estudio direccional, se deberá
tomar en cuenta la columna geológica que se desea perforar, clasificando la
compacidad y la dureza de las formaciones a atravesar, así como los echados
regionales para intentar predecir la variación del rumbo del pozo durante la
perforación.

Trampa.- Estructura geológica en la cual se acumulan hidrocarburos para formar
un campo de aceite o gas.
Trampa Estratigráfica.- Trampa de hidrocarburos formada durante la
sedimentación y en la cual los hidrocarburos fueron encapsulados como resultado
del cambio de roca de porosa a no porosa, en lugar del plegamiento o falla de los
estratos de roca.
Trampa Estructural.- Trampa de hidrocarburos formada por la distorsión de
estratos de roca por movimientos de la corteza terrestre.
Trépanos.- Es una herramienta de fondo cuya función básica es perforar la
formación.
V
Ventana.- Abertura molida en la tubería de revestimiento.
Vibración: La vibración es un fenómeno complejo que, sin duda, es la causa de
muchas fallas y problemas de funcionamiento de las herramientas pozo abajo.
Aunque la vibración puede ocurrir en más de una dirección a la vez, los modos de
vibración se caracterizan generalmente nombrando la dirección principal del
movimiento de los componentes afectados.
Viscosidad.- Propiedad de los fluidos que caracteriza su resistencia a fluir, debido
al rozamiento entre sus moléculas.
W
Well Completion.- o completamiento es el término que describe las actividades y
métodos de preparación del pozo para su producción de aceite y gas. El aceite y
el gas fluyen dentro del pozo a través de las perforaciones del casing.

Y
Yacimiento de gas / condensado.- Un yacimiento que contiene gas natural y
aceite, con una mayor proporción de gas.
El condensado aparece cuando el gas es extraído del pozo, y su temperatura y
presión cambian lo suficiente para que parte del mismo se convierta en petróleo
líquido.
Z
Zapato Guía “Guide Shoe”.- Es un accesorio pesado de acero que la cuadrilla
conecta en el extremo de la primera junta de casing que se va a meter al pozo.
Guía el casing en el hueco.
También tiene una abertura en el extremo, el lodo de perforación entra por esta
abertura cuando la cuadrilla corre el casing dentro del pozo.

2.2 MARCO TEÓRICO REFERENCIAL
2.2.1 INTRODUCCIÓN
La Perforación Direccional controlada es la ciencia y arte de desviar un agujero a
lo largo de un curso previsto a partir de una ubicación inicial hasta una ubicación
objetivo, ambas definidas con un sistema de coordenadas dadas.
La Perforación de un pozo Direccional, básicamente, implica la perforación de un
agujero desde un punto en el espacio (ubicación de la superficie) hasta otro punto
en el espacio (la meta) de tal manera que el agujero puede ser usado para sus
fines propios.
Un típico pozo direccional comienza con un agujero vertical, y luego se desvía de
este (kick-off point), de tal manera que la localidad de fondo del agujero pueda
terminar cientos o miles de pies o metros de distancia desde el punto inicial.
Con el uso de la perforación direccional, varios pozos pueden ser perforados hacia
un reservorio desde un mismo punto inicial.1
Según datos de importantes compañías, el costo de perforación representa
aproximadamente el 40 % de los costos de descubrimiento y desarrollo, es por
esto que esta técnica se la comenzó a emplear desde el año 1920, con el objetivo
de desviar obstrucciones y el de impedir curvaturas en pozos verticales, desde
entonces los motores de desplazamiento positivo que se colocan en los conjuntos
de fondo (BHA) se utilizan para perforar todos los pozos direccionales al igual que
dispositivos de medición precisos.
Situaciones que requieren el uso de la perforación direccional:
- Complicaciones por la geología local.
1
FUENTE: Raymond de Verteuil and Iain McCourt, Schlumberger: “Introduction to Directional
Drilling”, USA, Created 1998, reviewed 2001.

- Incremento de la producción de un yacimiento desde un pozo en particular.
- Disminuir costos. (Ej.: evitar instalaciones off-shore)
- Disminuir riesgos ambientales.
- Necesidad de mantener la verticalidad en pozos profundos.
- Pozos de alivio.
- Comercialización y distribución (construcción de oleoductos y gasoductos.)
La técnica de origen de la perforación direccional fué el Sidetrack, utilizada para
pasar pescas y obstrucciones.
El Sidetrack orientado, es el tipo más común de desviación, se realizan cuando
hay cambios inesperados en la geología y obstrucciones en el camino del pozo.
2.2.2 Operación de Pesca
Uno de los grandes problemas que afectan la perforación de un pozo son las
pescas que se originan en su interior y que pueden ocurrir por varias causas,
siendo las más comunes las fallas de los componentes de la sarta de perforación,
aprisionamientos, y operaciones mal efectuadas.
Durante la perforación, maniobras y operaciones con las distintas herramientas, es
fundamental evitar que ocurra una pesca, ya que ésta suele ocasionar pérdidas de
tiempo, operaciones fallidas, pérdidas de herramientas, hasta llegar a la pérdida
parcial o total de un pozo.
Se define pesca como: “operación o procedimiento que se efectúa dentro de un
pozo con herramientas especiales, con el objeto de remover o recuperar
materiales, herramientas, sondeo o cañerías que impiden o afectan la perforación
o la continuación normal de las operaciones para terminar el pozo”.
En las tareas de pesca, lo esencial es no perder el tiempo. Si no se escoge o no
se tiene a mano la herramienta apropiada, se demora la recuperación. Esto,

además de consumir el valioso tiempo de equipo, multiplica la dificultad con que
se recuperan las piezas perdidas.
Por eso es importante conocer todas las herramientas de las que se puede
disponer, así como el trabajo para el cual ha sido diseñada cada una de ellas.
Causas:
Existen muchas y muy variadas causas, pero dentro de las más comunes en
nuestro medio se citan las siguientes:
A. Falla del equipo de superficie.
B. Falla de las herramientas dentro del pozo.
C. Falla por operación inadecuada.
D. Descuido o error humano.
2.2.2.1 Clasificación de las Herramientas de Pesca.
Existen diversas operaciones de pesca y existe gran diversidad de herramientas y
diseños a usar según el tipo de trapajo a realizar, tales como: fresar elementos
pequeños, recuperar elementos dentro del pozo, lavar columnas de perforación
atrapadas, sacar sondeo dentro del pozo, cortes de cañería, recuperar sondas,
etc.
Es de vital importancia la selección de la herramienta adecuada a las
características de la tubería o accesorio a recuperar.
Cada operación de pesca es diferente dependiendo de la manera en que se
atrapa o suelta el elemento.
La primera agrupación de las herramientas de pesca es en dos clases generales:
Las que sacan la pesca completa y las que lo rompen para sacarlos en trozos muy
pequeños.

La segunda división de estos artefactos es según la forma de la pesca, así hay
pescadores para recuperar piezas tubulares tales como portamechas, barras de
sondeo, cañerías y para piezas de formas diversas: trépanos de conos, mordazas,
pernos, etc.
Las herramientas de pesca que más se utilizan, según el tipo de trabajo a realizar
pueden clasificarse en:
a) Pescadores de limpieza y recuperación de materiales sueltos
b) Fresas, zapatos y trépanos de molienda
c) Pescadores de agarre exterior e interior
d) Cortadores de corte exterior e interior
e) Herramientas para golpear
f) Caños lavadores
g) Pescadores para cables
La habilidad para operar las herramientas de pesca, como las características
físicas de las mismas, dependen del tamaño del pozo, y si el mismo se encuentra
entubado o no, siendo más difícil cuanto más chico es el diámetro del pozo.2
Generalmente cuando surgen problemas en las operaciones de perforación, son
pocas las probabilidades de recuperación de la pesca y estas decrecen con el
tiempo. Ha sido esta falta de éxito, asociado con los riesgos y la economía que
han hecho que la pesca en estas aplicaciones sea insignificante.
A menudo se opta por abandonar la pesca y desviar inmediatamente
(sidetracking).
2
H. Bazzara, P. Boscato,D. Breuer, A. Solano, A Miguel, D. Legaz: “Diferentes situaciones durante
la perforación”, Agosto de 1998.

Fuente: SLB FIG 2.2.1. Sidetrack
2.2.3 INICIOS DE LA TÉCNICA DEL SIDETRACK
En 1920, cuando los whipstocks se dieron a conocer en los campos de California,
el uso primario fué el de un “dispositivo correccional”. Esta corrección era
necesaria ya sea para desviar alrededor de una pesca o para poner un agujero de
vuelta a su verticalidad inicial. Un uso alternativo del Whipstock era el de perforar
pozos de alivio en casos de incendios superficiales o subterráneos.
Más tarde, esta herramienta fue usada para desviar intencionalmente el pozo
desde una posición vertical. Así, por primera vez, el sidetrack mediante el
Whipstock se convirtió en una operación previamente planificada y contribuyó al
avance de la perforación direccional.
Durante los años 1920 y 1930, otros métodos tales como las Knuckle Joint o
Juntas Articuladas y Deflectores se utilizaron para desviar el pozo. Todos estos
métodos fueron comunes cuando se llegó a comprender que las estructuras
geológicas, tales como zonas de fallas, trampas estratigráficas, y los domos de sal
podrían ser direccionalmente perforados. Sin embargo, el desempeño de estas
herramientas de desviación no era tan previsible como los whipstocks.
Más y más, la palabra Whipstock se convirtió en sinónimo de sidetracking. En los
años 1940`s y 1950`s la tecnología de survey o planimetría avanzó para proveer
una imagen más precisa de la trayectoria y desviación de los pozos.

El Section Mill, un molino hidráulico, fué el más notable de estos avances. A
diferencia del Whipstock, el Section Mill remueve 360 grados de revestimiento,
todo lo contrario a la pequeña ventana proporcionada por el Whipstock. Se
convirtió igualmente común durante este período, ya se cortar una sección de la
tubería de revestimiento o moler una ventana.
En la década de 1980, fueron creados productos de frezado de carburo híbrido y
llegaron a estar comercialmente disponibles. Normalmente era necesario ejecutar
numerosas carreras para completar la sección, o para fresar una ventana útil en el
revestimiento.
Mediante la incorporación de carburos especiales en las herramientas fresadoras
de fondo de pozo, las limitaciones operacionales cambiaron, desde el molino a
otros equipos de perforación tales como el fluido y las bombas. Ahora la Section
Mill podía eliminar hasta 100 ft en una sola corrida a una rata de molienda muy
rápida. Sin embargo, los recortes metálicos de la operación tenían que ser
removido del agujero en un tiempo de manera que se evite el pegamiento del
ensamblaje del molino, por lo tanto, la tasa de fresado debía ser controlada para
evitar problemas. Una vez que la sección está cortada, un tapón de cemento debía
ser asentado y endurecido proporcionando una plataforma para desviar el pozo.
Estas operaciones acumulativas son tiempo consumido e impactan sobretodo en
la economía de la operación de re-entry.
En este momento la tecnología del Whipstock no había avanzado tan rápido como
la operación de molienda de una sección. Por lo tanto, se hizo muy común en los
finales del decenio de 1980 y principios de 1990 moler una sección para el desvío
del pozo.
Si el número de corridas para moler una ventana se podría reducir, el Whipstock
proporcionaría un medio más rápido de salir del agujero y aceleraría los objetivos
de perforación.

A mediados de la década, el número de viajes para completar una ventana se
había reducido a una. Igualmente importante es la reducción del riesgo asociado
con las operaciones de Whipstock. Hoy en día el método preferido para la re-
entrada es el Whipstock.3
3
Bob Sagle-Red Willow Production Co., Eppie Sanchez and Rocky Seale-Smith International Inc.:
“Sidetracking and Drilling One Trip-Case Histories and Economical Analisys”, March 27-29, 2001

2.2.3.1 Diseño y Desarrollo
A partir de 1997, se inició el desarrollo de materiales para estructuras de corte que
muestran los beneficios de carburo, para el fresado de acero, y los beneficios de
diamantes policristalinos (PCD), para la perforación de la formación.
Se llevaron a cabo pruebas de laboratorio en diversos materiales en una
simulación de fresado para un sidetrack y su capacidad para cortar diversos
grados de revestimiento. Un exámen de los recortes en tamaño, forma, apariencia
y fueron evaluados, así la condición del cortador después de la operación.
Mediante la optimización en la composición de los diamantes, un material de
superior fuerza y resistencia fué creado. Las características expuestas por el
material lo convirtieron en un candidato para salidas del revestimiento y
perforación de la formación.4
4
“Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis.” Presented at the
AADE 2001 National Drilling Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001.

FIG.2.2.2 Fresa de Carburo adaptado con insertos PCD
Fuente: Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis
FIG.2.2.3 Fresa adjunto al Whipstock
Fuente: Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis

2.2.3.2 CONCEPTOS GENERALES DEL SIDETRACK
En campos maduros, perforar un sidetrack en un pozo existente es a menudo más
rentable que perforar un pozo nuevo. Además, los avances en las herramientas y
los métodos han hecho que, en muchos casos, el sidetrack sea una alternativa
económica a los trabajos de pesca convencional.
En el caso de pozos entubados, se hacen desvíos cortando la cañería con el fin de
apartarse del pozo viejo cuya producción ha mermado debido a que sus punzados
se taponaron con arena, parafina o elementos que caen de superficie y hacen que
su limpieza o su remoción sea muy costosa. O también para volver hacer producir
un pozo abandonado por alguna pesca irrecuperable dentro de la cañería, el cual
es el caso del presente trabajo.
El sidetrack puede ser ciego u orientado, el sidetrack orientado consiste en
desviarse del agujero a través del revestimiento hacia un rumbo o una dirección
predeterminada, por otra parte el sidetrack ciego sólo consiste en desviarse del
agujero hacia cualquier rumbo; El sidetrack orientado nos puede dar una ubicación
estructural del fondo de pozo mucho más favorable.
El Sidetrack ofrece una alternativa económica para mayor recuperación de
hidrocarburos, a menudo a tasas aceleradas.
2.2.3.2.1 Ventajas del Sidetracking
Las ventajas del sidetrack también incluyen:
- Eliminación de problemas del agujero de origen.
- Minimización de la cantidad de agujeros nuevos a ser perforados versus
pozos nuevos.
- Utilización de la infraestructura existente.
- Implementación de última tecnología de fluidos.

- Capitalización de prácticas avanzadas de perforación direccional/horizontal.
- Explotación de reservorios marginales existentes.
- Tecnología Multilateral.
Se trata de una operación de reparación que se resulta en la creación de una
nueva sección en el pozo con el fin de (1) desviarse en torno a obstrucciones, (2)
re-perforación de agujeros perdidos, o (3) para enderezar agujeros torcidos.
Estas decisiones se basan en general de la economía para la perforación,
teniendo en cuenta el costo total de operación versus el costo de las herramientas
dejadas en el agujero.
Así como muchos Sidetracks han sido exitosos, aún se pueden realizar avances
operacionales en el sistema para reducir los costos, permitiendo así que más
hidrocarburo sea recuperado. Esto se logra mediante la eliminación de los viajes y
corridas del trépano durante el proceso de sidetracking.5
2.2.3.2.2 Operación de Sidetrack Orientado en Agujero Revestido
El sidetrack orientado en agujero revestido es la atención específica de este
análisis, ya que muchas veces es más económico desviar un pozo entubado que
perforar un pozo nuevo.
Ya que el desvío será orientado el uso de un tapón mecánico se hace
indispensable. La dirección o rumbo del Whipstock es dado por la compañía de
perfilajes mediante dispositivos como el giroscopio o el MWD, y una vez
direccionado y fijado, es entonces cuando se inicia la rotación de la columna
fresadora.
5
“Sidetracking and Drilling in One Trip-Case Histories and Economical Analysis.” Presented at the
AADE 2001 National Drilling Conference, Houston, Texas, March. 27 - 29, 2001.

Este sidetrack implica desviar la trayectoria del agujero existente revestido
creando una ventana en el revestimiento del pozo, fresando la tubería de
revestimiento de acero en una zona, ya sea en el fondo del pozo o en una zona
favorable hasta una profundidad predeterminada por debajo de la superficie.
La operación de fresado es entonces seguida por la perforación dirigida de la
formación rocosa a través de la ventana recientemente formada en la tubería de
revestimiento. 6
El estado de la cañería es muy importante para poder ubicar el liner después del
desvío, por lo tanto es necesario realizar una Prueba de Caliper, y un CCL para
ubicar con precisión la profundidad en que se asentará el tapón y también para
evitar de colocar el Whipstock frente a una cupla, además de registros CBL
(Cement Bond Logging) para verificar el estado de adherencia del cemento entre
la pared del pozo y la tubería de revestimiento.
El sidetrack permite el desarrollo de un nuevo agujero lateral dirigido hacia sitios
productores de hidrocarburos sin mover el equipo de perforación.
A continuación damos una tabla para facilitar la elección de la cuña (comúnmente
llamada Whipstock), y de su packer correspondiente de acuerdo al diámetro de la
cañería y de su peso (en libras por pié).
6
Patent Application Publication: “Milling system and method of milling”, April 24, 2008

FIG. 2.2.1 Selección de cuña Fuente: Infopetróleo
CAÑERÍA PACKER PERMANENTE CUNA DESVIADORA FRESA VENTANA O FRESA
DIAMANTE
Diámetro
Pulg.
Libraje
Lbs.pié
Diámetro
Pulgadas
Diámetro
Pulgadas
Diámetro
Pulgadas
5 18 3 31/32 3 7/8 4 1/8
15 3 31/32 4 4 1/4
13 4 1/4 4 4 1/4
11.5 4 1/4 4 4 3/8
5 1/2 23 4 21/64 4 1/4 4 1/2
20 4 21/64 4 1/4 4 5/8
17 4 1/2 4 1/2 4 3/4
15.5 4 1/2 4 1/2 4 3/4
14 4 1/2 4 1/2 4 7/8
13 4 1/2 4 1/2 4 7/8
6 23 4 15/16 4 1/2 5 1/8
20 4 15/16 4 1/2 5 1/8
18 4 15/16 4 1/2 5 1/4
15 4 15/16 4 1/2 5 3/8
6 5/8 32 5 15/32 5 1/4 5 1/2
28 5 15/32 5 1/4 5 5/8
24 5 15/32 5 1/4 5 3/4
20 5 15/32 5 1/2 5 7/8
17 5 15/32 5 1/2 6
7 38 5 15/32 5 1/4 5 3/4
35 5 15/32 5 1/2 5 7/8
32 5 11/16 5 1/2 5 7/8
29 5 11/16 5 1/2 6
26 5 11/16 5 1/2 6 1/8
23 5 11/16 5 1/2 6 1/8
20 6 3/16 5 1/2 6 1/4
17 6 3/16 5 1/2 6 3/8

2.2.4 HERRAMIENTAS Y APERTURA DE VENTANA
2.2.4.1 Whipstock
Un típico Whipstock es una rampa inclinada, que puede ser permanente o
removible, asentado en el interior del revestimiento existente
El Whipstock está especialmente configurado para desviar la fresa a un lado de la
tubería de revestimiento con el fin de crear una ventana elíptica alargada en dicha
tubería.
El Whipstock tiene un cuerpo que se asienta sobre un tapón mecánico. En este
sentido, conexiones ranuradas entre la cuña y el tapón mecánico facilitan la
correcta orientación de la guía.
La porción desviada recibe los dientes de la fresa mientras este es impulsado al
fondo del pozo. De esta manera, los respectivos dientes son dirigidos contra la
tubería de revestimiento para cortarla y formar la ventana.

2.2.4.1.1 Descripción del
Whipstock
FIG.2.2.4 Whipstock Fuente: FreePatents
El Whipstock 1 tiene un extremo
superior que está conectado a un
mango piloto 2 por los shear bolts o
pernos cortantes 3. El mango piloto
sirve como un elemento de sacrificio
en el primer corte de la ventana, el
mango piloto es una función opcional,
pero es de uso común.
El Whipstock tiene un cuerpo 4
definidos con una cáscara exterior
de metal y una cavidad interna 11.
El cuerpo 4 del Whipstock 1 tiene un
extremo inferior 5 que asienta sobre
el tapón. El extremo inferior 5 del
Whipstock incluye una cuña de
orientación 6, que se asienta en el
tapón mecánico y ayuda a orientar
correctamente el Whipstock de
fondo.
El Whipstock también comprende
una porción desviada 7 que se
encuentra en el extremo superior
con un ángulo de 15º, y sirve para
impulsar el molino hacia el exterior
en contra de la tubería de
revestimiento durante la operación
de frezado. Esta porción desviada
por lo general define una porción de
forma cóncava del cuerpo 4.
En el caso de un Whipstock de
perforación, esta pieza de forma
cóncava 8 incluye una lámina
denominada como “lámina de
perforación” 9.

Estas láminas reciben explosivos de perforación, durante operaciones posteriores
de completación de agujero. De esta manera, la producción también puede ser
obtenida a partir del agujero primario. Más concretamente, el operador puede
producir los fluidos desde la formación original a través del empacador y luego a
través de una cavidad 10 dentro del cuerpo del Whipstock.7
2.2.4.2 Fresadora de Un Viaje
FIG. 2.2.5 Fresa de un Viaje FUENTE: Freepatents
El sistema de fresas de un solo viaje incorpora un drilling sub 12, el cual incluye
una combinación de fresas 13 de un viaje, un watermelon mill 14 por encima de la
combinación de fresas 13 y un string mill 15 por encima del watermelon mill 14. La
combinación de fresas de un viaje 13 tiene unos cortadores inferiores 16 y por
encima de este unos cortadores superiores 17 unidos por un cono 18 que se
ensancha hacia el cortador superior 17. El calibre del cortador inferior es menor al
calibre del cortador superior. Las medidas relativas del calibre del cortador inferior
7
United Status Patent: “Whipstock Assembly and Method of Manufacture”, April 8, 2008

y superior son elegidas para que el cortador superior salga del revestimiento
durante la perforación antes que el cortador inferior. Por esto es preferible que la
columna de perforación sea relativamente rígida. Esto ocasiona que el cortador
superior se mueva hacia el exterior casi de la misma proporción que el cortador
inferior cuando el cono de pase por el tapón guía.
El ángulo de inclinación depende de la rigidez de la columna de perforación. En
cualquier columna de perforación, para asegurarse que el cortador superior salga
primero del revestimiento se debe realizar la siguiente ecuación:
(R2 – R1) L > sin Ө
R1 = Calibre del cortador inferior.
R2 = Calibre del cortador superior.
L = Distancia entre el borde de la cara superior del cortador inferior y el superior.
Ө = Angulo entre el eje central del Drilling sub y la dirección de fondo de pozo.
El watermelon mill 14 tiene el mismo calibre o espesor que el cortador superior 17,
y asimismo el string mill 15. El watermelon mill 14 se diferencia del string mill 15 ya
que el string mill 15 tiene una acción más agresiva debida a que su cara esta más
empinada sobre la superficie de corte, por ejemplo, una pendiente de 15º en el
string mill 15 comparada con una de 7º en el watermelon mill 14. El watermelon
mill 14 y el string mill 15 pueden intercambiar de posición. La función del
watermelon mill 14 y la del string mill 15 es la de acabar, redondear y suavizar los
bordes ásperos de la ventana creada por el frezado y evitar espacios estrechos en
el agujero desviado.
El drilling sub 12 es conectado al Whipstock mediante los shear bolts 3 o pernos
cortantes mientras que el cortador inferior descansa en una cavidad en la cara
cóncava 8 del Whipstock 1.

Un pasaje para el fluido atraviesa la combinación de frezas, el string mill y el
watermelon mill y sale por la cara delantera del cortador inferior a través de
agujeros 19, que pueden ser de cualquier cantidad, por ejemplo 8. Esto permite la
lubricación y limpieza eficiente del agujero y de los cortadores.8
2.2.4.3 Casing Collar Locator (CCL) (Registrados de Cuplas)
La herramienta se corre en combinación con rayos gamma para pozos entubados.
El campo magnético de los imanes permanentes en la herramienta CCL se
distorsiona cuando atraviesan la cupla de revestimiento. La distorsión se amplifica
dentro de la herramienta y es enviada a superficie mediante pulsos que son
registrados conjuntamente con los rayos gamma.
Estos registros establecen la posición de la cupla combinándolos con el registro de
rayos gamma del revestimiento y el registro de rayos gamma a agujero abierto.
La herramienta CCL está disponible en una amplia gama de
tamaños y especificaciones para hacer frente a diferentes tamaños de tuberías y
revestimientos, condiciones de presión y temperatura, y cables.9
2.2.4.4 Perfil del Caliper
Es una imagen de calibración provista por una Multi-finger que proporciona 60 o
80 medidas independientes del diámetro interno de la tubería de revestimiento.
Estas mediciones se las utilizan para proporcionar una imagen de alta resolución
detallada y precisa del revestimiento, a fin de controlar la producción y el desgaste
en la intervención.
Aplicación del Servicio:
8
FUENTE: Leonordo Ritorto, Edmonton Alberta and Dave L. Heinley: “One trip milling system” ,
United States Patent, USA, Oct, 16 - 2001
9
FUENTE: Schlumberger: “Casing Collar Locator”, Realizado Agosto 2004

- Lapso de tiempo de corrosión o control del desgaste.
- Evaluar la redondez del revestimiento, rugosidad interna.
- Detectar grietas o agujeros en el revestimiento.
Beneficios:
- Inspección detallada de desgaste del revestimiento, incluyendo imagen
visual.
- Predicción de falla.
FIG.2.2.6 Multi-Finger Caliper Tool FIG.2.2.7 Casing Collar Locator
Fuente: Multifinger Caliper Fuente: Schlumberger

2.2.4.5 APERTURA DE VENTANA
La selección de una ubicación óptima para la ventana es un aspecto vital del
proceso de sidetracking.
La ventana a fresar debe planificarse a estar en una tubería de revestimiento, la
cual tiene que estar en buen estado y adecuadamente cementada, situada en una
formación estable (lutita), y si es posible que no tenga un centralizador ya que
puede retardar el proceso de molienda.
Una vez que la profundidad óptima es seleccionada, basados en los perfiles del
cemento, perfiles localizadores del collar flotador (Casing Collar Locator) y las
características de la formación es importante poner en correlación la profundidad o
el tapón a anclar de tal manera que a) este sea asentado en el mismo tramo que
va a ser fresado y b) evitando la posibilidad de tener que fresar a través de la
unión o cuplas.
Una vez que el Whipstock y el tapón mecánico estén correctamente direccionados
y fijados en el fondo del pozo, se inicia el procedimiento de fresado de la ventana
mediante la rotación de la columna. La columna se somete a una carga de 5000 a
6000 libras (de la cual el drilling sub forma parte) para cizallar o cortar los pernos o
shear bolts permitiendo así la rotación de la columna.
La columna de fresas rota y avanza lentamente. Cuando la columna de
perforación avanza el cono pasa sobre el mango piloto y obliga a los cortadores
cortar a través del revestimiento. Una vez que el mango piloto ha resbalado hacia
la parte más larga del cono, el cortador superior lo muele, mientras los cortadores
descienden aun más llegan a contactar la lámina de perforación del Whipstock, la
geometría en ángulo de la zona cóncava de este impulsa la fresa y lo pone en

contacto con la tubería de revestimiento, para formar la ventana inicial en la
ubicación deseada.
Los espacios entre los cortadores son conductos que permiten la recirculación de
fluidos con recortes de metal suspendidos durante la operación de molienda.
Esta fresadora tiene en su cuerpo canales para el flujo de fluidos desde arriba
hacia abajo y puertos jets para ayudar en la remoción de los cortes y escombros.
Una vez que la combinación de fresas sale completamente del revestimiento,
continua cortando a través de formación y completa la maniobra de sidetracking,
es entonces que la combinación de fresas de un viaje es sacada del agujero.
Un trépano de perforación es corrido en una sarta de perforación el cual es
desviado por el Whipstock a través de la reciente nueva ventana.
El trépano gira por medio de un motor rotativo de fondo de pozo y acompañado de
un MWD.
Después que el agujero lateral este formado, este se lo deja a agujero abierto, o
sino el agujero es entubado con un “liner”, el cual esta sujetado del revestimiento
del agujero principal, entonces se realiza la cementación.
Este procedimiento es denominado “sidetracking”. El punto al cual la trayectoria
del pozo es desviada se llama “kickoff point” y la abertura cortada a través del
revestimiento es llamada “ventana”.

2.2.4.6 MANEJO DE DESECHOS
Un eficaz manejo de los desechos o virutas ha demostrado ser fundamental para
el éxito de la operación de apertura de ventana. Es importante hacer hincapié en
la necesidad de una efectiva planificación y contar con una contingencia en esta
materia.
Antes de fijar el tapón mecánico es necesario cerciorarse de que la tubería de
revestimiento este limpia en la profundidad donde este se va a asentar, esto
puede hacerse a través de un rascador que va en la sarta.
En el transcurso del fresado de la ventana aproximadamente 130 Kg. de virutas
de acero se generarán en el fondo del pozo y deben ser eliminados para evitar
posibles problemas con las tuberías o daños a los equipos.
Se ha demostrado que entre el 70 y el 75% de viruta se recupera del pozo.
No se utiliza ningún fluido especial, pero si los fluidos de alta viscosidad y con
capacidad de suspensión han demostrado ser el método más eficaz para la
limpieza del agujero.
Es importante hacer un seguimiento del peso de fluido que vuelve a las zarandas y
comparar con la cantidad de corte, para determinar la eficiencia aproximada de la
limpieza del agujero y cuando bombear un barrido.
El sistema de fresas cuenta con pescadores imantados colocados en las
zarandas, que tiene por objeto recoger las virutas que no son circuladas fuera del
pozo.

2.2.5 PERFIL DE UN POZO DIRIGIDO
2.2.5.1 CARACTERÍSTICAS DEL PERFIL DE UN POZO DIRECCIONAL
El perfil de un pozo dirigido es la trayectoria de este previamente planificada desde
la superficie hasta la profundidad final de perforación. Con el fin de determinar el
mejor perfil geométrico del pozo desde la superficie hasta el objetivo en el fondo
del pozo, la siguiente información debe ser conocida:
• La posición de la ubicación en superficie.
• La posición de la ubicación del objetivo.
• La profundidad vertical verdadera (TVD).
2.2.5.1.1 Kickoff Point (KOP)
KOP es la ubicación en una profundidad
determinada por debajo de la superficie en
donde el pozo es desviado hacia una
dirección determinada.
FUENTE: Shlumberger
2.2.5.1.2 Inclinación del pozo
La inclinación del pozo es el ángulo en el
cual el agujero se desvía de la vertical.

2.2.5.1.3 End of Buildup (EOB)
El End of Buildup es la ubicación en donde
el agujero ha terminado de incrementar su
inclinación.
2.2.5.1.4 Hold Angle
El Hold Angle se produce donde la
inclinación del agujero se mantiene
constante.
2.2.5.1.5 Sección Tangencial
Ocurre después del Buildup, donde la
inclinación del agujero es constante por
una cierta distancia. Podría ser un aumento
o caída adicional antes de alcanzar el
objetivo.
Fuente: Shlumberger

2.2.5.1.6 Start of Drop
El Start of Drop es la ubicación donde el
pozo comienza a disminuir la inclinación.
2.2.5.1.7 End of Drop
El End of Drop es la ubicación donde el
pozo termina de disminuir la inclinación.
2.2.5.1.8 Target Displacement
El Target Displacement es la distancia
lateral desde la superficie a la ubicación del
objetivo.

2.2.5.1.9 Target Location
El Target Location es un punto en el
espacio definido por las coordenadas
geográficas de una determinada
profundidad vertical verdadera. Un perfil
puede tener múltiples objetivos.
2.2.5.1.10 Drop Off Rate (DOR)
El Drop Off Rate es el ritmo al que disminuye la inclinación. La tasa normalmente
se expresa en grados por cada 100 pies o grados por 30 m de la longitud en
curso.
2.2.5.2.11 Buildup Rate (BUR)
El Buildup Rate es el cambio de inclinación de un agujero donde el ángulo se ha
incrementado. La tasa normalmente se expresa en grados por cada 100 pies o el
angular de incrementado por cada 30 m de profundidad medida.
2.2.5.1.12 Turn Rate
El Turn Rate determina el ritmo al cual el perfil del pozo doble en una dirección
azimutal. Por lo general, expresada en grados por cada 100 pies o grados por 30
m.

2.2.5.1.13 True Vertical Depth (TVD)
La TVD o Profundidad Vertical Verdadera de cualquier punto o estación a lo largo
de un pozo es la distancia vertical desde el punto de referencia en la superficie del
pozo a la estación de interés.
2.2.5.1.14 Measured Depth (MD)
La Profundidad Medida de cualquier punto o estación a lo largo de un pozo es la
distancia desde el punto de referencia en la superficie del pozo a la estación de
interés a lo largo de la trayectoria del pozo.
Fuente: Schlumberger
2.2.5.1.15 Horizontal Displacement (HD)
El desplazamiento horizontal (HD) es la distancia entre dos puntos cualesquiera a
lo largo de un pozo proyectado en un plano horizontal o plan de opinión.

2.2.5.1.16 Vertical Section (VS)
La sección vertical es la distancia entre dos puntos cualesquiera a lo largo de la
proyección de un pozo en un plano de sección vertical.
2.2.5.1.17 Azimuth
El acimut es el ángulo en el plano horizontal medido a partir de una dirección de
referencia fija (como el norte verdadero), suele medirse en sentido horario.
2.2.5.1.18 Cuadrante
El rumbo del cuadrante de un pozo es el
ángulo en el plano horizontal medido a
partir ya sea del Norte o del Sur como
dirección de referencia hacia el Este o el
Oeste, definiendo la dirección del pozo.
2.2.5.1.19 Coordenadas Polares
Las coordenadas polares de un punto
es la distancia proyectada en un plano
horizontal desde un punto de referencia
fijo y el ángulo de la presente una línea
desde dirección de referencia
(normalmente Norte Verdadero).

2.2.5.1.20 Coordenada Rectangular
Las coordenadas rectangulares de un
punto son definidos como la distancia
proyectada a lo largo de dos ejes de
referencia que se encuentran en ángulos
rectos. Estos ejes se establecen en el
plano horizontal y normalmente son el
norte y el sur y este / oeste direcciones.10
10
FUENTE: Schlumberger

2.2.6 CONTROL DE LA DESVIACIÓN
2.2.6.1 ARREGLOS DE FONDO ROTATORIOS
La tendencia de la desviación del pozo es función de las características de la
formación, condiciones de operación, así como de las características de posición y
construcción de los estabilizadores y portamechas.
Una vez se han clasificado las formaciones, se puede seleccionar el tipo de
arreglo de fondo de pozo a usar en cada diámetro del agujero.
Un arreglo de fondo o BHA es la parte del arreglo de perforación por debajo de las
tuberías de perforación.
Las características de la formación afectan al rendimiento del BHA de la siguiente
manera:
Formación Suave – BHA tiene alta tendencia al descenso.
Formación Dura - BHA tiene alta tendencia a construir.
Los parámetros de perforación afectan el rendimiento del BHA de la siguiente
manera:
Más WOB = BHA tiene una tendencia a disminuir el ángulo.
Baja WOB = BHA tiene una tendencia a construir ángulo.
Alta tasa de bombeo = BHA tiene una tendencia a disminuir debido a
que la alta velocidad del lodo puede lavar agujero.
Alto RPM = BHA tiene una tendencia a mantenerse recto, porque las
tuberías de perforación tienen más rigidez cuando estas están en rotación
una alta RPM.11
11
FUENTE: http://oil-well-drilling.blogspot.com/2008/05/what-does-position-of-stabilizer.html

FIG.2.2.22 Ubicación de estabilizadores y Fuerzas laterales resultantes
Algunos de factores que afectan el rendimiento de la perforación direccional son:
• El calibre y ubicación de los estabilizadores
• Diámetro y longitud de los portamechas
• Peso sobre el trépano
• Velocidad de rotación
• Tiempo de trépano

• Anisotropía de la formación y el ángulo de buzamiento
• Dureza de la formación
• Caudal
• ROP
• RPM
Aunque los pozos desviados a veces se pueden corregir, ésta es a menudo una
operación costosa. Y cuando un conjunto rígido se corre en un pozo desviado es
muy probable quedar aprisionado. La mejor opción es prevenir cuando se perfora
áreas con tendencia a desviarse.
2.2.6.1.1 CON JUNTO PENDULAR (Drop)
La técnica del conjunto pendular se basa en el aprovechamiento de las fuerzas
gravitacionales para ayudar en el control y/o corrección de la desviación.
El conjunto pendular se compone del trépano y varios portamechas de gran
diámetro, o puede tener uno o más estabilizadores instalados en la columna de
portamechas, en una posición predeterminada.
Este efecto se logra eliminando el estabilizador colocado arriba del trépano o Near
Bit, el objetivo es colocar el estabilizador lo más alto posible sobre el trépano así
los Drill Collars no tocarán la pared del pozo entre el estabilizador y el trépano. La
colocación apropiada da como resultado un péndulo de máxima fuerza.

FIG. 2.2.23 Arreglo Pendular
Con este conjunto de fondo, un estabilizador es colocado de 30, 60 hasta 90 pies
sobre el trépano, si es un pozo inclinado o desviado, el trépano tenderá a caer
hacia la parte inferior, disminuyendo el ángulo del pozo a medida que la
perforación progresa.
La colocación del estabilizador depende de la rigidez de los portamechas para no
permitir que la columna pendular se flexione demasiado en dirección del lado bajo
del pozo.
0.5-1.0 deg/100’

FIG. 2.2.24 Conjuntos Pendulares
FUENTE: Routine Drilling Operations
2.2.6.1.2 CONJ UNTO FULCRUM (Build)
Este principio se aplica cuando se desea incrementar el ángulo de inclinación.
Un estabilizador conectado exactamente sobre el trépano (llamado Near Bit Full
Gauge) actuará como punto de apoyo.

FIG. 2.2.25 Near Bit y Camisas Estabilizadoras
FUENTE: Propia
En pozos con una inclinación de 3 grados o más fuera de la vertical, los Drill
Collars que se encuentran por encima del Near Bit se encorvarán hacia el lado
inferior, forzando el trépano hacia el lado superior aumentando el ángulo del pozo
a medida que la perforación progresa. Esto se conoce como el efecto Fulcrum.
La selección adecuada del diámetro de Drill Collars puede controlar la velocidad
de aumento del ángulo con este conjunto de fondo.
Cuanto más flexible sea el conjunto que se encuentra por encima del punto de
apoyo, más rápido puede aumentar el ángulo del pozo.
La aplicación del peso excesivo causará que el conjunto de fondo se doble más en
dirección de la encorvadura inicial.

FIG.2.2.26 Efecto Fulcrum
Este diseño puede incrementar el ángulo muy rápidamente, en especial en
formación muy blandas.
Mientras más flexible sea el aparejo, mayor será la velocidad de incremento de
ángulo cuando se aplique peso sobre la barrena.

FIG. 2.2.27 Arreglo Fulcrum
2.0-3.5
deg/100’

2.2.6.1.3 CONJUNTO EMPACADO (Hold)
Este conjunto de fondo está compuesto de tres o más estabilizadores, con el
primer estabilizador inmediatamente por encima del trépano, seguido por un Drill
Collar corto y de largo diámetro y un segundo estabilizador. El tercer estabilizador
está ubicado aun más arriba en los Drill Collar.
Acorde a esto, los Drill Collar están formados por tres zonas; estabilizadores
adicionales pueden ser colocados en cualquier zona para compensar las
tendencias a desviar el pozo por parte de las formaciones a penetrar, y de su
grado de perforabilidad.
FIG.2.2.28 Arreglos Empacados
FUENTE: Routine Drilling Operations

Formaciones con tendencias leves, medianas y severas de desvío requieren de
arreglos empacados diferentes.
Este se utiliza cuando se desea mantener constante el ángulo de inclinación y
dirección.
Esto se logra dando una completa rigidez a la sección colocada entre el trépano y
aproximadamente el 60 % de la longitud total del arreglo.

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