El documento describe la evolución y aplicaciones de la tecnología de perforación direccional. La perforación direccional permite perforar huecos con trayectorias complejas para optimizar la explotación de yacimientos, así como en situaciones de emergencia. Los avances tecnológicos como los sistemas rotativos direccionales han mejorado la eficiencia al permitir controlar la trayectoria del hueco mientras se perfora.

1. Existen ciertas situaciones que requieren el uso
de tecnología de perforación de avanzada
(próxima página). La geología local puede deter-
minar una trayectoria complicada para un pozo,
tal como perforar alrededor de domos salinos o
láminas de sal.1
Se podría incrementar el drenaje
o la producción del yacimiento desde un pozo en
particular, si el mismo penetrara varios bloques
de fallas o se construyera en forma horizontal
para interceptar fracturas o maximizar la superfi-
cie del hueco que se encuentra dentro del
yacimiento. Un pozo con múltiples tramos late-
rales, por lo general, drena varios compartimien-
tos del yacimiento. En los campos maduros, los
compartimientos pequeños también pueden ser
producidos en forma económica si los pozos
direccionales se encuentran ubicados de manera
adecuada.
Los operadores perforan pozos de alcance
extendido para llegar a los yacimientos que no se
pueden explotar de otra manera sin incurrir en
costos o riesgos ambientales inaceptables, por
ejemplo perforar desde una superficie terrestre a
una locación marina en lugar de construir una
isla artificial. La perforación de varios pozos
desde una locación de superficie ha sido la prác-
tica habitual en las áreas marinas durante
muchos años y, hoy en día, es común en zonas
terrestres restringidas, por ejemplo en las selvas
tropicales, como medida de protección del medio
ambiente. También existen casos en los cuales el
operador desea perforar un hoyo vertical, por
ejemplo el pozo profundo del programa KTB
(Programa Alemán de Perforación Profunda
Continental) y utiliza un sistema direccional para
mantener la trayectoria vertical del hueco.2
En ciertas situaciones de emergencia, la tec-
nología de perforación direccional resulta esen-
cial, por ejemplo para construir pozos de alivio
cuando se produce un descontrol. En situaciones
menos peligrosas, como las desviaciones alrede-
dor de una obstrucción en el hueco, también
20 Oilfield Review
Nuevos rumbos en la perforación rotativa direccional
Geoff Downton
Stonehouse, Inglaterra
Andy Hendricks
Mount Pearl, Newfoundland, Canadá
Se agradece la colaboración de Vince Abbott, Nueva
Orleáns, Luisiana, EE.UU.; Julian Coles, Kristiansund,
Noruega; Greg Conran, Barry Cross, Ian Falconer, Jeff
Hamer, Wade McCutcheon, Eric Olson, Charlie Pratten,
Keith Rappold, Stuart Schaaf y Deb Smith, Sugar Land,
Texas, EE.UU.; Torjer Halle y Paul Wand, Stavanger,
Noruega; Randy Strong, Houston, Texas; Mike Williams,
Aberdeen, Escocia; y Miriam Woodfine, Mount Pearl,
Newfoundland, Canadá.
ADN (Densidad Neutrón Azimutal), CDR (Resistividad Dual
Compensada), InterACT Web Witness, PowerDrive,
PowerPak y PowerPulse son marcas de Schlumberger.
Los sistemas rotativos direccionales, desarrollados inicialmente para perforar pozos de
alcance extendido, también resultan efectivos en costos en aplicaciones de perforación
convencional, ya que permiten reducir el tiempo de perforación en forma considerable.
Los avances realizados tanto en la tasa de penetración como en la confiabilidad de estas
herramientas han impulsado su difusión en el mundo entero.
Trond Skei Klausen
Norsk Hydro
Kristiansund, Noruega
Demos Pafitis
Sugar Land, Texas, EE.UU.

2. 1. Para ver un ejemplo sobre experticia en perforación
direccional subsalina, por favor referirse a: Cromb JR,
Pratten CG, Long M y Walters RA: “Deepwater Subsalt
Development: Directional Drilling Challenges and
Solutions,” artículo de las IADC/SPE 59197, presentado
en la Conferencia de Perforación de las IADC/SPE,
Nueva Orleáns, Luisiana, EE.UU., Febrero 23-25, 2000.
2. Bram K, Draxler J, Hirschmann G, Zoth G, Hiron S y Kühr
M: “The KTB Borehole—Germany’s Superdeep Telescope
into the Earth’s Crust,” Oilfield Review 7, no. 1 (Enero de
1995): 4-22.
Verano de 2000 21
resultan de utilidad por su capacidad para con-
trolar la trayectoria del hueco. En el campo de la
comercialización y distribución de los hidrocar-
buros, la perforación direccional se utiliza para
construir huecos para la instalación de oleoduc-
tos y gasoductos sin afectar el medio ambiente.3
Al igual que en otras operaciones de per-
foración, en la perforación direccional también
existe la necesidad de obtener un rendimiento
que resulte efectivo en costos. De acuerdo con
los informes de las compañías dedicadas a la
exploración y producción, los gastos de per-
foración representan alrededor del 40% de los
costos de descubrimiento y desarrollo.4
En áreas
marinas, la reducción de un día de operación del
equipo de perforación puede significar un ahorro
de $100.000 o incluso más, y un día de adelanto
en la puesta en producción de un pozo puede
generar ganancias similares.5
Resulta evidente, que sin la tecnología de
avanzada de la perforación direccional, no sería
físicamente posible perforar un pozo determi-
nado, ya que el mismo sería perforado en una
locación poco adecuada o resultaría más costoso
o más riesgoso. Los sistemas rotativos direc-
cionales permiten planificar geometrías de pozos
complejas, incluyendo pozos horizontales y de
alcance extendido. Posibilitan la rotación con-
tinua de la columna de perforación mientras se
dirige la trayectoria del pozo, con lo cual se
elimina el problemático modo de deslizamiento,
propio de los motores direccionales conven-
cionales. Los resultados obtenidos resultan muy
elocuentes: en 1999, el sistema rotativo direc-
cional PowerDrive contribuyó en la perforación
del pozo de producción de petróleo y gas más
largo del mundo, el pozo M-16SPZ del campo
Wytch Farm de 11.278 m [37.001 pies] de longi-
tud. En este artículo se examina el desarrollo de
la tecnología de la perforación direccional, se
explican cuántas nuevas herramientas rotativas
direccionales operan y se presentan ejemplos
para demostrar cómo estos nuevos sistemas per-
miten resolver problemas y reducir los gastos en
el campo petrolero.
3. Barbeauld RO: “Directional Drilling Overcomes Obstacles,
Protects Environment,” Pipeline & Gas Journal 226, no. 6
(Junio de 1999): 26-29.
4. “Drill into Drilling Costs,” Hart’s E&P 73, no. 3 (Marzo de
2000): 15.
5. Para ver varios ejemplos del valor económico de la tec-
nología avanzada de perforación, por favor referirse a:
Djerfi Z, Haugen J, Andreassen E y Tjotta H: “Statoil
Applies Rotary Steerable Technology for 3-D Reservoir
Drilling,” Petroleum Engineer International 72, no. 2
(Febrero de 1999): 29, 32-34.
> Inclinaciones direccionales. Existen obstrucciones en la superficie o anomalías geológicas del subsuelo que podrían impedir la perforación de un hueco
vertical. En estos casos, para optimizar el drenaje del yacimiento se puede perforar un hoyo inclinado. En una emergencia, como en el caso de un descon-
trol, un pozo direccional de alivio reduce la presión del subsuelo de una manera controlada.

3. Evolución de la tecnología de
perforación direccional
Desde las primitivas herramientas utilizadas para
perforar en busca de sal durante cientos de años
hasta el desarrollo de las técnicas modernas, se
han realizado impresionantes avances en la tec-
nología de perforación. Con el advenimiento de la
perforación rotativa, cuyos orígenes y data son
motivo de debate, pero que se produjo alrededor
de 1850, los perforadores obtuvieron un mayor
control para alcanzar el objetivo deseado.6
Los
avances posteriores dependieron del desarrollo
de sistemas de relevamiento más precisos y otros
dispositivos de fondo.
Por otra parte, el progreso de la tecnología se
ha visto acompañado por un mayor nivel de segu-
ridad en las tareas de perforación. Por ejemplo, la
manipulación de las tuberías se ha mecanizado
cada vez más por medio de llaves automatizadas
que permiten minimizar el número de operarios
en el piso del equipo de perforación; se han elimi-
nado las herramientas poco seguras, como las
juntas giratorias que reemplazan a las cadenas
enroscadoras; se utilizan equipos de perforación
más grandes y de mejor calidad que manejan las
cargas con mayor seguridad; el software capaz
de detectar amagos de reventón y el uso de dis-
positivos que identifican los cambios de la pre-
sión anular ayudan a mejorar la limpieza del hoyo
y mantienen el control del pozo.7
Gracias a estos
y otros avances en las operaciones de perfo-
ración modernas, el número de accidentes y heri-
dos se ha visto reducido en forma substancial.
En 1873 se otorgó la primera patente de una
turbina de perforación, un tipo de motor de per-
foración para uso en el fondo del pozo.8
La per-
foración direccional controlada comenzó a fines
de la década del 20, cuando los perforadores
quisieron impedir que los hoyos verticales se cur-
varan, cuando necesitaron desviar la trayectoria
del hueco alrededor de obstrucciones o perforar
pozos aliviadores para recuperar el control
después de un brote imprevisto. Se produjeron
incluso casos de perforaciones que invadían
límites de propiedades privadas para obtener
reservas de crudo y gas en forma ilegal. El desa-
rrollo del motor de lodo constituyó un poderoso
complemento para los avances en la tecnología
de relevamientos. Desde entonces, los motores
de desplazamiento positivo que se colocan en los
conjuntos de fondo (PDM y BHA, por sus siglas en
Inglés, respectivamente) para rotar la mecha han
perforado la mayoría de los hoyos direccionales.
Existen pozos con diseños exóticos que continúan
extendiendo los límites de la tecnología de la per-
foración direccional, donde se combinan los sis-
temas de perforación rotativos y direccionales
disponibles hoy en día.
Uno de los problemas principales de la per-
foración direccional consistía en determinar la
inclinación del hoyo, hasta que se inventaron dis-
positivos de medición precisos. Los relevamien-
tos direccionales proporcionan por lo menos tres
datos fundamentales: la profundidad medida, la
inclinación y el azimut del hoyo. A partir de estos
datos, se puede calcular la locación del hoyo. Las
técnicas de relevamiento abarcan desde el uso de
instrumentos magnéticos de un solo disparo
hasta sofisticados giroscopios. Los relevamien-
tos magnéticos registran la inclinación y la direc-
ción del pozo en un punto dado (un solo disparo)
o en muchos puntos (disparos múltiples), uti-
lizando un inclinómetro y una brújula, un
cronómetro y una cámara. Los relevamientos
giroscópicos brindan mayor precisión utilizando
una masa giratoria que apunta hacia una direc-
ción conocida. El giroscopio mantiene su orien-
tación para medir la inclinación y la dirección en
estaciones específicas del relevamiento. Hoy en
día, la industria petrolera busca desarrollar méto-
dos giroscópicos de relevamiento no invasivos que
se puedan utilizar durante la perforación.
Los modernos sistemas de medición durante
la perforación (MWD, por sus siglas en Inglés)
envían datos de relevamientos direccionales a la
superficie por telemetría de pulsos del lodo; las
mediciones del relevamiento son transmitidas
como pulsos de presión en el fluido de per-
foración y decodificadas en la superficie mientras
se avanza con la perforación. Además de la direc-
ción y la inclinación, el sistema MWD transmite
datos acerca de la orientación de la herramienta
de perforación direccional. Las herramientas de
relevamiento sólo indican el lugar donde se ha
emplazado el pozo, mientras que las herramien-
tas direccionales, desde una simple cuchara
desviadora hasta los avanzados sistemas direc-
cionales, son las que le permiten al perforador
mantener el control sobre la trayectoria del hoyo.
Antes del desarrollo de los sistemas direc-
cionales de última generación, el correcto
emplazamiento de los portamechas y los estabi-
22 Oilfield Review
6. Para mayor información acerca de los orígenes proba-
bles de las técnicas de perforación para la industria del
petróleo y el gas, por favor referirse a: Yergin D: The
Prize: The Epic Quest for Oil, Money & Power. Nueva
York, Nueva York, EE.UU.: Simon & Schuster, 1991.
7. Para mayor información acerca de las mediciones de la pre-
sión anular durante la perforación, por favor referirse a:
Aldred W, Cook J, Bern P, Carpenter B, Hutchinson M, Lovell
J, Rezmer-Cooper I y Leder PC: “Using Downhole Annular
Pressure Measurements to Improve Drilling Performance,”
Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 40-55.
Para mayor información acerca de riesgos de per-
foración, por favor referirse a : Aldred W, Plumb D,
Bradford I, Cook J, Gholkar V, Cousins L, Minton R, Fuller
J, Goraya S y Tucker D: “Managing Drilling Risk,” Oilfield
Review 11, no. 2 (Verano de 1999): 2-19.
8. AnadrillPowerPak Steerable Motor Handbook. Sugar
Land, Texas, EE.UU: Anadrill (1997): 3.
Para mayor información sobre el uso de turbinas de per-
foración en la construcción de pozos con múltiples
tramos laterales, por favor referirse a : Bosworth S, El-
Sayed HS, Ismail G, Ohmer H, Stracke M, West C y
Retnanto A: “Key Issues in Multilateral Technology,”
Oilfield Review 10, no. 4 (Invierno de 1998): 14-28.
9. McMillin K: “Rotary Steerable Systems Creating Niche in
Extended Reach Drilling,” Offshore 59, no. 2 (Febrero de
1999): 52, 124.
10. Para ver varios artículos generales sobre el aprisiona-
miento de las tuberías, por favor referirse a:
Oilfield Review 3, no. 4 (Octubre de 1991).
11. Mims M: “Directional Drilling Performance
Improvement,” World Oil 220, no. 5 (Mayo de 1999): 40-43.
Conjunto para incrementar el ángulo Conjunto pendular o para reducir el ángulo
> Cambio de dirección sin un motor de fondo. Un cuidadoso emplazamiento de los estabilizadores y
los portamechas le permiten al perforador controlar el incremento (izquierda) o la reducción
(derecha) angular sin un BHA direccional. Por lo general, el emplazamiento y el tamaño del(los) esta-
bilizador(es) y la flexibilidad de la estructura intermedia determinan si el conjunto favorecerá el incre-
mento o la reducción angular.

4. Verano de 2000 23
lizadores en el BHA les permitían a los per-
foradores controlar el incremento o la reducción
angular (página opuesta, arriba). Si bien estas
técnicas les daban un cierto control sobre la incli-
nación del hueco, no tenían casi ningún control
sobre el azimut del hoyo. En algunas regiones, los
perforadores experimentados pudieron aprove-
char la tendencia natural de la mecha de per-
foración para alcanzar una limitada desviación
del hoyo de una forma bastante previsible.
Los motores direccionales, que utilizan una
turbina de fondo o PDM como fuente de potencia y
un BHA con una curvatura fija de aproximadamente
1
⁄2°, fueron desarrollados a comienzos de la década
del 60 para permitir el control simultáneo del
azimut y la inclinación del hoyo.9
Hoy en día, un
motor direccional típico consta de una sección para
generación de potencia, a través de la cual se
bombea el fluido de perforación que hace girar la
mecha de perforación, una sección curva de 0 a 3°,
un eje propulsor y la mecha (abajo).
La perforación direccional con un motor direc-
cional se logra en dos modos: rotación y des-
lizamiento. En el modo de rotación, la totalidad de
la sarta de perforación rota, como ocurre en la per-
foración rotativa convencional y tiende a perforar
hacia adelante.
Para iniciar un cambio en la dirección del hoyo,
la rotación de la columna de perforación es
detenida en una posición tal, que la sección curva
del motor se encuentre ubicada en la dirección de
la nueva trayectoria deseada. Este modo, denomi-
nado modo de deslizamiento, se refiere al hecho
de que la porción de la sarta de perforación que no
realiza un movimiento rotativo, se desliza por
detrás del conjunto direccional. Si bien esta tec-
nología ha funcionado en forma extraordinaria, se
requiere una extrema precisión para orientar co-
rrectamente la sección curva del motor debido a la
elasticidad torsional de la columna de perforación,
que se comporta casi como un resorte en espiral y
se retuerce hasta tal punto que resulta difícil
orientarlo. Las variaciones litológicas y otros pará-
metros también influyen en la posibilidad de lograr
la trayectoria de perforación planeada.
Quizás el mayor problema que se presenta en
la perforación por deslizamiento convencional
sea la tendencia de la columna no rotativa a sufrir
aprisionamientos.10
Durante los períodos de per-
foración por deslizamiento, la tubería de perfo-
ración se apoya sobre el lado inferior del hoyo, lo
cual produce velocidades de fluido alrededor de
la tubería desparejas. Por otra parte, la falta de
rotación de la tubería disminuye la capacidad del
fluido de perforación de remover los recortes, de
manera que se puede formar un colchón de
recortes sobre el lado inferior del hoyo. La
limpieza del hoyo se ve afectada, entre otros fac-
tores, por la velocidad de rotación, la tortuosidad
del hueco y el diseño de los conjuntos de fondo.11
La perforación en el modo de deslizamiento
disminuye la potencia disponible para hacer
mover la mecha, lo cual, sumado a la fricción de
deslizamiento, reduce la tasa de penetración
(ROP, por sus siglas en Inglés). Finalmente, en
proyectos de perforación de gran alcance, las
fuerzas de fricción durante el deslizamiento se
acumulan hasta tal punto que el peso axial re-
sulta insuficiente para hacer frente al arrastre de
la tubería de perforación contra el hoyo, hacien-
do imposible continuar la perforación.
Por último, la perforación por deslizamiento
presenta diversas ineficiencias poco deseables.
Si se cambia del modo de deslizamiento al modo
de rotación durante la perforación con herra-
mientas direccionales, es probable que se obtenga
una trayectoria más tortuosa en dirección al obje-
tivo (abajo). Las numerosas ondulaciones o patas
de perro en el hoyo aumentan la tortuosidad del
Sección de potencia
Dispositivo de ajuste
angular en superficie
Sección de cojinetes
y estabilizador
> BHA direccional. El PowerPak es un disposi-
tivo direccional simple pero resistente, com-
puesto por una sección generadora de potencia,
un dispositivo de ajuste angular en superficie, un
estabilizador y la mecha de perforación.
> Optimización de la trayectoria. 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 planifi-
cada (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 desliza-
miento y produce un hoyo más suave (trayectoria negra).

5. mismo, lo que a su vez incrementa la fricción
aparente durante la perforación y la bajada del
revestidor. Durante la producción, se puede pro-
ducir una acumulación de gas en los puntos altos y
agua en los puntos bajos, lo cual dificulta la pro-
ducción (derecha). A pesar de estos problemas, la
perforación direccional con motor direccional sigue
resultando efectiva en términos económicos y, por
el momento, es el método de perforación direc-
cional más utilizado.
El próximo paso en la tecnología de per-
foración direccional, que todavía se encuentra en
su etapa de desarrollo, es el sistema rotativo
direccional (RSS, por sus siglas en Inglés). Estos
sistemas permiten la rotación continua de la
columna de perforación mientras se controla la
dirección de la mecha. En la actualidad, la indus-
tria petrolera clasifica los sistemas rotativos
direccionales en dos grupos, los sistemas más
generalizados de “empuje de la mecha,” que in-
cluyen el sistema PowerDrive y los sistemas me-
nos desarrollados de “direccionamiento de la
mecha” (abajo).
¿Cómo funciona un sistema rotativo
direccional?
El sistema PowerDrive es un sistema compacto y
poco complicado desde el punto de vista mecáni-
co, que comprende una unidad sesgada y una uni-
dad de control que agregan sólo 3,8 m [121
⁄2 pies]
a la longitud total del BHA.12
La unidad sesgada,
ubicada directamente detrás de la mecha, aplica
una fuerza sobre la mecha en una dirección con-
trolada mientras toda la columna gira. La unidad
de control, que se encuentra detrás de la unidad
sesgada, contiene dispositivos electrónicos, sen-
sores, y un mecanismo de control que proporcio-
nan la magnitud y la dirección promedio de las
cargas del lado de la mecha, necesarias para alcan-
zar la trayectoria deseada (próxima página, abajo).
La unidad sesgada tiene tres patines externos
articulados, que son activados por el flujo de lodo
controlado a través de una válvula. La válvula uti-
liza la diferencia de presión de lodo existente
entre el interior y el exterior de la unidad sesgada
(próxima página, arriba). La válvula de tres vías
de disco rotativo acciona los patines al dirigir el
lodo en forma sucesiva a la cámara del pistón de
cada patín, a medida que rota para alinearse con
el punto de empuje deseado en el pozo, que es el
punto opuesto a la trayectoria deseada. Una vez
que un patín pasa el punto de empuje, la válvula
rotativa corta el suministro de lodo y el mismo se
escapa a través de una compuerta especialmente
diseñada para la filtración del lodo. Cada patín se
extiende no más de 1 cm [3
⁄8 pulgada] durante
cada revolución de la unidad sesgada. Un eje
conecta la válvula rotativa con la unidad de con-
trol para regular la posición del punto de empuje.
Si el ángulo del eje se encuentra geoestacionario
con respecto a la roca, la mecha será empujada
constantemente en una dirección, que es la
dirección opuesta al punto de empuje. Si no se
necesita modificar la dirección, el sistema se
opera en un modo neutral, donde cada patín se
extiende de a uno por vez, de manera que los
patines empujen en todas las direcciones y sus
movimientos se cancelen entre sí.
La unidad de control mantiene la posición
angular propia del eje de impulso relativa a la
formación. La unidad de control está montada
sobre cojinetes que le permiten rotar libremente
alrededor del eje de la sarta de perforación. Por
medio de su propio sistema de activación, se
puede dirigir a la unidad de control para que
mantenga un ángulo de giro determinado, o
ángulo de orientación de la herramienta con
respecto a la roca de formación. Los sensores del
acelerómetro y magnetómetro de tres ejes pro-
porcionan información relativa a la inclinación y
al azimut de la mecha, además de la posición
angular del eje de impulso. Dentro de la unidad
24 Oilfield Review
12. Para más detalles sobre trabajos con la herramienta
PowerDrive, por favor referirse a: Clegg JM y Downton
GC: “The Remote Control of a Rotary Steerable Drilling
System,” presentado en la Conferencia de la Sociedad
de Energía Nuclear Británica sobre Técnicas Remotas
para Ambientes Peligrosos, Londres, Inglaterra, Abril
19-20, 1999.
Para ver varios estudios de casos del campo Wytch
Farm, por favor referirse a: Colebrook MA, Peach SR,
Allen FM y Conran G: “Application of Steerable Rotary
Drilling Technology to Drill Extended Reach Wells,”
artículo de las IADC/SPE 39327, presentado en la
Conferencia de Perforación de las IADC/SPE, Dallas,
Texas, EE.UU., Marzo 3-6, 1998.
13. Para mayor información sobre software de planea-
miento integrado de pozos, por favor referirse a:
Clouzeau F, Michel G, Neff D, Ritchie G, Hansen R,
McCann D y Prouvost L: “Planning and Drilling Wells in
the Next Millennium,” Oilfield Review 10, no. 4
(Invierno de 1998): 2-13.
Gas
Petróleo
Agua
> Optimización del flujo durante la producción. Los puntos altos y bajos en el hoyo ondu-
lante (arriba) tienden a acumular gas (rojo) y agua (azul), dificultando el flujo de petróleo.
Un perfil más suave (abajo) facilita el flujo de hidrocarburo hacia la superficie.
Turbina generadora
de potencia
Rotación del collar
Rotación del motor
Motor
Tendencia de la
perforación
Paquete de
sensores y sistema
de control
Fuerzaaplicada
> Diseños de sistemas rotativos direccionales
caracterizados por su comportamiento estable.
En los sistemas que dirigen la mecha (izquierda),
la mecha se encuentra inclinada en relación con
el resto de la herramienta para lograr la trayecto-
ria deseada. En los sistemas que empujan la
mecha (derecha) se aplica una fuerza contra el
hueco con el mismo fin.

6. Verano de 2000 25
de control, se encuentran unos impulsores de
turbina de rotación contraria, montados sobre
ambos extremos de la misma, que desarrollan el
torque estabilizador necesario por medio de
imanes permanentes de gran potencia, cuya
acción se suma a la de las bobinas de torsión ubi-
cadas en la unidad de control. La transmisión del
torque desde los impulsores a la unidad de con-
trol se controla en forma eléctrica modificando la
resistencia de las bobinas de torsión. El impulsor
superior, o torquer, se utiliza para aplicar torque a
la plataforma en la misma dirección de la rota-
ción de la columna de perforación, mientras que
el impulsor inferior la hace girar en la dirección
inversa. Otras bobinas generan energía para los
dispositivos electrónicos.
La herramienta se puede adecuar a las nece-
sidades específicas en la superficie y se puede
programar previamente de acuerdo con las varia-
ciones esperadas de inclinación y dirección. Si
fuera necesario modificar las instrucciones, una
secuencia de pulsos en el fluido de perforación
transmite las nuevas instrucciones al fondo del
pozo. El funcionamiento del sistema PowerDrive
puede ser monitoreado por medio de herramien-
tas MWD y de los sensores instalados en la
unidad de control; esta información será transmi-
tida a la superficie por medio del sistema de
comunicación PowerPulse.
El nivel de referencia utilizado para estable-
cer el ángulo geoestacionario del eje es propor-
cionado por un acelerómetro triaxial o bien por el
magnetómetro montado en la unidad de control.
Cuando se trata de huecos casi verticales, para
determinar la dirección de la desviación se utiliza
como referencia un cálculo del Norte magnético.
En los huecos que presentan mayor desviación
respecto de la vertical, los acelerómetros propor-
cionan la referencia necesaria para el control de
la dirección.
Uno de los múltiples beneficios derivados de
utilizar una plataforma con rotación estabilizada
para determinar la dirección de navegación es su
insensibilidad con respecto al comportamiento de
colgamiento-deslizamiento de la columna de per-
foración. Los sensores adicionales que se en-
cuentran en la unidad de control registran la
velocidad instantánea de la columna de perfora-
ción con respecto a la formación, con lo cual se
obtiene información útil acerca del comporta-
miento de la columna. Los sensores térmicos y de
vibración también están incluidos dentro de la
unidad de control para registrar datos adi-
cionales sobre las condiciones de fondo. La com-
putadora instalada a bordo muestrea y registra
información relativa a las condiciones de per-
foración, que se transmite en forma inmediata a
la superficie por medio del sistema MWD o bien
se recupera posteriormente. Esta información ha
ayudado a diagnosticar problemas de perforación
y, junto con los registros MWD, registros de lodo
y de la formación, resulta de gran importancia
para optimizar las operaciones futuras.
Conceptos básicos
La capacidad de controlar la 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 conjun-
ta desde un primer momento, en lugar de hacer-
lo en forma secuencial utilizando una base de
conocimientos incompleta. Una vez determinada
una ubicación en la superficie y un objetivo de-
seado en el subsuelo, el planificador direccional
debe evaluar los costos, la exactitud requerida y
los factores técnicos y geológicos para determi-
nar el perfil apropiado del hueco (oblicuo, en
forma de S, horizontal o quizás tenga una forma
más exótica). La perforación dentro de otro
hueco, fenómeno denominado colisión, es total-
mente inaceptable, por lo cual se utiliza común-
mente un programa anticolisión con el fin de
planificar una trayectoria segura.13
Eje de control Válvula de
disco giratorio
Activador
Giro hacia
la derecha
< Empuje de la mecha. El flujo de lodo impulsa
tres patines externos (arriba) a través de una
válvula de tres vías de disco rotativo. Los patines
ejercen presión contra el hueco en el punto ade-
cuado en cada rotación para alcanzar la trayec-
toria deseada: en este caso, un giro a la derecha
(arriba a la derecha) y extensión hacia afuera de
hasta 1 cm [3
⁄4 pulgada]. Las ilustraciones inferio-
res muestran la herramienta con los patines
retraídos (izquierda) y extendidos (derecha).
Unidad de control Unidad sesgada
Electrónica de control TurbinaTurbina Patín activador direccional
> Sistema rotativo direccional PowerDrive.

7. Por otra parte, es importante seleccionar el
RSS apropiado para el trabajo. En las situaciones
proclives al aprisionamiento, una herramienta
provista de patines u otros componentes exter-
nos que rotan con el collar, como el sistema
PowerDrive, minimiza el riesgo de que se pro-
duzca un aprisionamiento de la columna de per-
foración y permiten la rectificación del hueco. El
RSS también debe ser capaz de alcanzar el incre-
mento angular deseado.
En ciertas situaciones, la comunicación en
tiempo real y la posibilidad de evaluar la forma-
ción resultan críticas para lograr resultados
exitosos. El sistema PowerDrive está ligado al
sistema PowerPulse MWD y al conjunto de sis-
temas de perfilaje durante la perforación (LWD,
por sus siglas en Inglés) de Schlumberger. Dentro
de la herramienta PowerDrive, se puede colocar
una sonda de comunicaciones de respuesta rápi-
da—un sistema telemétrico de corta distancia
que no requiere cableado—para facilitar la
comunicación en tiempo real con el exterior
(arriba). La sonda de respuesta rápida conecta la
interfaz del sistema telemétrico PowerPulse con
el sistema MWD por medio de pulsos magnéti-
cos y confirma que las instrucciones han sido
recibidas en la superficie.
En los sistemas rotativos direccionales la
variedad de mechas que se pueden utilizar es
mayor que en el caso de los motores direc-
cionales, puesto que el control de la orientación
de la herramienta es suficiente aún cuando se
utilizan mechas de perforación agresivas.14
El
control direccional con un PDM y una mecha
agresiva puede resultar difícil porque una mecha
agresiva puede generar grandes fluctuaciones en
el torque. Las variaciones en el torque alteran la
orientación de la herramienta en detrimento del
control direccional. Una mecha corta de un com-
puesto policristalino de diamantes (PDC, por sus
siglas en Inglés), por ejemplo, la Hycalog DS130,
maximiza el rendimiento del sistema PowerDrive.
La versatilidad de la herramienta PowerDrive
también permite el uso de otros diseños de
mechas, como las mechas tricónicas.
La rotación de la sarta de perforación mejora
en gran medida la limpieza del hoyo, minimiza el
riesgo de aprisionamiento de la columna de per-
foración y facilita el control direccional. La
potencia en la mecha no disminuye por la necesi-
dad de realizar operaciones de perforación con
deslizamiento. El control direccional se puede
mantener más allá del punto donde el torque y el
arrastre hacen que el deslizamiento con un motor
resulte poco efectivo. Los beneficios del incre-
mento de la ROP en comparación con un motor
de deslizamiento tradicional quedan demostra-
dos al utilizar el sistema PowerDrive.
Evolución de los sistemas PowerDrive
Desde su primera operación comercial en 1996,
la herramienta PowerDrive ha demostrado que la
eliminación del deslizamiento durante la per-
foración direccional provoca un gran incremento
de la tasa de penetración. La eliminación del
modo de deslizamiento también hace posible la
realización de trayectorias de pozos poco habi-
tuales, como lo demuestran los siguientes
relatos de casos reales.
Hasta la fecha se han realizado 230 opera-
ciones con la herramienta PowerDrive, que com-
prenden miles de horas de operación en más de 40
pozos. En el viaje o carrera individual más larga se
logró perforar una sección de 1602 m [5255 pies].
En el campo Njord del área Haltenbanken al
oeste de Noruega, la compañía operadora Norsk
Hydro comenzó utilizando el sistema PowerDrive
para perforar la sección del yacimiento corres-
pondiente al pozo A-17-H, que finalizó 22 días
antes de lo programado. A partir del éxito de
esta operación, la compañía se embarcó en un
pozo con objetivos múltiples, lo cual constituía
un reto mucho mayor ya que el pozo presentaba
un perfil sinusoidal destinado a manejar los
problemas provocados por las incertidumbres
geológicas y la escasa conectividad del
yacimiento. En abril de 1999, se perforó el pozo
A-13-H con el sistema PowerDrive. Se planificó
una trayectoria inusual en forma de W para
poder penetrar el yacimiento primario en diver-
sos bloques de fallas (próxima página, arriba).
El pozo penetró la formación heterogénea
Jurassic Tilje, en la que predominan las arenis-
cas con menor presencia de fongolitas y limos,
en cuatro bloques de fallas. El yacimiento se en-
cuentra compartimentado por echados (buza-
mientos) pronunciados y planos de falla sellantes
separados por desplazamientos verticales de 30
a 50 m [98 a 164 pies]. Como complicación adi-
cional se observa que la permeabilidad horizon-
tal del yacimiento Tilje es muy superior a la
permeabilidad vertical, por lo cual es preferible
que se lo explote con pozos horizontales.
26 Oilfield Review
14. Si bien este artículo no incluye una discusión exhaustiva
sobre la selección de la mecha, este tema será tratado en
profundidad en un próximo número de Oilfield Review. En
este caso, una mecha agresiva es aquélla que ha sido di-
señada para perforar en forma rápida utilizando cortadores
largos que producen recortes de gran tamaño. Las mechas
menos agresivas, en cambio, poseen dientes más cortos que
producen recortes más pequeños por molido. Otros factores
que afectan el funcionamiento de la mecha son: la velocidad
de rotación, el peso sobre la mecha, el torque, la tasa de
flujo y la naturaleza de la formación que se está perforando.
15. Para mayor información acerca de la entrega de datos,
incluyendo el sistema InterACT Web Witness, por favor
referirse a: Brown T, Burke T, Kletzky A, Haarstad I, Hensley
J, Murchie S, Purdy C y Ramasamy A: “Entrega de datos a
tiempo,” Oilfield Review 11, no. 4 (Primavera de 2000): 34-55.
16. Para mayor información sobre operaciones de perforación y
producción en pozos de alcance extendido en el campo
Wytch Farm, por favor referirse a: Algeroy J, Morris AJ,
Stracke M, Auzerais F, Bryant I, Raghuraman B,
Rathnasingham R, Davies J, Gai H, Johannessen O, Malde O,
Toekje J y Newberry P: “Control remoto de yacimientos,”
Oilfield Review 11, no. 3 (Otoño de 1999): 18-29.
Allen F, Tooms P, Conran G, Lesso B y Van de Slijke P:
“Extended-Reach Drilling: Breaking the 10-km Barrier,”
Oilfield Review 9, no. 4 (Invierno de 1997): 32-47.
> Configuraciones de los conjuntos de fondo. El sistema PowerDrive se puede utilizar sin un sistema de
comunicaciones en tiempo real (arriba), pero con una sonda de comunicación de respuesta rápida
(centro) o bien con una extensión de la sonda de respuesta rápida que permite establecer comunica-
ciones en tiempo real utilizando un collar flexible cuando se requiere un mayor incremento angular
(abajo).
4°/100 pies
sin comunicación en tiempo real
4°/100 pies
con comunicación en tiempo real
8°/100 pies
con comunicación en tiempo real
Interfaz para
comunicaciones PPI Estabilizador
Collar
de la unidad
de control
Unidad
sesgada
Collar
flexible
Sonda de respuesta rápida

8. Profundidadvertical,m
2100
3100
500 2700Sección vertical, m a 227,26°
Propuesta Real
Verano de 2000 27
Las mediciones de porosidad, resistividad y
rayos gamma en tiempo real obtenidas con los
sistemas de Densidad Neutrón Azimutal ADN y
Resistividad Dual Compensada CDR le permi-
tieron al equipo responsable de la operación diri-
gir geológicamente la trayectoria del pozo hasta
alcanzar la ubicación deseada utilizando el RSS.
Los desvíos con respecto a la trayectoria
planeada fueron intencionales y decididos sobre
la base de las mediciones de evaluación de la
formación obtenidas en tiempo real. El sistema
InterACT Web Witness transmitió los datos en
tiempo real desde la plataforma de perforación
Njord a las oficinas de operaciones ubicadas en
Kristiansund y Bergen, de manera tal que el
equipo de operaciones pudiera tomar las deci-
siones necesarias en el momento adecuado.15
En el pasado, se hubiera perforado un pozo
con forma de anzuelo, que habría interceptado el
yacimiento en sólo dos bloques de fallas. La com-
binación del RSS y la evaluación de la formación
en tiempo real permitió adoptar un método de
investigación, en lugar de conjeturar, en un área
en la cual las incertidumbres sísmicas alcanzan
hasta los 100 m [328 pies], para optimizar la
trayectoria y mejorar el drenaje del yacimiento
perforando en cuatro bloques de fallas. La pene-
tración de los dos bloques adicionales permite
ahorrar los gastos y los riesgos implícitos en la
perforación de otro pozo. De hecho, hubiera sido
imposible perforar el pozo A-13-H con la tec-
nología convencional de perforación direccional.
Gracias al sistema rotativo direccional se logró
una reducción de costos de 1 millón de dólares
con respecto al pozo perforado previamente en el
mismo campo, puesto que el tiempo de construc-
ción del pozo se redujo a la mitad. Por otra parte,
el uso de mechas de PDC en combinación con la
herramienta PowerDrive permitió duplicar la ROP.
Los sistemas rotativos direccionales abren
nuevos horizontes en la planificación de los po-
zos, en el manejo de los yacimientos e incluso en
el desarrollo de los campos petroleros. Los siste-
mas rotativos direccionales permiten perforar
menos pozos, y que los pozos perforados logren
penetrar más objetivos. Al poder interceptar cua-
tro bloques de fallas en lugar de dos, el pozo A-
13-H alcanzó los objetivos geológicos de dos
pozos y el drenaje del yacimiento se incrementó
en forma extraordinaria. El emplazamiento del po-
zo se puede optimizar realizando ajustes de la tra-
yectoria en tiempo real, tomando como base las
mediciones obtenidas con las más modernas
herramientas de evaluación de formaciones en
tiempo real combinadas con el sistema
PowerDrive. Cuando se trata de plataformas más
pequeñas con menor cantidad de aberturas se
requieren inversiones de menor envergadura,
mientras que se optimiza el drenaje del campo y
se reducen los costos por barril producido.
La flexibilidad del sistema PowerDrive logró
extender la vida del campo Njord, ya que
permitió el acceso a las reservas que, con la tec-
nología convencional, se habrían considerado
económicamente poco atractivas.
En el Reino Unido, el rendimiento promedio
de la herramienta PowerDrive durante 1999 fue
de un tiempo medio entre fallas de 522 horas. En
el año 2000, las actividades en el Reino Unido
han aumentado a tres o cuatro carreras adiciona-
les por mes. Las operaciones de perforación ha-
bituales incluyen pozos con diseños complicados
con varias secciones de incremento angular y
giro. En 1998, se logró perforar el pozo M-17 del
campo Wytch Farm a través del angosto yaci-
miento de areniscas Sherwood, ubicado entre
dos fallas utilizando la herramienta PowerDrive.16
< Trayectoria del pozo A-13-H. El pozo en forma
de W interceptó el yacimiento Tilje en cuatro
bloques de fallas separados (izquierda). Otras
configuraciones de pozos utilizadas en esta
área, como los pozos en forma de anzuelo,
hubieran penetrado sólo dos bloques (derecha).
95/8 pulg
133/8 pulg
N
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
2200
2000
1800
1600
1400
1200
1000
800
600
400
200
0
95/8 pulg
185/8 pulg
-500
-400
-300
-200
-100
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
N
Distancia,m
Distancia, m
> La carrera más larga realizada por una mecha en Wytch Farm. La herramienta PowerDrive fue utilizada en dos carreras en el pozo M-17, el segundo de
los cuales estableció el récord del campo de la carrera más larga con una sola mecha, perforando 1287 m de un hueco de 81
⁄2 pulgadas en sólo 84 horas.
La vista areal de la trayectoria del pozo (izquierda) muestra el giro de 110°. La vista tridimensional (derecha) ilustra la inclinación que acompañó al giro.
Gracias al uso de la herramienta PowerDrive se completó la operación con un ahorro de siete días de equipo de perforación.

9. 0
160
320
480
640
800
960
1120
1280
1440
1600
1760
-480 -320 -160 0 160 320 800 960 1120 1280 1440480 640
Profundidadverticalverdadera,m
Sección vertical, m
Comienzo de la desviación
360 MD 358 TVD
17,7° 347,43° az
Desplazamiento –19
Rotación e incremento angular de 3,00° cada 30 m
Bekok A7 ST
Bekok A7
Angulo sostenido
en 69,35°
Tubería de 7 pulg
2190 MD 1692 TVD 69,2° 198,5° az, desplazamiento 1369
Sección TD de 8,5 pulg
2600 MD 1696 TVD 69,2° 198,5° az, desplazamiento 1369
Real
Propuesta
-1280
-720 -560 -400 -240 -80 80
-1120
-960
-800
-640
-480
-320
-160
0
160
320
480
Desplazamiento(norte/sur),m
Desplazamiento (este/oeste), m
Bekok A7
Comienzo de
la desviación
360 MD 358 TVD
17,7° 347,43° az
23N 7º
Tubería de 7 pulg
Bekok A7 ST
Azimutsostenido198,93°
Este pozo estableció el récord actual para una ca-
rrera con una sola mecha al perforar 1287 m [4222
pies] en sólo 84 horas, mientras realizaba un giro
de 110° con una gran inclinación (página anterior).
Uno de los grandes desafíos que deben
enfrentar los ingenieros de perforación es maxi-
mizar la efectividad económica de los costosos
pozos direccionales con trayectorias complejas. El
éxito depende de las herramientas de perforación
que ofrecen eficiencia, confiabilidad y capacidad
intrínsecas, que superan en gran medida las posi-
bilidades de los sistemas convencionales. En
Malasia, la capacidad del sistema PowerDrive
quedó demostrada en los pozos A1 ST y A7 ST del
campo Bekok, operados por Petrona Carigali. En
ambos pozos, el sistema funcionó sin inconve-
nientes; sin ningún tipo de fallas ni restricciones
durante las operaciones de perforación. El control
direccional resultó excelente en ambos casos, a
pesar de que las formaciones perforadas eran rela-
tivamente blandas.
En el pozo A7 ST, se perforaron 1389 m [4557
pies] a un promedio de 51 m [16 pies] por hora,
donde la inclinación del hueco oscilaba entre 40 y
70 grados. El promedio de incremento angular y
giro fue de 3°/30 m [3°/100 pies] (derecha). Al op-
timizar la selección de la mecha, el peso sobre la
mecha, la tasa de flujo del lodo y las rpm, la tasa
de penetración lograda con la tecnología Power-
Drive resultó superior en un 45% con respecto a la
mejor tasa registrada hasta ese momento con
motores de fondo. La herramienta PowerDrive
perforó 513 m/día [1683 pies/día], con lo cual se
ahorraron cinco días de equipo de perforación,
mientras que el mejor rendimiento de los motores
en el pozo Bekok A5, fue de sólo 360 m/día [1181
pies/día]. Por otra parte, se pudo ahorrar una va-
liosa cantidad de tiempo ya que también se redu-
jo el número de viajes de limpieza: de un promedio
tradicional de un viaje cada 300 m [980 pies] se
pasó a uno cada 700 m [2300 pies]. De esta mane-
ra, se logró alcanzar la profundidad total del pozo
en sólo dos tercios del tiempo especificado en el
plan de perforación, lo cual dio como resultado
una significativa reducción de los costos.
En el pozo Bekok A1 ST, se utilizó el sistema
PowerDrive para perforar 1601 m [5253 pies] de
81
⁄2 pulgadas [21,6 cm] de diámetro hasta llegar a
la capa de interés, con lo cual se ahorraron tres
días del programa original de perforación (próxi-
ma página, arriba a la izquierda). Las tasas de
penetración fueron 300% superiores a las experi-
28 Oilfield Review
> Vista areal (arriba) y de una sección (abajo) de
la trayectoria planificada para el pozo Bekok A7
ST, que se muestra en azul, y de la trayectoria
real, que se observa en rojo.
mentadas con conjuntos de herramientas conven-
cionales en los pozos vecinos, lo cual permitió
reducir el número de viajes de limpieza. Debido a
una mínima tortuosidad, la ausencia de micro patas
de perro y la superficie suave del hueco se pudo
colocar la tubería corta de 7 pulgadas [17,8 cm] en
forma rápida y sin ningún tipo de inconvenientes. El
uso del sistema PowerDrive permitió una reducción
total en los costos de US$200.000.
El segundo pozo de desarrollo en un campo
del área de planeamiento de Viosca Knoll consti-
tuyó la primera aplicación de una herramienta
rotativa direccional por parte de uno de los prin-
cipales operadores en el Golfo de México. Su ob-
jetivo consistía en ahorrar tiempo de operación
aumentando la ROP con una técnica hidráulica
superior y mejorando también la limpieza del
pozo por encima de los niveles alcanzables con

10. 0
400
800
1200
1600
2000
0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800
Profundidadverticalverdadera,m
Sección vertical, m
Conexión a 8,5° y 418 m de profundidad medida
Rotación e incremento angular de 3,00° cada 30 m
75,71° 1117 profundidad medida
Bekok A1
Bekok A1 ST
Angulo sostenido en 75,71°
Real
Propuesta
-1800
-2400 -1800 -1200 -600 0
-1200
-600
0
Desplazamiento(norte/sur),m
Desplazamiento (este/oeste), m
ConexiónBekok A1
Bekok A1 ST
Comienzo
de la
desviación
> Vista areal (arriba) y de una sección (abajo) de la
trayectoria planificada para el pozo Bekok A1 ST,
que se muestra en azul, y de la trayectoria real, que
se observa en rojo.
Verano de 2000 29
una configuración de PDM direccional. De esta
manera se trataría de reducir o eliminar los cos-
tos y pérdidas de tiempo provocados por los
problemas de aprisionamientos de la columna de
perforación debidos a la dilatación de las luti-
tas—problema frecuente en el área—y se
podría lograr un mayor control de la densidad de
circulación equivalente del lodo de perforación.
El uso del sistema rotativo serviría para garanti-
zar que los recortes se mantengan en suspenso
en todo momento, superando los problemas de
asentamiento de los recortes asociados con el
deslizamiento durante las operaciones de PDM.
El sistema PowerDrive se utilizó para perforar
desde el zapato del revestidor de 95
⁄8 pulgadas
[24,4 cm] hasta los 3554 m [11.660 pies]. Una vez
realizada una prueba de integridad de la forma-
ción, el sistema de fluidos fue desplazado con un
lodo de perforación a base de diesel, cuya densi-
dad era de 14,9 lbm/gal [1,79 g/cm3]. Como ésta
era la primera vez que la herramienta se utilizaba
con un fluido a base de diesel, se contemplaba la
posibilidad de que surgieran problemas. La he-
rramienta perforó con todo éxito 843 m [2767 pies]
y la tasa de giro y reducción angular fue de hasta
1,6° cada 30 m [100 pies] (arriba, a la derecha).
-4000 -3750 -3500 -3250 -3000
-3000
-3250
-3500
-3750
Entrada al pozo con la
herramienta PowerDrive
Extracción de la sarta con
la herramienta PowerDrive
Rotación y reducción
angular de 2°
cada 100 pies
-4000
-4250
-4500
-4750
-5000
Desplazamiento (este/oeste) pies
Desplazamiento(norte/sur),pies
1050
1100
1150
1200
1250
1300
Bajada al pozo con
la herramienta PowerDrive
1350
1400
Desviación desde la vertical, pies
4500 5000 5500 6000
Desplazamientovertical,pies
Real
Propuesta
Rotación y reducción angular
de 2°/100 pies 35,14°
a 13,448 pies de
profundidad medida
Extracción de la sarta con
la herramienta PowerDrive
< Perforación direccional rotativa en el Golfo de
México. Se perforó un pozo de desarrollo en un
campo del área Viosca Knoll utilizando un sistema
rotativo direccional con el fin de aumentar la ROP y
la limpieza del hueco. La trayectoria propuesta se
muestra en azul. La herramienta PowerDrive
alcanzó la trayectoria deseada, como se observa
en rojo en la sección vertical (arriba) y en la vista
general (abajo). La herramienta fue removida
después de perforar 2767 pies y un PDM perforó el
resto del hueco con una tasa de penetración dos
veces y media más lenta.

11. 0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
0 20 40 60 80
12.000
14.000
16.000
18.000
Profundidadmedida,pies
Días concretos de perforación
Días previstos por posibles riesgos
Días mínimos planificados
Número de días de perforación
El perfil direccional planificado incluía la per-
foración de una sección tangencial de 396 m
[1300 pies] antes de la reducción angular y giro
hacia la izquierda a través de dos objetivos geo-
métricamente cerrados. En la sección tangencial
(o de ángulo sostenido) el equipo de trabajo pudo
evaluar el rendimiento direccional del sistema
antes de iniciar el giro. Con la herramienta
PowerDrive se lograron excelentes tasas de pe-
netración. La pequeña caída de presión ocurrida
a lo largo de toda la herramienta permitió una
mejor utilización de la energía hidráulica disponi-
ble en comparación con un motor direccional. Las
tasas de flujo fueron superiores que en las ca-
rreras previas de los motores en aproximada-
mente 50 gal/min [0,2 m3/min], con lo cual se
mejoró la limpieza del hueco y se lograron
mejores tasas de penetración. La eficiencia de la
limpieza del hueco fue monitoreada por medio de
un sensor de presión anular instalado en la
columna MWD, de manera que el hueco se
pudiera limpiar con la misma rapidez con que se
podía perforar.
En resumen, el conjunto PowerDrive fue uti-
lizado para perforar 128 m [420 pies] de cemento,
zapato y formación desde 3554 a 4397 m [11.660
hasta 14.427 pies], lo cual se logró realizar en 42
horas de perforación a una tasa promedio de pe-
netración de 20 m/hr [66 pies/hr].
A la profundidad medida de 4397 m [14.427
pies], se percibió que el sistema rotativo direc-
cional había dejado de recibir órdenes desde la
superficie. La herramienta continuó perforando de
acuerdo con la última orden recibida, una orienta-
ción hacia el lado inferior que provocó un leve gi-
ro hacia la derecha. Llegado a este punto, era
necesario iniciar un giro hacia la izquierda, y hubo
que realizar un viaje para recuperar la herra-
mienta. Como en un primer momento se desco-
nocía la naturaleza de la falla y, dado que la
30 Oilfield Review
> Mejoras en la eficiencia de la perfora-
ción. El uso del sistema PowerDrive
contribuyó a la perforación del pozo de
desarrollo de Viosca Knoll 10 días antes
de lo planeado.
temperatura del hueco se estaba acercando al
límite de temperatura admitido por el sistema de
herramientas rotativas, se seleccionó un motor
direccional convencional para finalizar la perfo-
ración del intervalo.
El análisis posterior confirmó que había falla-
do un cojinete de elastómero, lo que permitió que
la turbina rotara en forma excéntrica dentro del
collar de la herramienta. El desgaste dentro del
collar indicaba que las aletas de la turbina gol-
peaban la pared interior del collar, lo cual impe-
día que la herramienta recibiera nuevas órdenes.
Más tarde se pudo determinar que el lodo había
degradado el material del cojinete. Para las futu-
ras aplicaciones, se desarrolló un elastómero de
mayor duración, cuya eficacia ya ha sido compro-
bada y se encuentra en uso actualmente.
Los resultados obtenidos con un motor direc-
cional en la próxima carrera proporcionaron una
comparación interesante de la eficiencia de los
dos sistemas, ya que se utilizó el mismo tipo de
mecha para perforar la misma formación y se rea-
lizó una operación direccional con un esfuerzo si-
milar. Las tasas de penetración alcanzadas
durante la rotación con el motor direccional
convencional se acercaron a las del sistema
PowerDrive. Sin embargo, el tiempo adicional ne-
cesario para orientar la herramienta, junto con
las bajas tasas de penetración durante el desliza-
miento, significaron un gran aumento de los tiem-
pos totales de perforación. El motor direccional
perforó 397 m [1303 pies] en 48 horas a una ROP
promedio de 8,2 m/hr [27 pies/hr], casi dos veces
y media más lento que el sistema PowerDrive.
Este ejemplo demuestra claramente que el in-
cremento de la ROP compensa los mayores cos-
tos del equipo de perforación y justifica
ampliamente los gastos adicionales de la herra-
mienta rotativa direccional, lo que resulta en
menores tiempos y costos globales (izquierda).
Este pozo fue perforado 10 días antes de lo pla-
neado. No obstante ello, Schlumberger continúa
trabajando para perfeccionar aún más el rendi-
miento de la perforación rotativa direccional.
Camino hacia el futuro
La capacidad del sistema PowerDrive de perforar
secciones prolongadas en forma rápida y confia-
ble ha aumentado la demanda de las 39 herra-
mientas disponibles hoy en día. La fabricación de
otras 16 herramientas PowerDrive durante el pri-
mer trimestre del año 2000 incrementó el acceso
mundial a estos sistemas. Las herramientas
fueron manufacturadas en el Reino Unido, pero
el mantenimiento y las reparaciones se realizan
en distintos centros regionales, ubicados cerca
del lugar donde son utilizadas.

12. Verano de 2000 31
Hoy en día, el sistema PowerDrive675, que es
la herramienta de 63
⁄4 pulgadas de diámetro que
se describe en este artículo, representa una tec-
nología comprobada (derecha). Schlumberger
continúa trabajando en su afán por establecer
nuevos estándares industriales en lo que respec-
ta a los sistemas rotativos direccionales. En la
actualidad, se están realizando pruebas de cam-
po con la herramienta PowerDrive900. Se trata
de una herramienta de 9 pulgadas, con el sistema
de empuje de la mecha, diseñada para perforar
huecos de 12 o más pulgadas de diámetro. Se
espera iniciar su comercialización en la segunda
mitad del año 2000.
Se encuentra en desarrollo una herramienta
diseñada para dirigir la mecha, cuya trayectoria
de perforación está determinada por la dirección
de la mecha y no por la orientación de una sec-
ción más larga del BHA, como respuesta a la
demanda de una selección más amplia de me-
chas y estabilizadores, incluyendo mechas bicén-
tricas, además de incrementos angulares más
grandes. Schlumberger ha probado un prototipo
de herramienta de direccionamiento de la mecha
en diversas locaciones en todo el mundo y logró
perforar a razón de más de 30 m/hr [100 pies/hr].17
Con este prototipo se amplían los rangos de flujo
y temperatura propios de los sistemas de empuje
de la mecha, pero al mismo tiempo la herra-
mienta mantiene un tamaño relativamente
pequeño. Los datos de los relevamientos se
obtienen cerca de la mecha y se envían a la
superficie, con lo cual se obtiene la respuesta y
Desviación sostenida
Controlada por el motor de fondo,
independiente del torque
aplicado sobre la mecha. Se evitan los
problemas de control de la orientación
de la herramienta mediante una
columna de perforación elástica.
Hueco más limpio
Efecto de la alta inclinación
compensado por la rotación
continua de la tubería
Rotación continua
durante la navegación
Hueco suave
La tortuosidad del hueco se ve
reducida por una mejor navegación
Menos riesgos de
aprisionamiento de la tubería
Menor arrastre
Mejor control del peso
sobre la mecha
Menor costo por barril
Ahorros de tiempo
Perforación dirigida más
rápida y con menos
viajes de limpieza
Superior alcance extendido
sin arrastre excesivo
Se reduce el
costo de la
Completación
y se simplifica
el trabajo de
Reparación
Mayor alcance
horizontal
en el
yacimiento con
buen control
de la navegación
Menor cantidad
de pozos para
explotar un
yacimiento
Menor costo por pie perforado
Menos plataformas
para desarrollar un campo
> Beneficios del sistema PowerDrive. La rotación continua de la sarta de perforación mejora muchos
aspectos de la construcción del pozo y, en última instancia, se traduce en una disminución del tiempo
y los costos.
35.000
30.000
25.000
20.000
15.000
10.000
5.000
0
0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000 35.000 40.000
Relación
5:1
Relación
2:1
Relación 1:1
Profundidadverticalverdadera,pies
Desplazamiento, pies
Shell Auger
BP Clyde
BP Gyda
Maersk, Qatar
Amoco Brintnell 2-10
Statoil Sleipner Phillips
Zijiang
Total Austral
Total Austral
CN-1
BP M-14
BP M-11
BP Amoco
M-16Z
> Prolongación del alcance. A profundidades relativamente someras es posible lograr
un alcance de 10 km [6,2 millas] o más. El desplazamiento se restringe a medida que
aumenta la profundidad, como se observa en las marcas de color púrpura.
17. Schaaf S, Pafitis D y Guichemerre E: “Application of a
Point the Bit Rotary Steerable System in Directional
Drilling Prototype Well-bore Profiles,” artículo de la SPE
62519, preparado para su presentación en la Reunión
Regional Occidental de las SPE/AAPG, Long Beach,
California, EE.UU., Junio 19-23, 2000.
control de la trayectoria en tiempo real. El obje-
tivo de todos estos sistemas es llegar a realizar
operaciones de perforación que resulten efecti-
vas en costos para operaciones corrientes, en
lugar de limitarse sólo a las aplicaciones más
extremas por cuestiones económicas. Con toda
seguridad, los operadores continuarán exten-
diendo los límites de alcance y profundidad de
los pozos (izquierda).
Los avances en los enlaces de comunicación
remota con las oficinas de los operadores les per-
mitirán a los expertos recibir los datos, consultar
con el personal del equipo de perforación y enviar
órdenes a las bombas de lodo; tareas críticas
cuando se perforan pozos complejos. Tarde o
temprano, la forma de los huecos se verá limi-
tada sólo por los factores económicos y el inge-
nio de los operadores. —GMG