PERFORACION DIRECCIONAL

REPÚBLICA BOLIVARIANA DE VENEZUELA
MINISTERIO DEL PODER POPULAR PARA
LA EDUCACIÓN UNIVERSITARIA
INSTITUTO UNIVERSITARIO POLITÉCNICO
“SANTIAGO MARIÑO”
EXTENSIÓN COL - SEDE CIUDAD OJEDA
PERFORACION DIRECCIONAL
Autor:
Miguel Lugo
27315874
Ciudad Ojeda, Junio 2020

ESQUEMA GENERAL
Breve reseña histórica de la perforación direccional.
Definición de perforación direccional
Aplicaciones típicas de la perforación direccional.
Defina: Azimut, rumbo, inclinación y orientación, construcción direccional,
métodos tangenciales, ángulo promedio, radio de curvatura y de curvatura
mínima, corrección por declinación magnética, interferencia magnética, Pata
de perro.
Tipos de pozos direccionales. Tipo de trayectorias.
Explique los criterios para la selección del tipo de trayectoria.
Herramientas direccionales
Motores de fondo y turbinas Equipos. Características generales. Perforación
con motor de fondo. Tecnologías aplicadas a la perforación con motor de
fondo.
Defina perforación horizontal o multilateral. Objetivos. Requerimientos.
Métodos. Tipos

Desarrollo
Breve reseña histórica de la perforación direccional.
Según establece el Manual de Perforación Direccional Schlumberger
(2006), en un comienzo, la perforación direccional fue usada primeramente
como una operación para remediar problemas, como desvíos Sidetrack
alrededor de tuberías pegadas Stuck Pipe, para verticalizar pozos que se
desviaron naturalmente o para perforar pozos de alivio para apagar reventones
o Blowouts. El interés de perforar pozos controlados direccionalmente
comienza alrededor de 1929, después de que una nueva y poca exacta
tecnología de medición de ángulo fue introducida durante el desarrollo del
campo de Seminole, en Oklahoma.
De igual manera, la primera aplicación de medición de un pozo ocurrió
precisamente en Seminole – Oklahoma a finales de la década 1920. El llamado
Inclinómetro botella de ácido fue introducido en dicha área, casi todos los
pozos fueron medidos, teniendo inclinaciones de hasta 50° de inclinación en
algunos puntos. En 1929 un Inclinómetro direccional con una aguja magnética
fue llevado al campo. Pozos que indican 45° de inclinación con la botella de
ácido, fueron realmente 10° a 11° Menos. El motivo de esta diferencia es que
en la botella de ácido no se estaba considerando el error que se origina debido
a levantamiento por presión capilar. De esta manera, en los años siguientes,
se fueron desarrollando mejores y más exactos instrumentos de medición.
El uso de estos instrumentos mostró que la mayoría de pozos estaban
“torcidos”. Algunos de los pozos tenían una inclinación de hasta 38° con
respecto a la vertical. Acá comienza la aplicación de la perforación direccional
para verticalizar los pozos que estaban desviados. A comienzos de la década
de 1930 se perforó el primer pozo controlado direccionalmente en Huntington
Beach, California. El pozo fue perforado desde una locación en tierra y tuvo
como objetivo un reservorio debajo del mar usando Whipstock.

La perforación direccional controlada fue usada inicialmente en California
para propósitos no éticos, fue con la finalidad de cruzar límites de propiedad.
Durante el desarrollo del Campo Huntington Beach, existían 2 pozos
completados en 1930 que fueron considerablemente profundos y que
aportaron más petróleo que los otros pozos productores los cuales eran
producidos con asistencia de levantamiento artificial.
Las conclusiones fueron obvias, estos pozos fueron desviados cuyo fondo
se encontraba debajo del océano. Esto se supo en 1932 cuando se perforaron
pozos en la ciudad con la finalidad de incrementar la producción del área
extrayendo las reservas de petróleo que se encontraban debajo del océano a
lo largo de la costa que estaba al frente. La perforación direccional controlada
tuvo en un comienzo una mala reputación hasta que en 1934 fue usado para
matar un pozo descontrolado, perforando un pozo de alivio cerca a Conroe,
Texas. El pozo a matar fue el Madeley 1, luego de unos días de haber
comenzado, todo marchaba normal, pero luego un día el pozo empezó a tener
una fuga de alta presión dentro del casing, después la presión creó un gran
cráter que hizo que se trague el equipo de perforación.
El cráter tenía 170 pies de diámetro y una profundidad desconocida, lleno
de petróleo mezclado con arena, en el cual el crudo fluía burbujeante a 6000
BOPD. Como si fuera poco, la presión comenzó a canalizarse a formaciones
superiores y comenzó a fluir a superficie alrededor de los pozos vecinos,
empeorando la situación. La gente sintió que no se podía hacer nada frente a
tal escenario, solo dejar que el pozo siga fluyendo descontrolado hasta que
por sí solo deje de fluir. Mientras tanto, un joven ingeniero brillante, quien
trabajaba para una de las más grandes compañías petroleras en Conroe,
sugirió perforar un pozo de alivio, que consistía en perforar un pozo dirigido
direccionalmente al pozo problema, interceptarlo y bombear lodo de alta
densidad, de manera tal que pueda controlar el pozo que estaba fluyendo
descontroladamente. Esta idea fue llevada a cabo exitosamente y desde
entonces la perforación direccional fue reconocida como útil para perforar

pozos de alivio, y gano el reconocimiento tanto de las compañías operadoras
como contratistas.
La actual inversión que realizan las empresas petroleras para producir
hidrocarburos, ha hecho tener la necesidad de perforar pozos direccionales.
En la actualidad ya no es una operación riesgosa ni complicada como lo fue
alguna vez. Probablemente el aspecto más importante de la perforación
direccional es que permite producir petróleo en todas partes del mundo,
especialmente en aquellos lugares, que, de otra manera, no serían
económicamente rentables producir.
Definición de Perforación Direccional
En este orden de ideas, el Oilfield Glossary de Schlumberger (2020),
expresa que: es la desviación intencional de un pozo respecto del trayecto que
adoptaría naturalmente. Esta desviación se logra a través del uso de cuñas,
configuraciones de arreglos de fondo de pozo (BHA), instrumentos para medir
el trayecto del pozo en el espacio tridimensional, enlaces de datos para
comunicar las mediciones obtenidas en el fondo del pozo a la superficie,
motores de lodo, y componentes BHA y barrenas de perforación especiales,
incluidos los sistemas rotativos direccionales, y las barrenas de perforación. El
perforador de pozos direccionales también explota los parámetros de
perforación, tales como el peso sobre la barrena y la velocidad rotativa, para
desviar la barrena lejos del eje del pozo existente.
En algunos casos, tales como en la perforación de formaciones de
inclinación pronunciada o cuando existe una desviación impredecible en las
operaciones de perforación convencionales, pueden emplearse técnicas de
perforación direccional para asegurar que el pozo se perfore verticalmente. Si
bien este objetivo puede lograrse con muchas técnicas, el concepto general
es simple: direccionar la barrena en la dirección en la que se quiere perforar.
La forma más común es a través del uso de una sección acodada cerca de la

barrena en un motor de lodo direccional de fondo de pozo. La sección acodada
dirige la barrena en una dirección diferente del eje del pozo cuando la sarta de
perforación entera no está rotando. Mediante el bombeo de lodo a través del
motor de lodo, la barrena gira en tanto que la sarta de perforación no rota, lo
que permite que la barrena perfore en la dirección que señala.
Cuando se logra una dirección de pozo determinada, ésta se puede
mantener mediante la rotación de la sarta de perforación entera (incluida la
sección acodada) de modo que la barrena no perfora en una sola dirección
lejos del eje del pozo, sino que cubre una cierta área y su dirección neta
coincide con el pozo existente.
Las herramientas rotativas direccionales permiten el direccionamiento
durante la rotación, generalmente con velocidades de penetración más altas
y, en última instancia, pozos más parejos. Del mismo modo, Mendoza (2015),
expresa que: La perforación direccional controlada es el arte de dirigir un hoyo
a lo largo de un curso predeterminado a un objetivo ubicado a una distancia
dada de la línea vertical. Los principios de aplicación son básicamente los
mismos, independientemente, si se utiliza para mantener el hoyo tan cerca
como sea posible a la línea vertical, o desviarla deliberadamente de ésta.
Ventajas:
• Posibilidad de obtener más producción por pozo.
• Mayor producción comercial acumulada por yacimiento.
• Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa en los mercados.
• Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y gastos de
operaciones-Permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que
desde un solo sitio se pueden perforar varios pozos.
• Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero la
capacidad productiva del pozo depende del espesor del estrato,
además de otras características geológicas y petrofísicas.

Desventajas:
• Mayor planificación previa de la construcción del pozo.
• Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la orientación
del hoyo.
• Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada.
• Costo más elevado respecto a un pozo vertical.
Aplicaciones Típicas de la Perforación Direccional
Localizaciones Inaccesibles
Mendoza (2015), son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún
tipo de instalaciones o edificaciones (parques, edificios, u otra instalación
física.), o donde el terreno por sus condiciones naturales (lagunas, ríos,
montañas, entre otros), hacen difícil su acceso. (Ver figura 1).
Figura 1. Localizaciones Inaccesible. Tomado de: Mendoza (2015).

Los mismos métodos se aplican cuando la localización inaccesible de un
intervalo productor dicta la necesidad de situar el equipo de perforación a
distancia, como ocurre cuando se desea obtener producción de intervalos
situados bajo ríos, montañas, ciudades, etc. Estos ejemplos son apenas
algunos de los muchos usos de la perforación direccional. Los nuevos métodos
de recuperación de petróleo actualmente en desarrollo ampliarán la escala de
aplicaciones a corto plazo.
Domo de Sal
Donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de un
levantamiento de sal y por razones operacionales no se desea atravesar el
domo. Los programas de perforación direccional también se usan para eludir
los problemas de perforación de domos salinos. Mendoza (2015), Para
alcanzar los intervalos productores que frecuentemente están situados bajo el
tope protuberante del domo, el pozo se perfora primero en paralelo con el
domo y seguidamente se desvía para que penetre bajo la protuberancia. (Ver
figura 2).
Figura 2. Domos de Sal. Tomado de: Mendoza (2015).

Formaciones con Fallas
Otra aplicación de la perforación direccional es en el control de fallas
geológicas. El pozo se desvía a través de la falla o en paralelo con ella para
obtener mayor producción. Se elimina así el riesgo de perforar pozos verticales
a través de planos de fallas muy inclinados, lo que puede ocasionar el
deslizamiento y el cizallamiento de las sartas revestidoras. Mendoza (2015),
donde el yacimiento está dividido por varias fallas que se originan
durante la compactación del mismo. (Ver figura 3).
Figura 3. Formaciones Falladas. Tomado de: Mendoza (2015).
Múltiples pozos con una misma plataforma
En este orden de ideas, Mendoza (2015), desde la misma plataforma se
pueden perforar varios pozos para reducir el costo de la construcción de
plataformas individuales, minimizando los costos por instalación de

facilidades de producción. Es posible perforar un pozo para evaluarlo, y luego
cementarlo de nuevo. Este pozo puede entonces ser desviado de su
trayectoria original a un objetivo adicional. Esto puede hacerse con el fin de
evaluar múltiples compartimentos en un solo reservorio, si está naturalmente
dividido en varias secciones, o para ampliar el conocimiento de la estructura
utilizando un solo pozo. (Ver figuras 4).
Figura 4. Múltiples pozos desde un pozo. Tomado de: Mendoza (2015).
Pozos de Alivio
Para Mendoza (2015), es aquel que se perfora para controlar un pozo en
erupción. Mediante el pozo de alivio se contrarresta las presiones que
ocasionaron el reventón. En el peor escenario posible, se perforar un pozo
como un pozo de alivio. Esto puede deberse a que, por ejemplo, un pozo ha
sufrido una explosión, y está fugando hidrocarburos en el ambiente
circundante, pero el pozo no se puede matar de la superficie. El pozo de alivio
se perfora entonces para interceptar el pozo de soplado, y el barro denso es
para matarlo desde abajo. Un ejemplo de esto fue el desastre de Deepwater
Horizon en el Golfo de México en abril de 2010. (Ver figuras 5 y 6).

Figura 5. Pozos de Alivio Tomado de: Mendoza (2015).
Figura 6. Pozos de Alivio pozo Macondo, horizonte de aguas profunda Tomado de:
Perfobloguer (2020).

Desviación de un hoyo perforado originalmente
En este sentido, Mendoza (2015), refiere que es el caso de un hoyo,
en proceso de perforación, que no “marcha” según la trayectoria
programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos
inherentes a las perforaciones atravesadas. Puede ser necesario a veces
cimentar un pozo a una profundidad más baja, y para un pozo nuevo ser
perforado lejos de este agujero original. (Ver figura 7).
Figura 7. Desvió de un hoyo perforado originalmente. Tomado de: Mendoza (2015).
Pozos Verticales (control de desviación)
Mendoza (2015). Donde en el área a perforar existen fallas
naturales, las cuales ocasionan la desviación del hoyo.
Desafortunadamente, los yacimientos no están limpios y ordenados. Algunas
direcciones serán más permeables que otras. Si un depósito está en piedra
caliza fracturada, entonces el pozo debe apuntar a interceptar tantas de estas
fracturas como sea posible para maximizar la producción. Tales factores
determinan la dirección en la que el pozo debe perforarse en el depósito.

Algunos pozos pueden requerir caminos de pozos muy complicados para
alcanzar su posición principal. (Ver figura 8).
Figura 8. Control de Verticalidad. Tomado de: Mendoza (2015).
Pozos Geotérmicos
Mendoza (2015). Es aplicable en países industrializados donde la
conservación de la energía es muy importante. Se usan como fuentes
energéticas para calentar el agua. (Ver figura 9).
Figura 9. Pozo Geotérmico. Tomado de: Mendoza (2015)

Diferentes Arenas múltiples
Cuando se atraviesa un yacimiento de varias arenas con un mismo hoyo.
(Ver figura 10).
Figura 10. Múltiples Arenas. Tomado de: Mendoza (2015)
Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento
El yacimiento es atravesado por la sarta en forma horizontal. (Ver figura 11).
Figura 11. Construcción de Pozos Horizontales. Tomado de: Mendoza (2015)

Desarrollo múltiple de un Yacimiento
Cuando se requiere drenar el yacimiento lo más rápido posible o para
establecer los límites de contacto gas-petróleo o petróleo-agua. Es posible
perforar un pozo para evaluarlo, y luego cementarlo de nuevo. Este pozo
puede entonces ser desviado de su trayectoria original a un objetivo adicional.
Esto puede hacerse con el fin de evaluar múltiples compartimentos en un solo
reservorio, si está naturalmente dividido en varias secciones, o para ampliar el
conocimiento de la estructura utilizando un solo pozo. (Ver figura 12).
Figura 12. Desarrollo de múltiples yacimientos. Tomado de: Mendoza (2015).
Perforación en tierra hasta un yacimiento costa afuera
Es más económicamente viable alcanzar un objetivo offshore desde la
costa, en lugar de construir una plataforma offshore. El campo Wytch en la
costa sur de Inglaterra, es un ejemplo de este tipo, y es de hecho el mayor
yacimiento petrolífero en tierra en Europa Occidental, aunque gran parte de él
se encuentra en alta mar. Esta zona es sensible al medio ambiente, por lo que

las operaciones se hicieron económicamente posibles mediante la perforación
de la tierra bajo el mar. Los pozos de alcance extendido, que se extienden
horizontalmente sobre el doble de profundidad.
Términos Básicos de la Perforación Direccional
Azimut: es el ángulo fuera del norte del hoyo a través del Este que se mide
con un compás magnético, con base en la escala completa del circulo de
360º. Oilfield Glossary de Schlumberger (2020),
Angulo de Inclinación(α): es el ángulo fuera de la vertical, también se llama
ángulo de deflexión. Oilfield Glossary de Schlumberger (2020),
Rumbo: el azimut de la intersección de un plano, tal como una capa inclinada,
con una superficie horizontal. Mendoza (2015).
Inclinación: la desviación respecto de la vertical, sin importar la dirección
magnética, expresada en grados. La inclinación se mide inicialmente con un
mecanismo de péndulo y se confirma con acelerómetros MWD o giroscopios.
Para la mayoría de los pozos verticales, la inclinación es la única medición de
la trayectoria del pozo. En el caso de los pozos desviados en forma intencional,
o los pozos cercanos a límites legales, en general también se mide la
información direccional. Oilfield Glossary de Schlumberger (2020),
Giro: movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo
para realizar cambio de dirección u orientación. Mendoza (2015).
Coordenadas de una localización o de un punto del hoyo: son sus
distancias en la dirección N-S y E-O a un punto dado. Este es un punto cero
adaptado geográficamente. Mendoza (2015).
Orientación: ángulo fuera del norte o sur (hacia el este u oeste) en la escala
de 90º de los cuatro cuadrantes. Oilfield Glossary de Schlumberger (2020),
Profundidad Vertical Verdadera (TVD): es la distancia vertical de cualquier
punto dado del hoyo al piso de la cabria. Oilfield Glossary de Schlumberger
(2020),

Construcción Direccional: la posición o la dirección de la trayectoria de un
pozo direccional se proporciona en una medida de “Rumbo o Azimut”. Se
puede definir el rumbo magnético de un objeto como el ángulo que forma con
la dirección Norte-Sur magnética (este ángulo se mide a partir de dicha
dirección). Mendoza (2015).
Profundidad Medida (MD): es la profundidad en el Pozo Direccional, que
se hace con la medición de la sarta (Tubería de Perforación), mide la longitud
del Hoyo. Mendoza (2015).
Objetivo: es el punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser
penetrada con el hoyo desviado. Mendoza (2015).
Métodos tangenciales: este método se basa en la suposición de que el pozo
mantiene la misma inclinación y el mismo rumbo entre dos estaciones. Este
método presenta imprecisiones en el cálculo, especialmente en pozos tipo
tangencial y tipo “S”, en los que indica un menor desplazamiento vertical
y mayor desplazamiento horizontal de lo que realmente hay en el hoyo.
Mendoza (2015).
Ángulo promedio: se basa en una suposición de que el recinto del pozo
es paralelo al promedio sencillo de los ángulos de inclinación y dirección
entre dos estaciones. Este método es mucho más difícil de justificar
teóricamente, sin embargo, lo suficientemente sencillo para usarlo en el
campo. Mendoza (2015).
Radio de curvatura: este método se basa en la suposición de que el recinto
del pozo es un arco parejo y esférico entre estaciones o puntos de estudio.
Este método es muy preciso, sin embargo, no es fácil su aplicación el campo
porque requiere el uso de una calculadora o computadora programable.
Mendoza (2015).
Curvatura mínima: es el método que probablemente estima en una forma
más confiable el comportamiento de la direccional en cualquier tipo de pozo,
y se basa en la suposición de que el pozo es un arco esférico con un mínimo
de curvatura, por lo que existe un máximo radio de curvatura entre dos puntos

o estaciones. Aunque este método también comprende muchos cálculos
complejos que requieren computadora programable, es el de mejor
justificación teórica y por consiguiente el más aplicable a casi cualquier pozo.
Mendoza (2015).
Corrección por declinación magnética: antes de hacer los cálculos es
necesario corregir el ángulo de dirección a la dirección real, ya que todos los
instrumentos de estudios magnéticos están diseñados para apuntar hacia el
norte magnético, al tiempo que los planos direccionales se grafican con
relación al norte real. El grado de corrección necesaria varía de sitio en sitio.
Las variaciones se indican en gran número de gráficos que se denominan
“isogónicos”. Calculados para diferentes localizaciones geográfica. Esto es
motivado a que los polos magnéticos de la tierra mantienen un campo de
magnetismo que puede ir variando con el tiempo, por lo que es necesario
realizar estudios de magnetismo frecuentemente en aquellos lugares donde
la precisión debe ser lo más exacta posible. Mendoza (2015).
Interferencia magnética: interferencia magnética producida por las
estructuras cercanas, tales como los equipos de perforación metálicos y los
pozos. La permeabilidad magnética y la magnetización remanente de la sarta
de perforación contribuyen a las perturbaciones del campo magnético medido.
Los operadores pueden utilizar portamechas (lastrabarrenas), no magnéticos
para reducir estos efectos, junto con técnicas de software para compensarlos.
Oilfield Glossary de Schlumberger (2020).
Pata de perro: cualquier cambio de ángulo severo entre el rumbo verdadero
o la inclinación de dos secciones del hoyo. Oilfield Glossary de Schlumberger
(2020).
Punto de Arranque o Desvío: es el punto de desviación de pozo a una
dirección específica, una inclinación dada a una tasa de construcción
determinada. La selección del punto de desviación se realiza considerando:
La trayectoria geométrica del pozo. Las características geológicas de la
formación. La tasa de construcción no es más que el incremento de la

inclinación del pozo medida en un intervalo de 30 m. Oilfield Glossary de
Schlumberger (2020).
Tipos de pozos direccionales. Tipo de trayectorias.
Los pozos direccionales pueden clasificarse de acuerdo a la forma que
toma el ángulo de inclinación en:
Tipo Tangencial.
En Forma de S:
− Tipo “S”.
− Tipo “S” Especial.
Inclinados o de Alto Ángulo.
Horizontales.
Reentradas:
− Verticales.
− Direccionales.
Multilaterales.
Tipo Tangencial:
La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente
somera, manteniéndose prácticamente constante hasta alcanzar la
profundidad final. Se aplica especialmente en aquellos pozos que permiten
explotar arenas de poca profundidad donde el ángulo de desviación es
pequeño y no se necesita un revestidor intermedio. También, puede usarse
para hoyos más profundos que requieran un desplazamiento lateral
grande. En estos hoyos profundos, la sarta del revestidor intermedio se coloca
a través de la sección curva hasta la profundidad requerida.
El ángulo inicial y la dirección se mantienen entonces debajo de la tubería
de revestimiento hasta la profundidad total. Las aplicaciones prácticas

respecto a otros tipos de hoyos direccionales se sustentan en puntos de
arranques (KOP) a profundidades someras, ángulo de inclinación moderado
y configuración de curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo. (Ver figura 13).
Estas características disminuyen potencialmente el riesgo de pega de
tuberías. La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente
llana y esta desviación se mantiene constante hasta el objetivo. Este tipo de
pozo presenta muchas ventajas tales como:
−Configuración de la curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo.
−Ángulo de inclinación moderado.
−Generalmente puntos de arranques someros.
−Menor riesgo de pega.
Figura 13. Tipo Tangencial. Tomado de: Mendoza (2015).
En Forma de “S”:
En este tipo de pozo la trayectoria está configurada por una zona de
incremento de ángulo, otra tangencial y una de disminución de ángulo. Estos
tipos de pozos pueden ser de dos formas:
Tipo “S”: Este tipo de pozo direccional se caracteriza por presentar una
sección de aumento de ángulo, una sección tangencial y una de disminución

de ángulo hasta alcanzar la verticalidad. Se emplea en hoyos profundos en
áreas en las cuales las dificultades con gas, flujo de agua, etc., exigen la
colocación de una tubería de revestimiento intermedia. (Ver figura 14).
Figura 14. Tipo S. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G Consultores (2019).
“S” Especial:
Constituido por una sección de aumento de ángulo, una sección
tangencial intermedia, una sección de caída de ángulo diferente a cero
grados (0º) y una sección de mantenimiento de ángulo al objetivo. Presentan
las mismas secciones que un pozo direccional tipo “S” a diferencia que en

la sección de caída del ángulo no se alcanza la verticalidad y se perfora la
arena objetivo manteniendo cierto ángulo de desviación. (Ver figura 15).
Figura 15. Tipo S especial. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Inclinados o de Alto Ángulo:
Son pozos iniciados desde superficie con un ángulo de desviación
predeterminado constante, para lo cual se utilizan taladros especiales
inclinados. Los Taladros Inclinados son equipos cuya cabria puede moverse
de 90º de la horizontal hasta un máximo de 45º. Entre las características más
resaltantes del equipo se pueden mencionar: Una torre de perforación
inclinada para perforar desde pozos verticales hasta pozos de 45º de
desviación vertical. Brazo hidráulico para manejar tubulares que puede ser
accionado desde el piso de la torre de perforación, eliminando el trabajo del
encuellador de los taladros convencionales.
Un bloque viajero, provisto de un sistema giratorio diseñado para enroscar
y desenroscar la tubería, que se desliza a través de un sistema de rieles
instalado en la estructura de torre. Sistema hidráulico especial para darle el

torque apropiado a cada conexión de los tubulares.
Los equipos auxiliares del taladro permanecen fijos durante la perforación, lo
que incrementa la vida útil de los mismos, por disminución el deterioro al que
son sometidos durante la mudanza entre pozo y pozo.
Capacidad de movilización mediante un sistema de orugas, lo cual reduce los
tiempo de mudanza.
Horizontales:
Son pozos perforados horizontalmente o paralelos a los planos de
estratificación de un yacimiento con la finalidad de tener mayor área de
producción. También se denominan pozos horizontales aquellos con un ángulo
de inclinación no menor de 86º respecto a la vertical. La longitud de la sección
horizontal depende de la extensión del yacimiento y del área a drenar en el
mismo. Según el radio de curvatura, existen cuatro tipos de pozos horizontales
básicos, cada uno de los cuales poseen una técnica que va en función directa
con la tasa de incremento de ángulo y del desplazamiento horizontal.
Adicionalmente, se requiere un ensamblaje especial de la sarta de perforación
para poder obtener los grados de inclinación máximo hasta el objetivo. (Ver
figura 16).
Figura 16. Pozo Horizontal. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Reentradas o “Reentries”:
Son pozos perforados desde pozos ya existentes, pudiéndose reperforar
un nuevo hoyo utilizando parte de un pozo perforado previamente. Esta nueva
sección puede ser reperforada con una sección vertical o direccional.
Multilaterales:
Consisten básicamente en un hoyo primario y uno o más hoyos
secundarios que parten del hoyo primario, cuyo objetivo principal es reducir el
número de pozos que se perforan, además de optimizar la producción de las
reservas. (Ver figura 17). Según la geometría del yacimiento se pueden
construir distintas configuraciones de pozos multilaterales para lograr drenar
los yacimientos de manera más eficiente, entre se tienen:
Figura 17. Pozo Horizontal. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Hoyos de Diámetro Reducido o “Slim Hole”:
Son pozos que se perforan con propósitos de hacer el trabajo
economizando recursos y obteniendo más provecho, utilizando mecha de 7” o
menos. La utilización de este método es muy efectiva en exploración y/o
captura de información sobre los yacimientos.
Pozos de Alcance Extendido
Una sección de construcción – Incrementa la Inc. Una sección Tangencial
hasta el objetivo Para ser un pozo de largo alcance el desplazamiento
Horizontal debe de ser mayor a los 16400 ft (5000 m) So pozos someros para
evitar problemas de control de Presión, colapso de pozos y deben ser
formaciones blandas. (Ver figura 18).
Figura 18. Pozo de Alcance Extendido. Tomado de: Curso de Perforación Direccional
P&G Consultores (2019).

Pozo Vertical
No posee desviación de la vertical. Han sido utilizados desde inicios de la
Perforación Petrolera. (Ver figura 19).
Figura 19. Pozo Vertical. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G Consultores
(2019).
− Perforación Horizontal Vs. Perforación Vertical:
El pozo vertical atraviesa todo el espesor de la formación, mientras que en
el horizontal la mecha penetra por el centro del espesor de la formación hasta
la longitud que sea mecánicamente aconsejable. El ángulo de penetración del
hoyo horizontal en la formación tiene que ver con la facilidad de meter y sacar
la sarta de perforación del hoyo. A medida que la longitud del hoyo horizontal
se prolonga, la longitud y el peso de la sarta que descansa sobre la parte
inferior del hoyo son mayores.
Esto crea más roce, más fricción, más esfuerzo de torsión y más esfuerzo
de arrastre al extraer la sarta de perforación. Condiciones similares de

esfuerzos se presentan durante la inserción y cementación del revestidor de
terminación y durante la toma de registros o perfiles corrientes o integrantes
de la sarta de perforación. En el hoyo vertical, el desplazamiento del flujo del
gas y/o petróleo del yacimiento hacia el pozo es radial.
Ventajas:
· Mejora la eficiencia de barrido.
· Incrementa la productividad del yacimiento y mejora el recobro final del
mismo, debido a que se incrementa el área de contacto entre el yacimiento y
el pozo.
· Reduce la conificación y/o adedamiento de los fluidos viscosos.
Desventajas:
· Altos costos de perforación, debido a que se incrementa el tiempo y el riesgo
de problemas operacionales.
· Las opciones de recompletaciones son limitadas especialmente cuando se
trata de alto corte de agua y/o alta relación gas/petróleo.
Criterios para la selección del tipo de trayectoria
El cuidadoso planeamiento de un proyecto direccional previo al comienzo
de las operaciones es probablemente el factor más importante de un proyecto.
Cada pozo direccional es único en el sentido de que este tiene objetivos
específicos. Perforar un pozo direccional básicamente envuelve perforar un
pozo desde un punto en el espacio (locación de superficie) a otro punto en el
espacio (el objetivo) de tal manera que el pozo pueda ser usado para los
propósitos propuestos. Para poder hacer esto tenemos primero que definir las
locaciones en superficie y del objetivo.

Locación. - Lo primero que debemos hacer es definir el sistema local de
coordenadas originado en el punto de referencia de la estructura. En muchos
pozos en tierra, este punto puede ser la locación de superficie. La localización
del objetivo es entonces llevada a este sistema local de coordenadas, si es
necesario.
Tamaño del Objetivo. - Durante la fase de perforación de un pozo direccional,
la trayectoria del pozo en relación al objetivo es constantemente monitoreada.
La tecnología disponible hoy nos permite perforar pozos precisos. El costo de
perforación del pozo depende enormemente de la precisión requerida y los
límites aceptables del objetivo deben ser bien definidos antes de comenzar el
pozo.
Costo Vs. Precisión. - Este es el punto clave. En muchos casos las
compañías operadoras adoptan un tamaño arbitrario de tolerancia del objetivo
(radio de tolerancia), particularmente en pozos multilaterales. El tamaño del
radio del objetivo a menudo refleja un convenio, más que el requerimiento
geológico real del pozo.
Buena Comunicación. - Una buena comunicación con los departamentos de
Geología y Exploración antes de empezar el pozo puede ayudar a prevenir
toda clase de errores. Esto es particularmente cierto cuando se contempla
hacer una carrera de corrección en el pozo. EL primer paso de cualquier plan
para corregir el azimut de un pozo siempre se debe consultar con el
departamento de geología.
Perfil del Pozo. - Conociendo la posición de la locación en superficie y
determinando la localización del objetivo, expresada en TVD y coordenadas
rectangulares, es posible determinar la mejor geometría del perfil del pozo
desde superficie hasta el fondo del pozo. La planificación de un pozo
direccional requiere de la siguiente información:
1. Coordenadas de superficie y del objetivo (UTM, Lambert o Geográfica).
2. Tamaño y forma del objetivo (s).
3. Coordenadas de Referencia local (para pozos multilaterales).

4.Inclinación requerida del pozo cuando se entre al horizonte del objetivo.
5. Litología pronosticada (incluye tipos de formación, profundidad vertical
verdadera del tope de las formaciones, dirección de buzamiento de la
formación).
6. Barrenas propuestas y datos del ensamblaje de fondo (BHA) a utilizar.
7. Programa de revestidores y tipos de fluidos de perforación.
8. Detalles de todos los problemas potenciales que pueden afectar la
planificación del pozo direccional o los requerimientos de los levantamientos.
9. Un listado de registros de levantamientos de todos los pozos cercanos que
pueden causar un riesgo de colisión.
La capacidad de control de trayectoria del pozo no basta para garantizar
la construcción de un pozo perfecto, ya que, para que la perforación direccional
resulte exitosa es necesario realizar una cuidadosa planificación. Para
optimizar los planes de los pozos, los geólogos, los geofísicos y los ingenieros
deben trabajar en forma conjunta desde un primer momento, en lugar de
hacerlo en forma secuencial utilizando una base de conocimientos incompleta.
Una vez determinada una ubicación en la superficie y un objetivo deseado
en el subsuelo, el planificador direccional debe evaluar los costos, la exactitud
requerida y los factores técnicos y geológicos para determinar el perfil
apropiado del hueco (oblicuo, en forma de S, horizontal o quizás tenga una
forma más exótica). De igual manera, la perforación dentro de otro hueco,
fenómeno el cual se ha denominado colisión, es totalmente inaceptable, por lo
cual se utiliza comúnmente un programa anticolisión con el fin de planificar una
trayectoria segura.
Por otro lado, la perforación direccional en los modos de deslizamiento y
de rotación por lo general da como resultado una trayectoria más irregular y
más larga que la planificada (trayectoria roja). Las patas de perro pueden
afectar la posibilidad de colocar el revestidor hasta la profundidad total. El uso
de un sistema rotativo direccional elimina el modo de deslizamiento y produce
un hoyo más suave (trayectoria negra).

Por otra parte, es importante seleccionar el sistema rotativo apropiado
para el trabajo que debe ser capaz de alcanzar el incremento angular deseado.
En ciertas situaciones la comunicación en tiempo real y la posibilidad de
evaluar la formación resultan críticas para lograr resultados exitosos. El
sistema rotativo direccional está ligado al sistema MWD y al conjunto de
sistemas de perfilaje durante la perforación LWD, PWD dentro de la
herramienta. Hay tres parámetros específicos que deben ser tomados en
cuenta cuando se planea la trayectoria de un pozo direccional:
1. Punto de Arranque (KOP- KICK OOF POINT). El punto de arranque está
a lo largo de la profundidad del pozo medido en la cual se inicia un cambio en
la inclinación del pozo y el mismo es orientado a una dirección en particular
(en términos de Norte-Sur; Este y Oeste). En general, los objetivos más
distantes tienen un KOP menos profundo lo que reduce la inclinación de la
sección tangente del pozo.
Generalmente es más fácil tener el KOP en formaciones superficiales que
en formaciones más profundas. El KOP debe empezar en formaciones que
sean estables y no en aquellas que causan problemas, como en arcillas no
consolidadas. Del mismo modo, es más fácil tener el KOP en formaciones
superficiales que en formaciones más profundas. El KOP debe empezar en
formaciones que sean estables y no en aquellas que causan problemas, como
en arcillas no consolidadas
2. Régimen de Construcción (BUR – Build-Up Rate) y Régimen de Caída
(Drop-Off Rate - DOR).- El régimen de construcción y de caída (expresado en
grados de inclinación) son los regímenes en los cuales el pozo es desviado de
la vertical (usualmente medido en grados por cada 100 pies perforados
(º/30m). Los regímenes son elegidos bajo la base de la experiencia de
perforación en la locación y las herramientas disponibles, pero regímenes
entre 1 a 3 grados por cada 100 pies (30 m) perforados son los más comunes
usados en pozos convencionales. Valores de régimen de construcción

mayores a 3º/100 pie (30 m) a veces son denominados “Patas de Perro – Dog
Legs”.
3. Ángulo de la Tangente o Inclinación (Tangent Angle – Drift). - El ángulo
de la tangente es la inclinación (en grados desde la vertical) de una larga
sección recta del pozo después de la sección de construcción del pozo. Esta
sección del pozo es denominada “Sección Tangente” porque forma una
tangente del arco formado a través de la sección de construcción del pozo. El
ángulo de la tangente generalmente esta entre 10 a 60 grados.
Herramientas Direccionales
Existe una gran variedad de herramientas que son útiles y necesarias para
ejecutar un proyecto de perforación direccional. Se clasifican en la siguiente
forma:
Herramientas deflectoras.
Son aquellas que dirigen el hoyo hacia una dirección predeterminada.
Entre estas se encuentran las siguientes:
Mechas
La fuerza hidráulica generada erosiona una cavidad en la formación, lo
que permite a la mecha dirigirse en esa dirección. Su perforación se realiza de
forma alternada, es decir, primero se erosiona la formación y luego se continúa
con la perforación rotatoria. Par lograr el efecto de erosión con la mecha, se
utilizan varias técnicas, como utilizar uno o dos chorros de mayor diámetro que
el tercero o dos chorros ciegos y uno abierto, por donde el cual sale el fluido
de perforación a altas velocidades este efecto se le denomina “yeteo” (jeting).

Solo aplica para mechas tricónicas y bicónicas con un chorro sobresaliente.
Actualmente es una técnica que está en desuso. (Ver figuras 20 y 21).
Figura 20. Acción de Jeteo. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Figura 21. Mecha. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G Consultores
(2019).

Cucharas deflectoras
Se conocen comercialmente con el nombre de “WHIPSTOCK”.
Básicamente son herramientas con cuerpo de acero, cuya forma asemeja una
cuchara punteada y que es asentada dentro del pozo con el objeto de desviar
el hoyo de su trayectoria original. La cuchara puede ser orientada en una
dirección específica, si esto es requerido. Existen tres diseños de cucharas
deflectoras. (Ver figuras 22).
Figura 22. Cuchara Deflectora. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Cuchara recuperable
Consiste en una cuña larga invertida de acero, que tiene en su extremo
inferior un canal cóncavo punteado, el cual sostiene y guía la sarta de
perforación. En el extremo inferior esta provista de una punta de cincel que

evita el giro de la herramienta, y en la parte superior de un cuello por el cual
se extrae la herramienta fuera del hoyo.
Cuchara de circulación
La instalación y utilización de este diseño son iguales al de la cuchara
recuperable, con la diferencia de poseer un orificio situado en el fondo de la
cuchara, el cual permite circular fluido de perforación para desalojar los ripios
o en caso de que existan problemas de llenado del hoyo.
Cuchara permanente
Para este diseño, la cuchara deflectora queda permanente en el pozo, la
cual es anclada en la parte inferior del revestidor mediante un sistema de
cuñas. Una vez fijada la cuchara dentro del revestidor, esta sirve de soporte
para un ensamblaje con fresas, las cuales abren y calibran una ventana en el
revestidor, y para el ensamblaje de perforación que desvía el hoyo.
Dependiendo de la tecnología utilizada, se requerirán de uno a tres viajes de
tuberías, para completar el proceso de desviación. (Ver figuras 23).
Figura 23. Desviación de Pozo con Cuchara Deflectora. Tomado de: Curso de
Perforación Direccional P&G Consultores (2019).

Motor de fondo
Es una herramienta en la cual al circular en su interior el fluido de perforación
proporciona rotación a la mecha independientemente de la sarta de
perforación. (Ver figura 24). Se pueden conseguir los siguientes tipos:
Figura 24. Motores de Fondo. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Turbina
Esta formadas por diferentes números de etapas. Se utiliza
principalmente para formaciones de alta dureza y para incrementar las
revoluciones en la mecha a fin de aumentar la tasa de perforación. (Ver figura
25).
Figura 25. Turbina de Perforación. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Motor de desplazamiento positivo (MDP) Su aplicación está basada en el
principio de bombeo inverso establecido por Rene Moineau, en el cual la
circulación del fluido de perforación es utilizada para hacer rotar la mecha,
independientemente de la rotación de la sarta de perforación. El principio de
Moineau sostiene que un rotor helicoidal con uno o más lóbulos rotaran cuando
es colocado excéntricamente dentro de un estator que tenga un lóbulo
adicional al rotor. Sus velocidades de diseño oscilan entre 100 a 300 rpm.
El MDP, está conformado por:
Sección de potencia
La constituyen el rotor y el estator, los cuales tienen lóbulos helicoidales
que se engranan para formar cavidades helicoidales selladas. Al circular el
fluido de perforación a través de estas cavidades obliga al rotor a girar. El
estator el cual siempre tiene un lóbulo más que el rotor, este moldeado con
goma, dentro de la carcasa del motor.
Sección de Transmisión
Es una junta flexible o articulada encargada de transmitir el torque
rotacional al eje conductor, eliminando el movimiento excéntrico de la sección
de potencia. La articulación permite a ajustarle al motor una curvatura que
oscila de 0° a 3°.
Sección de rodamientos
El eje conductor está recubierto por un sistema rodamientos sellados y
lubricados, que permiten soportar los cambios de velocidad y torque, sin alterar
la transmisión de las cargas axiales (PSM) y las cargas laterales de la sarta a
la mecha. Los MDP, tienen muchas ventajas en comparación con el resto de

las herramientas deflectoras ya que la construcción de la curva se realiza
desde el mismo punto de inicio del desvío, lo cual reduce los tiempos por viajes
adicionales. Tanto la tasa de construcción como la orientación del hoyo son
más precisos, por lo que se puede obtener un control directo sobre la severidad
obtenida durante la perforación, contribuyendo a un mejor control de la
trayectoria del hoyo durante la construcción de la curva.
SISTEMA GEO NAVEGACIÓN ROTATORIA (RSS).
Un sistema rotativo orientable es una nueva forma de tecnología de
perforación utilizado en la perforación direccional. Se emplea el uso de
equipos especializados de fondo de pozo para remplazar a las herramientas
convencionales de dirección. Generalmente programados por el ingeniero
MWD o perforador direccional que trasmite comandos utilizando equipos de
superficie (normalmente utilizando las fluctuaciones de presión en la columna
del lodo). En otras palabras, una herramienta diseñada para perforar
direccionalmente con rotación continúa desde la superficie, eliminando la
necesidad de deslizar un motor direccional.
El sistema RSS representa un enfoque completamente nuevo de la
perforación de pozos petroleros, proporcionando velocidades de perforación
sin precedentes y hasta un 20% de reducción en tiempos no productivos
(NPT o Non-productive times). El RSS dirige con precisión el pozo al rotar el
ángulo de perforación mientras que la tasa de construcción y dirección de la
herramienta puede ser ajustada cuando se perfora, haciendo que el sistema
sea virtualmente invisible a la operación de perforación.
Esta tecnología está completamente integrada con sistemas LWD de
administración de información de equipo para proporcionar un paquete
completo de perforación y evaluación de la formación en tiempo real. Los
sistemas RSS minimizan los comportamientos no constructivos de las
mechas que son ocasionados por mechas de corte lateral de calibre corto.

Además ayuda a incrementar la profundidad diaria perforada, elimina la
forma de espiral del hoyo y mejora el control direccional, permitiendo una
dirección más precisa del pozo mientras aumenta la eficiencia y la velocidad
debido a la limpieza mejorada del hoyo, corridas de revestimiento más
fáciles, menos viajes cortos y reducción del tiempo requerido para perforar
un pozo. Resumiendo, el servicio RSS es una tecnología de rotación dirigida
que logra una perforación más rápida, sin deslizamiento (sliding), un
verdadero control sobre la marcha, una mayor capacidad direccional y
grandes ahorros en tiempo de equipo. (Ver figura 26).
Figura 26. Sistema RSS. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G Consultores
(2019).
Herramientas de medición
Cuando se perfora un pozo direccional es necesario contar con las
herramientas que determinan con exactitud las medidas de inclinación y
dirección que se están obteniendo en el fondo del pozo. Esta información es
vital para poder llevar un control preciso de la trayectoria del pozo.
Totco

Se basa en el principio del péndulo y solo indica el grado de inclinación del
pozo. Consta de tres partes: un péndulo, un disco y un mecanismo de tiempo
(reloj). Su utilización está en desuso, por el desarrollo de herramientas de
nueva tecnología.
Single Shot
Proporciona la información de una medida sencilla de inclinación y
dirección del pozo. Se corren en hoyos desnudos, a través de la sarta de
perforación, al cual debe instalársele una barra no magnética (monel), para
que su lectura no sea afectada por el magnetismo natural de la tierra, y por la
influencia magnética del acero del mismo ensamblaje, o un revestimiento
cercano. Consta de tres partes: un cronometro o censor de movimiento, una
cámara y un indicador de ángulo.
Multi Shot
Proporciona la misma información que un single shot, pero como su
nombre lo indica, provee múltiples medidas en diferentes de inclinación y
dirección de los pozos a distintas profundidades. Por lo general, el intervalo de
tiempo para realizar cada medida es de 20 segundos. Se utiliza igualmente
para hoyos desnudo, por lo que al igual que el single shot, requiere de la
presencia de un monel.
Mediciones durante la perforación (MWD)
Es una herramienta electromecánica, de alta tecnología, posicionada en
el ensamblaje de fondo, que realiza mediciones del hoyo, cerca de la mecha
de perforación y son transmitidas a la superficie sin interrumpir las operaciones
normales de perforación, es decir, en tiempo real. Todos los sistemas MWD,

están compuestos típicamente por tres componentes principales: sistema de
potencia, sensor direccional y sistema de telemetría. Medición mientras se
perfora, esta herramienta dotada de un complejo sistema de telemetría permite
continuamente conocer el lugar exacto de la trayectoria del pozo en cuanto a
su inclinación y dirección, lo hace mediante él envió de señales utilizando
para ello pulsos a través del fluido de perforación. Es sensible a ruidos o
vibraciones, para lo cual es necesario un acoplamiento previo a los equipos
de superficie, su colocación va dentro o encima los no magnetic dril collars o
Monel y se lo hace junto con el resto del BHA. Algunas de sus ventajas
principales son:
 Mejora el control y determinación de la posición de la mecha.
 Reduce el tiempo de registros o surveys
 Reduce el riesgo de atascamiento por presión diferencial.
 Corrección anticipada de la trayectoria del pozo y reducción de
las posibles patas de perros.
 Reduce considerablemente el número de correcciones con motores
de fondo en los pozos.
LWD (Logging While Drilling).
Esta herramienta revela la naturaleza de las formaciones de la roca
perforada e identifica la ubicación probable de los hidrocarburos. La
resistividad de la formación en tiempo real, la información sobre la litología y
la porosidad adquirida durante la perforación permite a los geólogos evaluar
y visualizar la formación alrededor del pozo, así mismo detectar y cuantificar
las zonas potenciales cuando estas son interceptadas y al contar con
diferentes profundidades de investigación aseguran la detección de invasión
de lodo, indican zonas permeables y contacto agua-petróleo. En resumen,
todas estas características ayudan a determinar la profundidad de
asentamiento de las tuberías de revestimiento.

Existen diferentes herramientas LWD con las cuales se obtiene registros
como: rayos gamma, densidad de la formación, sónico de porosidad y otros
dependiendo de las necesidades que se tengan. Esta visión más clara del
pozo y su posición dentro del reservorio le brinda al ingeniero una fuente de
información que mejora la toma de decisiones a medida que la perforación
progresa, reduciendo el riesgo en áreas que son geológicamente complejas
o bien no son muy conocidas.
Herramientas Auxiliares
Son herramientas que forman parte del ensamblaje de fondo. Su
utilización y posición, dependen del efecto que se desee lograr durante la
construcción de la trayectoria del pozo.
Estabilizadores
Contribuyen a tener un mejor control de la sarta de perforación sobre el
hoyo que sé este desviando. Su ubicación en la sarta de perforación depende
del efecto que se quiera obtener en la trayectoria del pozo, ya sea, controlar o
modificar el ángulo de inclinación del pozo. Aunque existen varios tipos de
estabilizadores, los más utilizados son: Tipo Camisa. Es aquel en que solo se
requiere cambiar la camisa, en caso de necesitar un estabilizador de diferente
diámetro, o cuando exista desgaste en algunas de las aletas. Tipo Integral. Es
aquel que se tiene que cambiar completamente, cada vez que se requiera un
estabilizador de diferente diámetro.
Barra o Portamecha (DRILL COLLAR)
Proporciona el peso requerido sobre la mecha. Es el componente más
rígido en un ensamblaje de fondo. En pozos direccionales pueden utilizarse

varias barras con estabilizadores en ciertos puntos, incluso, directamente
encima de la mecha, dependiendo del tipo de pozo u su trayectoria. Los más
utilizados para la perforación direccional es el tipo espiral, ya que favorecen la
circulación del fluido de perforación. El monel es un Portamecha no magnético
de acero inoxidable, cuya función es la de eliminar el efecto de la influencia
magnética en las lecturas de un registro direccional. El magnetismo varía de
un país a otro, dependiendo de su ubicación con respecto a los polos. (Ver
figura 27).
Figura 27. Portamecha. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G Consultores
(2019).
Monel
Es una herramienta que corrige los efectos del campo magnético de la
tierra y el material metálico de la sarta de perforación en la obtención de los
datos tanto del MWD y el LWD. Está hecho de una aleación que permite
despreciar la interferencia magnética y así la herramienta MWD pueda brindar
datos confiables de azimut de inclinación
Martillo
Es una herramienta que se coloca en la sarta de perforación para ser
utilizada únicamente, en caso de que exista una pega tubería en el hoyo.

Pueden ser mecánicos, hidráulicos e hidromecánicos. Cuando es accionado,
proporciona a la sarta, una a fuerza de impacto hacia arriba o abajo.
Tubería pesada o de transición (HEAVY WEIGHT DRILL PIPE)
Es simplemente una barra (o Portamecha) de menor tamaño que tiene en
los extremos, juntas de conexión para tubería de perforación. Debido a su
menor tamaño ofrece un menor contacto con las paredes del hoyo, la tubería
Heavy Weigth ofrece mayor estabilidad, lo cual permite al operador direccional
tener un mejor control del ángulo y dirección del pozo.
La experiencia de campo indica que entre las barras y la tubería de
perforación se deben instalar no menos de 12 a 15 tubos heavy weight. En
pozos direccionales suelen usarse hasta 30 tubos o más. Las excesivas fallas
en las conexiones y en los Portamecha se deben a que estos se doblan,
mientras giran a través de los cambios de ángulo, lo cual produce torsión de
rotación, posibilidad de atascamiento, arrastre y fricción; afectando el control
direccional del pozo. La tubería heavy weight generalmente dobla en la
sección del tubo, reduciendo la posibilidad de que las juntas de conexión fallen
por fatiga, mientras giran bajo estas condiciones. (Ver figura 28).
Figura 28. Tubería de Transición. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Bent sub
Es un sustituto que esta desviado de su eje axial, por grados específicos,
para que proporcione una tasa determinada de construcción por cada 100 pies
perforados. Era utilizado antes de la introducción de los motores de fondo al
mercado. Su mayor limitación era que solo podían construir a una sola tasa de
construcción para cada ángulo de desviación (con respecto al eje axial) que
presentara la herramienta, adicionalmente, a que no podía ser rotado.
Motores de fondo y turbinas Equipos. Características generales.
Perforación con motor de fondo. Tecnologías aplicadas a la perforación
con motor de fondo.
Motores de Fondo para Perforación Direccional
Los motores de fondo constituyen el último desarrollo en herramientas
desviadoras. Son operados hidráulicamente por medio del lodo de perforación
bombeado desde la superficie a través de la tubería de perforación. Pueden
utilizarse para perforar tanto pozos verticales como direccionales. Entre las
principales ventajas proporcionadas por el empleo de los motores de fondo
podemos mencionar las siguientes:
1. Proporcionan un mejor control de la desviación.
2. Posibilidad de desviar en cualquier punto de la trayectoria de un pozo.
3. Ayudan a reducir la fatiga de la tubería de perforación.
4. Pueden proporcionar mayor velocidad de rotación en la barrena.
5. Generan arcos de curvatura suaves durante la perforación.
6. Se pueden obtener mejores ritmos de penetración.
Analizando las ventajas anteriores podemos concluir que el uso de
motores de fondo, reduce los riesgos de pescados, hacer óptima la perforación
y en consecuencia disminuye los costos totales de perforación. Cabe aclarar

que el motor de fondo no realiza la desviación por sí solo, requiere del empleo
de un codo desviador (bent sub). El ángulo del codo es el que determina la
severidad en el cambio del ángulo. (Ver figura 29).
Figura 29. Arreglo de un motor dirigible. Tomado de: Curso de Perforación Direccional
P&G Consultores (2019).
Los motores de fondo pueden trabajar (en la mayoría de los casos) con
cualquier tipo de fluido de perforación (base agua o aceite), lodos con aditivos
e incluso con materiales obturantes. Además, aunque los fluidos con alto
contenido de sólidos reducen en forma significativa la vida de la herramienta.
El contenido de gas o aire en el fluido pueden provocar daños por cavitación
en el hule del estator.
El tipo y diámetro del motor a utilizar depende de los siguientes factores:
1. Diámetro del agujero.
2. Programa hidráulico.
3. Ángulo del agujero al comenzar la operación de desviación.

4. Accesorios (estabilizadores, lastrabarrenas, codos, etc.).
La vida útil del motor depende en gran medida de las siguientes
condiciones:
1. Tipo de fluido.
2. Altas temperaturas.
3. Caídas de presión del motor.
4. Peso sobre la barrena.
5. Tipo de formación.
Figura 30. Sección transversal de un motor de fondo. Tomado de: Curso de
Perforación Direccional P&G Consultores (2019
Los motores de fondo pueden ser de turbina o helicoidales. En la Figura
29, se muestra un diagrama de un motor dirigible, el cual es la herramienta

más utilizada para perforar pozos direccionales y se caracteriza por tener la
versatilidad de poder perforar tanto en el modo rotatorio, como deslizando.
Estos aparejos evitan la necesidad que se tenía en el pasado de realizar viajes
con la tubería para cambiar los aparejos de fondo. En la Figura 30, se muestra
una sección transversal de un motor de fondo. Ambos motores pueden
dividirse en los siguientes componentes: conjunto de válvula de descarga o de
paso, conjunto de etapas (rotor-estator, hélices parciales), conjunto de
conexión, conjunto de cojinetes y flecha impulsora, unión sustituta de rotación
para barrena. (Ver figura 31).
El primer motor de fondo usado en los campos petroleros fue el Dinadrill
(Configuración lobular 1:2). Todos los motores de fondo constan básicamente
de los siguientes elementos:
 Válvula de Descarga (Dump Valve Assembly).
 Sección de Poder o Potencia (Power Section)
 Sección Ajustable.
 Transmisión
 Sección de Rodamientos (Bearing Section)
 Sección Giratoria (Drive Shaft Assembly)
Figura 31. Componentes de un motor de fondo. Tomado de: Curso de Perforación
Direccional P&G Consultores (2019

Válvula de Descarga (Dump Valve Assembly)
Permite que el lodo llene el interior de la sarta de perforación durante los
viajes y la vacíe mientras realizamos alguna conexión o sacamos la tubería
fuera del pozo. Permite el paso de lodo hacia la sección de potencia. La válvula
opera a través de un resorte el cual presiona un pistón. El pistón de la válvula
es activado por presión diferencial (requiere aprox. 30% del flujo de lodo para
forzar el pistón abajo). La válvula evita el influjo del pozo por el interior de la
herramienta y permite que en los viajes la tubería salga seca. (Ver figura 32).
Figura 32. Válvula de Descarga. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Sección de Potencia (Rotor/Estator)
Los motores de desplazamiento positivo son una aplicación inversa de las
bombas de Moineau. El fluido es bombeado dentro de las cavidades
progresivas del motor. La fuerza del fluido causa el movimiento rotatorio de la

transmisión dentro del estator. La fuerza rotacional entonces es transmitida a
través de la transmisión al trepano. (Ver figura 33).
Figura 33. Sección de Potencia. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Stator
(Elastometro)
Rotor
Flujo del
Fluido
Dirección de
la Rotación
Universal
Joint

El rotor es un vástago de acero con chapa cromada en forma de hélice
espiral. El estator es una cavidad de acero hueca, donde se aloja una goma
compuesta de elastómero, la cual adopta una forma espiral durante su
fabricación. El rotor es elaborado con un perfil de “lóbulos” coincidente y similar
al armado helicoidal del estator.
LOBULOS
El estator siempre tiene un lóbulo más que el rotor. Una vez ensamblado el
rotor y el estator forman un sello continúo a lo largo de puntos coincidentes de
contacto. La rotación y el torque disponible en un PDM dependen del ángulo
de contacto y el número de lóbulos en el estator y el rotor. Las configuraciones
rotor/estator (o relación de lóbulos) actualmente en uso son: ½, ¾, 5/6, 7/8 o
9/10. Las configuraciones ½ desarrollan las mayores velocidades y solo están
disponibles para trépanos de PDC y diamante natural. A mayor cantidad de
lóbulos se tiene menores velocidades (<RPM) pero se aumenta el torque
desarrollado por el motor (> Torque). (Ver figura 33).
Figura 34. Relación Rotor Estador. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
1/2
5/6 7/8
3/42/3
9/10
1/2
5/65/6 7/87/8
3/43/42/32/3
9/109/10
ConfiguracionConfiguracion Rotor/Rotor/EstatorEstator ((RelaciRelacióónn dede LobulosLobulos))

La magnitud de la rotación producida es proporcional al volumen de lodos
bombeado a través del motor. El torque generado a través del PDM es
proporcional a la caída de presión a través del motor y es también una función
del peso sobre el trepano (WOB). Un incremento en el WOB creará más torque
y de la misma manera un incremento en la presión diferencial requerida a
través de la sección de poder.
Resumen
El Torque y las RPM están determinadas por la configuración
Rotor/estator. La potencia del motor está determinada por el número de
vueltas de la espiral (Etapas) y la relación de lóbulos Rotor/Estator. La
interferencia Rotor/Estator puede ser ajustada de acuerdo a las condiciones
del
Sección Ajustable (Bent Housing)
Permite graduar la curvatura del motor de fondo para cualquier aplicación
direccional deseada. (Ver figura 35).
Figura 35. Sección Ajustable. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Sección de Transmisión
Es colocado en la parte baja del rotor, dentro de la sección ajustable (bent
housing). Transmite la velocidad rotacional y el torque hacia la sección
giratoria y de este al trepano. Una junta universal convierte el movimiento
excéntrico del motor en un movimiento concéntrico dentro de la sección rotaria.
Algunos modelos de motores PDM son reforzados con goma sobre la junta
universal. Compensa la vibración causada por el movimiento excéntrico del
rotor y la excentricidad de la sección ajustable (bent housing). (Ver figura 36).
Figura 36. Sección de Transmisión. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Sección de Rodamientos (Bearing Section) y Sección Giratoria (Drive
Shaft Section)
La sección giratoria es un componente de acero construido rígidamente.
Se encuentra apoyado dentro de la sección de rodamientos (bearing section)
a través rodamientos que soportan esfuerzos radiales y axiales. La sección

de rodamientos (bearing section) transmite la potencia rotacional y el esfuerzo
de la perforación al trépano de perforación.
Sección de rodamientos (Bearing Section)
Permite la rotación de la barrena sin necesidad de rotación de la sarta.
Posee bolas que giran en pistas de carburo de tungsteno. Son sellados o
lubricados por lodo. Sobre la sección de baleros esta la Camisa Estabilizadora
que es intercambiable de acuerdo a la aplicación direccional requerida.
Soportan el peso axial cuando se perfora.
Figura 37. Sección de Rodamiento. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).

Motores Hidráulicos Tipo Turbina
El motor pozo abajo es la herramienta deflectora que más se usa
actualmente. Lo impulsa el lodo de perforación, que fluye por la sarta de
perforación. El motor genera la fuerza de torsión pozo abajo lo que elimina la
necesidad de dar rotación a la sarta. La primera variación del motor pozo
abajo, que se conoce por el nombre de turbo barrena o motor tipo turbina es
una recia unidad axial multietapa que ha demostrado ser muy eficiente y
confiable, especialmente en formaciones semiduras a duras.
Consta de una sección multietapa de rotor y estator, una sección de
cojinetes, un eje impulsor y un sub que hace girar la barrena. La primera etapa
se compone de rotor y estator de configuración idéntica. El estator es fijo y
ComparaciComparacióón entre un PDM 1:2 Vs.n entre un PDM 1:2 Vs. MultilobulosMultilobulos
PDM 1:2 PDM Multilóbulo
Altas Velocidades Bajas velocidades
Bajos Torques Altos torques
Bajos Caudales de Flujo Altos caudales de Flujo
Bajo WOB Altos WOB
Bajas presiones en el motor
Bajas presiones en el
trépano
Altas presiones en el motor
Altas presiones en el
trépano
Necesitan trépanos de alta
velocidad
Relativamente fácil de
orientar
Más difícil de orientar
Usado con junta ajustable
Usado con junta ajustable o
arreglo dirigible

desvía el flujo de lodo de perforación hacia el rotor, el cual va fijo en el eje
impulsor. Lo importante es transmitir la acción rotatoria para hacer girar la
barrena. La segunda variación del motor pozo abajo es el motor de
desplazamiento positivo o “helicoidal”.
Consta de un motor helicoidal de dos etapas, una válvula de descarga, un
conjunto de biela y otro de cojinetes y eje. El motor helicoidal tiene una cavidad
en espiral forrada de caucho (hule), provista de sección transversal elíptica
que aloja un rotor sinosoidal de acero. Por consiguiente, el flujo descendente
presurizado del lodo, entra entre la cavidad espiral y el rotor, el cual se
desplaza y gira. La rotación energiza el eje impulsor y el efecto es fuerza de
torsión que hace girar la barrena.
Ambos tipos de motores pozo abajo se pueden usar con conjunto
compuesto de barrena de calibre pleno, el motor pozo abajo, un sub curvo
corriente o hidráulico, un tubo lastrabarrenas antimagnético y el conjunto
corriente de perforación. El sub curvo se usa para impartir deflexión constante
al conjunto. Su rosca superior es concéntrica con el eje de su cuerpo, y su
rosca inferior es concéntrica con un eje inclinado de 1 a 3º con relación al eje
de la rosca superior.
Se ha desarrollado también un sub hidráulico curvo que se puede fijar en
posición para perforación vertical o soltar y reajustar para perforación
direccional. Por las razones arriba anotadas, los motores pozo abajo tienen
muchas ventajas sobre el guiasondas. Cuando la perforación a chorro se
vuelve impráctica, permiten perforar pozos de calibre pleno desde el punto
inicial de desviación a fin de eliminar viajes redondos innecesarios de la sarta.
La orientación es también más precisa, ya que los motores pozo abajo
producen una curva más suave y gradual en los tramos de incremento y
disminución de ángulo. Las correcciones, en caso de que se necesiten, se
hacen pozo abajo sin tener que sacar la sarta.
Finalmente, los motores eliminan la necesidad de tandas de rectificación
para eliminar puentes, patas de perros, etc. ya que con la herramienta se

puede circular y perforar hasta el fondo. En la Figura 38 se muestra un
esquemático de un motor hidráulico tipo turbina. En la Figura 39 se muestra
un esquemático del ensamblaje con motor de fondo.
Figura 38. Motores Hidráulico Tipo Turbina. Tomado de: Curso de Perforación
Direccional P&G Consultores (2019).
Figura 39. Ensamblaje típico de BHA con Motor de Fondo. Tomado de: Curso de
Perforación Direccional P&G Consultores (2019).

Turbina de Perforación: La turbina convierte la energía hidráulica
proveniente del lodo en energía mecánica rotativa para se entregada a la
mecha de perforación. La velocidad de rotación en fondo está entre las 600
rpm y 1500 rpm. La rotación del trépano es independiente de la rotación de
tubería- Las turbinas de perforación básicamente constan de dos partes como
se ilustra en la figura 40:
 Sección de Poder o Potencia.
 Sección de Rodamientos.
Figura 40. Parte de una Turbina. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Sección de Potencia
Esta sección provee la potencia a la turbina. Dependiendo del
requerimiento podemos tener configuraciones de 1 , 2 hasta 3 secciones de
Etapas blades
Estabilizador Intercambiable
*Seccion Rodamientos
Rodamientos PDC
Adjustable Bent Housing
*Seccion de Potencia
Estabilizador de seccion
Rodamientos
Etapas blades
Rodamientos PDC
Rodamientos
Etapas blades
Rodamientos PDC
Rodamientos

potencia por turbina. Se pueden contar con 70 a 150 piezas de alabes
(Rotor/Estator) por sección de potencia.
Sección de Rodamientos:
Soporta la fuerza axial que se transmite a través del eje, desde la sección
de potencia. (Ver figura 41).
Figura 41. Sección de Rodamiento. Tomado de: Curso de Perforación Direccional P&G
Consultores (2019).
Características de las Turbinas:
 Capaz de generar altas potencias.
 La herramienta presenta un perfecto balance con los esfuerzos radiales
 La potencia a generar no depende de elastómeros, o elementos de goma
(componentes metálicos).
 Las turbinas de perforación tienen una excelente resistencia al calor.
 La velocidad y le torque son manipulables desde Superficie.
Disco
Movil
Disco
Fijo
Disco
Movil
Espaciador Front
Bearing
Labyrinth
Rodamientos
Axiales
Eje
Flexible
Bent
Housing
Front Bearing
Stabiliser
Bit Box Stabilizador
ComponentesComponentes RodamientoRodamiento AxialAxial
Disco
Movil
Disco
Fijo
Disco
Movil
Espaciador Front
Bearing
Labyrinth
Rodamientos
Axiales
Eje
Flexible
Bent
Housing
Front Bearing
Stabiliser
Bit Box Stabilizador
ComponentesComponentes RodamientoRodamiento AxialAxial
SecciSeccióón de Rodamientosn de Rodamientos

Desventajas de las Turbinas:
 La turbina no tiene aplicación con trépanos tricónicas.
 Genera alta potencia a expensa del flujo de lodo, lo que da poca aplicación
en agujeros profundos.
 La fabricación y el desarrollo de turbinas que sean comercialmente viable y
confiable es difícil y costosa.
Ventajas en Pozos Desviados:
o Reduce el número de viajes por cambio en el arreglo de fondo de pozo
(BHA).
o Evita realizar viajes por cambios de junta ajustable (bent sub) o por fallas
en la herramienta.
o Es capaz de girar progresivamente a la izquierda usando una estabilización
convencional de turbina recta.
PDM’s Vs. TURBINAS
TurbinasTurbinas Motor PDMMotor PDM
Formaciones DurasFormaciones Duras Formaciones Blandas /Formaciones Blandas / SemiSemi
durasduras
Hoyos profundos / pequeHoyos profundos / pequeññosos Hoyos profundos/ pequeHoyos profundos/ pequeññosos
Alta potencia y velocidadAlta potencia y velocidad Alto torque y baja velocidadAlto torque y baja velocidad
Mechas impregnada / PDCMechas impregnada / PDC PDC / MechasPDC / Mechas TriconicasTriconicas
Bajo FlujoBajo Flujo Alto FlujoAlto Flujo
Altas TemperaturasAltas Temperaturas Bajas TemperaturasBajas Temperaturas
TurbinasTurbinas Motor PDMMotor PDM
Formaciones DurasFormaciones Duras Formaciones Blandas /Formaciones Blandas / SemiSemi
durasduras
Hoyos profundos / pequeHoyos profundos / pequeññosos Hoyos profundos/ pequeHoyos profundos/ pequeññosos
Alta potencia y velocidadAlta potencia y velocidad Alto torque y baja velocidadAlto torque y baja velocidad
Mechas impregnada / PDCMechas impregnada / PDC PDC / MechasPDC / Mechas TriconicasTriconicas
Bajo FlujoBajo Flujo Alto FlujoAlto Flujo
Altas TemperaturasAltas Temperaturas Bajas TemperaturasBajas Temperaturas
TurbinasTurbinasTurbinasTurbinas Motor PDMMotor PDMMotor PDMMotor PDM
Formaciones DurasFormaciones DurasFormaciones DurasFormaciones Duras Formaciones Blandas /Formaciones Blandas / SemiSemi
durasduras
Formaciones Blandas /Formaciones Blandas / SemiSemi
durasduras
Hoyos profundos / pequeHoyos profundos / pequeññososHoyos profundos / pequeHoyos profundos / pequeññosos Hoyos profundos/ pequeHoyos profundos/ pequeññososHoyos profundos/ pequeHoyos profundos/ pequeññosos
Alta potencia y velocidadAlta potencia y velocidadAlta potencia y velocidadAlta potencia y velocidad Alto torque y baja velocidadAlto torque y baja velocidadAlto torque y baja velocidadAlto torque y baja velocidad
Mechas impregnada / PDCMechas impregnada / PDCMechas impregnada / PDCMechas impregnada / PDC PDC / MechasPDC / Mechas TriconicasTriconicasPDC / MechasPDC / Mechas TriconicasTriconicas
Bajo FlujoBajo FlujoBajo FlujoBajo Flujo Alto FlujoAlto FlujoAlto FlujoAlto Flujo
Altas TemperaturasAltas TemperaturasAltas TemperaturasAltas Temperaturas Bajas TemperaturasBajas TemperaturasBajas TemperaturasBajas Temperaturas

Respuesta del efecto WOB y BHA
 Tiene un confiable control de ángulo y azimut.
 Mantiene uniforme el perfil del pozo, reduciendo de esta manera el
incremento del torque.
 Mantiene los regímenes de penetración (ROP) en modo deslizamiento
(sliding) como en modo rotario (rotary).
Desventajas comparado con motor de Fondo - PDM
 Presenta limitaciones en el bombeo de material para perdidas de circulación
(sellantes).
 El costo diario de la herramienta es mayor que los PDM.
 Las Altas velocidades son demasiadas para usar trépanos triconicos . Pero
hoy en día ya existen turbinas de baja revolución las cuales tiene aplicación
con este tipo de trépanos.
 Tiene muy poca aplicación en las primeras secciones del pozo y en
formaciones blandas.
 Presenta altas caída de presión, lo que es una limitación para los trépanos
de poca capacidad de bombas.
 Tiene un menor torque de salida.
¿Cómo determinar una Falla en el Motor de Fondo?
Pueden ocurrir fallas en el Motor de Fondo muy a menudo cuando está
siendo usado en la perforación. Las preguntas que siempre se hacen en caso
de una eventualidad son tales como: ¿Cuándo se sabe si el motor es el que
está fallando en el fondo? y ¿Qué indicaciones se pueden observar si esto
ocurre? Debido a esto, a continuación, se explican situaciones en las que el
motor de fondo puede estar presentando problemas.

Frecuente retención del Motor – El motor de fondo se bloquea cuando el
rotor deja de moverse. Usualmente esta situación ocurre con altos
diferenciales de presión . De cualquier forma, si el motor no está funcionando
correctamente se trancará debido a una pequeña cantidad de de presión
diferencial. Por ejemplo, un motor de fondo perfora con alrededor de 400 lppc
de Presión Diferencial, pero sie el mismo está trancado, con solo 100 lppc de
diferencial se puede sospechar que el problema está en el motor de fondo.
Fluctuación de la Presión mientras se está Rotando – Como es sabido,
la presión diferencial es un parámetro establecido mientras se está rotando sin
basarse en el peso sobre la mecha (PSM ó WOB). Cuando se rota con un
buen motor de fondo no se observan fluctuaciones en el valor de la presión, lo
contrario si el motor está fallando, en ese caso se mostrarán fluctuaciones en
la presión del Stand Pipe lo cual quitará la capacidad de mantener una presión
constante.
Alta y Anormal Presión en Superficie – Un Estator está hecho de Goma.
Cuando está trabajando de forma fallida y comienza a partirse la goma en
pedazos, pequeñas partes de esta pueden atascar la trayectoria del flujo en el
motor. Esta situación conlleva a que se observen altas presiones anormales
en el Stand Pipe.
Reducción en la Tasa de Penetración – Si no hay cambios de formación
ni en los parámetros de perforación, la reducción de la ROP (tasa de
penetración) puede ser causada por fallas en las herramientas de fondo. Por
otra parte, si las herramientas estan severamente dañadas, no se podrá
perforar ni siquiera un Pie.
¿Qué se debería hacer si el Problema está claramente Identificado?
La única cosa que se debe hacer es Sacar la tubería del hoyo y cambiar por
nuevas herramientas. Es casi imposible perforar con un Motor de Fondo
dañado a menor que estén faltando unos cuantos pies para alcanzar la
profundidad final u objetivo del pozo. Con los indicadores mencionados de falla
en el Motor de Fondo, se puede estar en la capacidad de

identificar cualquier problema sospechoso y buscar la solución al problema lo
más pronto posible para minimizar los tiempos No-Productivos del Taladro.
SISTEMAS DE TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN ROTATORIA
Son herramientas que tienen la capacidad de perforar
tridimensionalmente durante la rotación continua de la sarta sin la
necesidad de perforación orientada (realizar deslizamiento ) y que no
requieren detener la perforación para orientar la cara de la herramienta (tool
face) para ajustar la trayectoria al plan. (Ver figura 42). Existen en el mercado
varias herramientas que realizan este tipo de perforación, entre las cuales
se tienen:
Revolution
Auto Trak
Auto Trak X-Extreme
Figura 42. Sistema Rotatorio Revolution. Tomado de: Mendoza (2015).

Beneficios – Confiabilidad en el posicionamiento del Hoyo
 Orientación en la barrena a lo requerido, sin detener la perforación
 Mejor confiabilidad en el control direccional.
 Hoyo en calibre.
 Mejor resolución en la lectura de los registros.
 Mejora la bajada de revestidores.
 Garantiza una excelente cementación.
RevolutionTM Información Técnica
Revolution
 Sistema de “apuntar la Mecha” (Point the bit system).
• Rata de desviación controlada en superficie.
• Ingeniería para hoyos de 6” – 6 ¾” primero, ahora herramientas para hoyos
de 8 3/8” – 12 ¼”.
• Pequeño y compacto, transportable por aire.
 Desplegué rápido
 Sistema hidráulico “limpio” para larga vida.
 No hay componentes móviles que estén expuestos al lodo.
 Sensores cerca a la barrena.
• Soporta Alta temperatura y altas presiones
Revolution Rotary Steerable System
Tres componentes principals
• Módulo de Electrónica y Batería
• Unidad Mecánica
• Estabilizador “Pivot”

Figura 43. Revolution Rotary Steerable System. Tomado de: Mendoza (2015).
Figura 44. Revolution – mecanismo de orientación. Tomado de: Mendoza (2015).
El Sistema hidráulico mueve el mecanismo de manejo excéntricamente
dentro de la camisa de orientación. La bomba proporciona la fuerza motriz
para desviar el eje en la dirección programada. El mecanismo de manejo se
deflecta en la dirección opuesta a lo requerido para la desviación del hoyo.
Guías no-rotativas previenen que la camisa gire. Si la camisa empieza a rotar
el sistema hidráulico re-direcciona para que se mantenga en la orientación
deseada. Si la manga de orientación comienza a rotar, el sistema de
navegación dirige la hidráulica para mantener la orientación deseada.
Figura 45. Revolution 4-3/4 – unidad Mecánica. Tomado de: Mendoza (2015

Revolution – principio de orientación
• Camisa de orientación no-rotativa.
• Rotación del eje central maneja la bomba hidráulica.
• Bomba provee fuerza motriz para desviar el eje en la dirección programada.
• Modulo electrónico provee control con sistema cerrado. “Closed Loop”.
• Sensores internos monitorean la orientación, desviación y la rotación de
la herramienta.
AUTO TRAK
Es un revolucionario sistema de tecnología de Perforación rotatoria
que transmite una eficiencia superior en conjunto con una precisión en la
geonavegación y una capacidad de alcance ultra extendida. El Auto Trak
combina las ventajas de rotación continua con lo avanzado sistema de
geonavegación.
Figura 46. AUTO TRAK. Tomado de: Mendoza (2015)

Es una unidad automatizada que controla la inclinación, la dirección
(azimuth) así como la rotación de la sarta de perforación La dirección de
navegación es definida por presión distribuida selectivamente a través de
una combinación de controles electrónicos y presión hidráulica en tres
cojinetes estabilizados que se encuentran sobre la manga. Alguna desviación
proveniente del pozo programado en su trayectoria es automáticamente
corregida a través de un control cerrado (closed-loop) sin la necesidad de
interrumpir la rotación de la sarta de perforación.
Figura 47. PARTES AUTO TRAK. Tomado de: Mendoza (2015)

Partes del AUTO TRAK
El Ensamblaje de Fondo (BHA), está conformado por una barrena de
diamantes policristalino (PDC) especialmente diseñada para realizar un corte
más agresivo, una computadora que compara los datos de inclinación
,dirección y vibración de la herramienta (MWD) Mediciones Mientras se
Perfora, para luego controlar la navegación y así mantener el ensamblaje
en curso, esta computadora también se comunica con la superficie,
recibiendo comandos y configurando su implantación, sensores de inclinación
cerca de la mecha alinean el monitor a la mecha y continuamente envían
mediciones al control cerrado (closed-loop).
La herramienta hoyo abajo continuamente transmite información
procesada en sistema status y posición direccional, el computador en
superficie recibe esta información y muestra la data en tiempo real en
perforación dinámica, la trayectoria del pozo, curso de navegación y la
localización del fondo del hoyo.La sarta permite la evaluación de la formación
y geonavegación permitiendo recibir y mostrar en superficie los registros de
resistividad, gamma ray y presión.
Basada en la información que se reciba en superficie, el operador del Auto
Track puede redirigir la herramienta en el fondo, cambiar el curso y
transmitir diferentes sets de datos para mejor alcance de los objetivos del
proyecto. Esta herramienta supera problemas asociados con sistemas de
motores navegables que producen hoyos en espiral, debido a la curvatura
que poseen estos motores, hacen que se perfore en hoyos con sobre
medidas, estas obstrucciones causan fricción el cual puede limitar el
alcance del hoyo y hacen más dificil correr revestidores y completaciones.
El Auto Track también permite que la rotación nunca sea interrumpida ya que
permite ajustar la trayectoria constantemente a diferencia de los motores
navegables en el cual se debe parar la rotación para orientar la sarta o girar
el pozo. Otros beneficios producidos por la herramienta:

• Menos torque.
• Menor arrastre.
• Mejor limpieza.
• Permitir el uso de mechas PDC y mejorar la eficiencia de perforación.
• Reducir la fricción de la sarta de perforación.
• Mantener los cortes de las rocas (ripios) suspendidos.
• Menor tiempo de perforación
AUTO TRACK X-EXTREME
Auto Track X- Extreme. Para incrementar la rotación de 250 a 400 rpm al
sistema Auto Track se le ha incorporado un motor de fondo en el BHA el cual
se llama Auto Track X- Extreme. Este sistema permite:
• Incrementar la rata de penetración.
• Alcance extendido más lejos.
• Reduce el desgaste de la sarta de perforación y revestidores.
Figura 48. Auto Track X- Extreme. Tomado de: Mendoza (2015)

Defina perforación horizontal o multilateral. Objetivos. Requerimientos.
Métodos. Tipos.
Pozos Horizontales
Son pozos perforados horizontalmente o paralelo a la zona
productora con la finalidad de tener mayor área de producción. (Ver figura
49).
Figura 49. Perforación de un pozo Horizontal. Tomado de: Mendoza (2015)
APLICACIÓN PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
Horizontes productores que tienen zonas fracturadas escasamente
dispersas en el yacimiento, difíciles de atravesar con pozos verticales
Yacimientos que tienen problemas de conificación de agua. Típicamente,
intervalos productores emparedados entre una capa suprayacente de gas y

un acuífero situado abajo. Con los pozos horizontales es posible reducir el
flujo de agua para un régimen dado de producción.
Yacimientos con horizontes productores de poco espesor, en los que se
requeriría gran número de pozos verticales para efectuar su desarrollo.
Obras de recuperación secundaria o terciaria, ya que los pozos
horizontales pueden incrementar notablemente el índice de inyectividad y
mejorar el barrido del área circundante.
Evaluación de nuevos yacimientos. Los pozos horizontales permiten
estudiar la evolución geológica y dar información valiosa para programar el
desarrollo del campo.
TIPOS DE POZOS HORIZONTALES
Los sistemas de perforación horizontal se definen mediante la longitud
de radio de giro o el incremento angular (BUR), el uso de las técnicas de
perforación horizontal con motores articulados, nos permite también
diferenciar los sistemas de acuerdo al tipo de herramienta utilizada. Existen
cuatro tipos o sistemas de pozos horizontales básicos. (Ver figura 50).
Figura 50. Tipos de Pozos Horizontales Tomado de: Mendoza (2015)

• Radio largo, tasas de incremento de ángulo entre 2-5º/100 pies (hoyos 8
½”- 12 ½”).
• Radio medio, tasas de incremento de ángulo entre 8-20º/100 pies
(hoyos 6”-8 ½”) motores rígidos
• Radio corto, tasas de incremento de ángulo entre 1-4º/100 pies (hoyo 6”)
motores articulados.
• Radio ultra corto tasa de incremento de ángulo de 9º/pie (hoyo 4”) motores
articulados.
MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS HORIZONTALES
Actualmente existen cuatro métodos de construcción para pozos
horizontales los cuales difieren de la forma de construcción del ángulo
máximo al objetivo Estos métodos son conocidos como:
Métodos de Curva de Construcción Sencilla
La curva de construcción está compuesta de un intervalo de construcción
continúa, comenzando desde el punto de arranque (KOP) y finalizando con
el ángulo máximo al objetivo. Este tipo de curva se perfora generalmente con
un motor de construcción de ángulo sencillo. (Ver figura 51).
Figura 51. Curva de Construcción Sencilla Tomado de: Mendoza (2015)

Método de Curva de Construcción Tanque Simple
La curva de construcción está compuesta por dos intervalos de
incremento de ángulo, separados por un intervalo tangencial. Generalmente
para los intervalos de construcción de ángulo se utiliza el mismo ángulo del
motor de fondo el cual producirá la misma tasa de curvatura. (Ver figura 52).
Figura 52. Curva de Construcción Tanque Simple Tomado de: Mendoza (2015)
Método de Curva de Construcción Tangente Compleja
La curva tangente compleja utiliza dos intervalos de construcción
separados por un intervalo tangente ajustable. Este método difiere del
tangente simple debido a que utiliza una orientación de la cara de la
herramienta (tool face) en la segunda curva que produce una combinación de
construcción y movimiento en este intervalo. Dicha curva permite al supervisor
en sitio ajustar la tasa de construcción vertical cambiando el ángulo de la cara
de la herramienta (tool face) para asegurarse llegar al objetivo. (Ver figura 53).
Figura 53. Curva de Construcción Tanque Compleja. Tomado de: Mendoza (2015)

Método de Curva de Construcción Ideal
Este método utiliza dos intervalos de construcción, diferenciándose cada
intervalo en la tasa de incremento de ángulo. Su diferencia con los dos
métodos anteriores está en la no existencia de una sección tangencial. (Ver
figura 54)
Figura 53. Curva de Construcción Ideal. Tomado de: Mendoza (2015)
TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL
Con respecto al taladro de perforación se recomienda, alta capacidad
de torque, malacate de 4000 HP, top drive de 60000 lbs-pie de torque,
bombas de lodo de 2000 HP.
Con respecto al drill pipe (tubería de perforación) deben ser de 5” ya que
se aumenta en un 50% la capacidad torsional. Con respecto a la sarta de
tubería, se van a utilizar mucho drill pipe (tubería de perforación) y pocos
heavy weight (tubería extra pesada) espiralados.
No se utilizan lastrabarrenas (drill collar).
Con respecto al martillo, se debe colocar muy cerca de la barrena y
entre heavy weight, dos heavy weight por debajo cerca de la barrena y tres
heavy weight por encima del martillo y por encima de estos se debe colocar

mucho drill pipe (tubería de perforación) en una relación 3:1 o sea por cada
heavy weight se deben colocar tres drill pipe (tubería de perforación) hasta el
final de la curva. No debe colocarse el martillo a nivel de la curvatura ni en la
sección vertical ya que a este nivel la acción del martillo se pierde el efecto
a nivel de la curvatura debido a la fricción y cuando la onda llegue al final de
la mecha (donde está pegada la sarta) la onda ya no tiene efecto.
Con respecto a los aceleradores, no es convenientes colocarlos
en la perforación horizontal.
Con respecto a la selección del fluido de perforación, se debe hacer
énfasis en las propiedades reológicas, geles, control de filtrado, propiedades
inhibitorias y lubricidad, además del problema de remoción de los ripios de
perforación, ya que en un pozo horizontal estos son transportados en
un anular que varía la inclinación de 90 a 0 grados, y obviamente, los
parámetros óptimos del fluido de perforación cambiaran de una sección a
otra. Los lodos de emulsión inversa poseen dos características que
determinan el éxito de la perforación.
1. Estos fluidos están diseñados con un mínimo de filtrado. Esto crea
una concentración que permite excelentes características de remoción;
por ejemplo, no hay deshidratación en el anular o incremento del
revoque sobre la cara de la formación.
2. La fase oleosa externa del lodo permite la estabilidad del hoyo y
excelente lubricidad durante las operaciones de perforación.
Con respecto a la terminación de pozos horizontales, se ha reportado
una cantidad considerable de información sobre como terminar exitosamente
los pozos horizontales. Sin embargo, no se ha definido un método para
predecir la selección de estrategias de terminación más efectivas a fin de
asegurar el aprovechamiento del pozo. Esto se debe a que puede no ser
práctico o efectivo en costos abrir la longitud terminada del hoyo dentro del
yacimiento. Entre las terminaciones más comunes para pozos horizontales se
tienen: pozos terminados selectivamente, utilizando empacadura inflable con

ranuras alternadas. Sección no ranurada y un liner cementado el cual ha sido
subsecuentemente cañoneado
Multilaterales:
Consisten básicamente en un hoyo primario y uno o más hoyos
secundarios que parten del hoyo primario, cuyo objetivo principal es reducir
el número de pozos que se perforan, además de optimizar la producción de
las reservas. Según la forma del yacimiento se puede construir distintas
configuraciones de pozos multilaterales para lograr drenar los hidrocarburos
de manera más eficiente, entre ellas se tienen:
Los pozos multilaterales usan drenajes horizontales múltiples desde un
pozo primario para reducir el número de pozos necesarios para drenar el
reservorio. Los multilaterales requieren pocos cabezales, reduciendo el costo
de las terminaciones submarinas y las operaciones de enlace. La tecnología
de pozo delgado reduce la perforación, los costos de terminación y producción
a través del uso de pozos pequeños. Los pozos horizontales pueden producir
de 3 a 5 veces más que los pozos verticales en la misma área, en casos
especiales pueden llegar, como máximo, a producir hasta 20 veces más que
los pozos verticales. Los pozos horizontales tienen un costo de 1,2 a 2,5 veces
más que los pozos verticales.
Se pueden tener distintas formas de pozos multilaterales como:
 Vertical y horizontal al mismo reservorio.
 Vertical y horizontal a distintos reservorios.
 Dos o más dirigidos al mismo o distinto horizonte productivo.
 Horizontal con dos o más ramas.
 Vertical y varios horizontales a distintos reservorios.
 La estructura final de un pozo multilateral será función del yacimiento y
de los recursos tecnológicos disponibles
Este tipo de pozos son ventajosos por las siguientes razones:

 Son rentables para la producción de horizontes múltiples delgados.
 Baja los costos de la construcción del pozo y el equipo de la superficie
 En yacimientos donde hay un solo horizonte productor de gran espesor
y con gran anisotropía vertical.
 Pueden interceptar numerosos sistemas de fractura y drenar los
reservorios múltiples.
 Son ventajosos en las aplicaciones de reentrada y en los nuevos pozos.
 En pozos costa afuera donde el traslado de una plataforma es muy
significativo en el costo total del pozo.
 En yacimientos donde es necesario reducir los costos de producción.
Este tipo de pozos reducen considerablemente el impacto ambiental
(menos locaciones, menos aparatos de bombeo, menor ruido, menor
cantidad de líneas de transporte, menos caminos, etc). También se
reducen costos de horas de equipo, cañerías, instrumental, supervisión,
etc. Los pozos multilaterales incrementan la productividad del pozo
principalmente incrementando la longitud de sección del
yacimiento expuesta hacia el pozo.
 Otros beneficios incluyen la posibilidad de drenaje de más de un
yacimiento, o más de un bloque de un yacimiento en un solo pozo. Un
pozo multilateral, es aquel con uno o más laterales, es decir, uno o más
pozos subsidiarios de un pozo principal. Los laterales son usualmente
pozos horizontales o desviados.
Las principales aplicaciones para estos pozos son:
 Mejora el drenaje en un yacimiento
 Acceso a intervalos y bloques discontinuos en un yacimiento
 El drenaje de más de un yacimiento en un pozo
 Mejora la eficiencia de los proyectos de Recuperación Secundaria y
Mejorada

 En combinación con la perforación de alcance extendido, para
desarrollar los yacimientos en zonas ambientalmente sensibles, o
desde una plataforma marina, donde el número y la ubicación de los
pozos de superficie está muy restringido. (Ver figura 54).

Figura 54. Pozos Multilaterales. Tomado de: Mendoza (2015).
Hoyos de Diámetro Reducido o “Slim Hole”: Son pozos que se perforan
con propósitos de hacer el trabajo economizando recursos y obteniendo más
provecho, utilizando mecha de 7” o menos. La utilización de este método
muy efectiva en exploración y/o captura de información sobre los
yacimientos. Hasta la fecha no se ha encontrado una manera de clasificar al
tipo de pozo multilateral ya que la forma y variedad está solo limitada a la

imaginación y a las características de los yacimientos. Aun así se puede
tener:
• Dual apilado: Dos secciones simples lateral que tiene mayor capacidad
en la arenisca.
• Dual ala de gaviota: Permite perforar dentro de un rectángulo de drenaje
adyacente, eliminando así la necesidad de una localización de pozos
múltiples.
• Espina de pescado: La trayectoria del hidrocarburo hacia el pozo es más
corta a través de una ramificación que a través de la roca. Esto ocurre en
arenisca homogénea con barreras y capas impermeables.
• Dual tipo herradura: muy poco común, aunque se utiliza cuando las otras
no se adapten a las características geológicas. En la imagen a continuación
se observa de mejor manera la forma de algunos pozos multilaterales. (Ver
figura 55).
Figura 55. Tipos de Pozos Multilaterales. Tomado de: Mendoza (2015)

Los pozos multilaterales datan de la década de 1930, según diversas
fuentes. En la década de 1950, los rusos perforaron un pozo multilateral con
17 laterales y obtuvo 10 veces la producción de un pozo vertical, de acuerdo
con Ray Smith, Gerente de Operaciones-multilateral global de la tecnología,
para Halliburton, Sperry-Sun en Nisku, Canadá.
Se inicia con el desarrollo de la técnica de perforación de pozos
multilaterales a partir de la necesidad de contactar más pies de yacimiento con
el pozo. Estos se clasifican de acuerdo a su complejidad y para ello existe la
TAML (Technical Advancement of Multilaterals) la cual se formó en 1997 como
un proyecto conjunto de la industria, y que ahora apunta a reinventarse a sí
misma como una organización para educar a la industria sobre las ventajas de
los pozos multilaterales.
Inicialmente dieciocho operadores y empresas de servicios formaron el
TAML en 1997 como un proyecto conjunto de la industria (JIP). Para 2013 el
número de miembros era de 14, debido a la fusión de varias empresas.
Algunos miembros: BP PLC, Baker-Hughes Inc., ChevronTexaco Corp.,
Halliburton Co., ExxonMobil Corp., Norsk Hydro ASA, ConocoPhillips,
Schlumberger Ltd., Shell International Exploration and Production BV, Smith
Services, Statoil ASA, TIW Corp., TotalFinaElf SA, and Weatherford
International Inc.
El TAML es quien desarrolla un sistema de clasificación de pozos
multilaterales, recientemente revisado (Fig. 56), que sirve como el estándar de
descripción de pozos multilaterales. Tal como se ve por la clasificación TAML
multilaterales pueden variar desde el nivel 1 con una sección lateral de hoyo
abierto o unión sin soporte, hasta el nivel 6, que incluye tanto los divisores
reformables e irreformables que proporcionan la integridad de la presión. Los
pozos multilaterales nivel 5 garantizan la integridad de presión con el equipo
de completación del pozo. Niveles de 3 a 6 proporcionan resistencia mecánica
en la unión.

Los pozos nivel 6 de uniones reformables, con reducción del OD del brazo a
completar y se expanden luego en el fondo del pozo, ya sea con una
herramienta hidráulica o un proceso swedge.
Otro método, en fase de desarrollo es ampliar los brazos con presión. Las
juntas reformables para nivel 6 tienen limitaciones de profundidad debido a su
presión baja de colapso. Se estima que la industria hizo la primera
completación de nivel 4 en 1995, el primer nivel 5 en 1997-98, y el primer nivel
6 en 1999. Aunque sólo hay seis categorías básicas de unión, los pozos de la
misma categoría de unión pueden incluir significativamente diferentes equipos
completaciones de fondo del pozo.
Figura 56. Clasificación de pozos multilaterales

Además, los pozos multilaterales se perforan con una variedad de
geometrías laterales. La figura 57 ilustra algunas geometrías de pozos
utilizados por Petrozuata, una empresa mixta entre Conoco-Phillips y
Petróleos de Venezuela, en el desarrollo de su área de aproximadamente
57.000 acres, para la explotación de crudo pesado en el Bloque Junin de la
Faja Petrolífera del Orinoco (8-10 ° API) en Venezuela.
Figura 57. Geometrías de pozos utilizados por Petrozuata

REFERENCIAS
Blog Petrolero Geosteering School. (2020). Pozos Multilaterales, Articulo en
líneadisponible:https://geosteeringschool.wordpress.com/2016/04/19/clasifi
cacion-de-pozos-multilaterales/. [Consulta: 2020, Junio 20].
Blog Petrolero Perfo Blogguer. (2020). Tipos de Perforación. Artículo en línea
disponible: http://perfob.blogspot.com/2019/11/ingenieria-de-perforacion-
tipos-de.html. [Consulta: 2020, Junio 20].
Blog Petrolero. Perforación Multilateral. (2020). Artículo en línea disponible:
http://blog-petrolero.blogspot.com/2009/06/perforacion-multilateral.html.
[Consulta: 2020, Junio 20].
Mendoza, L. (2015). Manual de perforación Direccional.
Petroleo&Gas (2020). Manual Curso perforación de Pozos. Ciudad Ojeda.
Venezuela.
Petroleo&Gas (2020). Manual Curso perforación de direccional. Ciudad Ojeda.
Venezuela.
Schlumberger (2020). Glossary Oilfield. Portal. Disponible:
http://www.glossary.oilfield.slb.com/ [Consulta: 2020, Junio 20].

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