01 bit design

4 Oilfield Review
El diseño de las barrenas: Desde arriba hasta abajo
Si bien las barrenas individuales son uno de los componentes menos costosos
utilizados en las operaciones de perforación, el retorno de la inversión de varios
millones de dólares a menudo depende tanto del rendimiento de la barrena como de
cualquier otro componente de los complejos sistemas de perforación de nuestros días.
Inducidos por esa realidad, los ingenieros están incorporando computadoras
poderosas y de alta velocidad, y las versiones más modernas de los programas de
modelado y simulación en la ciencia del diseño de las barrenas.
Prabhakaran Centala
Vennela Challa
Bala Durairajan
Richard Meehan
Luis Páez
Uyen Partin
Steven Segal
Sean Wu
Houston, Texas, EUA
Ian Garrett
Brian Teggart
Tullow Oil plc
Londres, Inglaterra
Nick Tetley
Londres, Inglaterra
Traducción del artículo publicado en
Oilfield Review, Verano de 2011: 23, no. 2.
Copyright © 2011 Schlumberger.
Por su colaboración en la preparación de este artículo,
se agradece a Guy Arrington, Ashley Crenshaw, Diane
Jordan y Chuck Muren, Houston; y a Emma Jane Bloor,
Sugar Land, Texas.
DBOS, IDEAS, i-DRILL, ONYX y Spear son marcas de
Schlumberger.
Desde hace tiempo, la selección de la barrena se
considera clave para el éxito de las operaciones
de perforación. La barrena correcta desempeña
un rol esencial en la optimización de la velocidad
de penetración (ROP), lo que ayuda a minimizar
los costos del equipo de perforación y acorta el
tiempo existente entre la puesta en marcha de un
proyecto y la primera producción. En los progra-
mas de desarrollo de campos petroleros, la pre-
dicción de la ROP es crítica para la asignación
eficiente de equipos de perforación, personal y
material. Los operadores están perforando pozos
de alcance extendido cada vez más complejos, en
los que una barrena que no se adecua correcta-
mente a la formación, los parámetros de perfora-
ción, el BHA, o las herramientas de fondo de pozo,
puede introducir aspectos dinámicos indeseados
o generar fuerzas que produzcan la desviación del
pozo respecto de la trayectoria planificada.
Por el contrario, una barrena diseñada correc-
tamente genera un pozo más calibrado y un tra-
yecto menos tortuoso. Estas características del
pozo permiten a los ingenieros registrar el pozo
con más facilidad y luego instalar los tubulares,
las herramientas y los instrumentos requeridos
para la terminación planeada.

Volumen 23, no. 2 5
En una época, los ingenieros diseñaban y
seleccionaban las barrenas sencillamente en
base a estimaciones aproximadas de la dureza de
las formaciones, la profundidad de los intervalos
y la hidráulica de perforación. No obstante, como
sucede con muchos aspectos de las operaciones de
perforación y producción, en los últimos años la
ciencia del diseño de las barrenas ha evolucionado
a un ritmo acelerado. Las opciones disponibles
dentro de las categorías generales de barrenas de
cortadores fijos y barrenas de conos giratorios se
han incrementado y han pasado de unas pocas a
una amplia variedad diferenciada por el material
de manufactura, los procesos y las funciones.1
Si bien las barrenas nunca fueron diseñadas
en total aislamiento, las computadoras de alta
velocidad de nuestros días han permitido consi-
derar todo el sistema de perforación con mucho
más detalle y de una manera mucho más holística
que nunca. Además, los diseñadores pueden ajus-
tar mejor la barrena a la formación y evitar de ese
modo las ROP bajas o el tiempo no productivo
(NPT) excesivo causado por los viajes requeridos
para reemplazar las barrenas gastadas.
El resultado más perjudicial del diseño defi-
ciente de una barrena es la generación de impac-
tos y vibraciones excesivos en el fondo del pozo.
Las vibraciones pueden producir cualquier cosa,
desde una ROP lenta —inducida por el desgaste
prematuro de la barrena— hasta el daño y la
falla total de los complejos y costosos componen-
tes electrónicos de fondo de pozo. Y son causadas
principalmente por fenómenos de perforación, a
menudo vinculados, conocidos como rebote, atas-
camiento-deslizamiento (stick-slip), flexión y
movimientos en forma de remolino (arriba).
El rebote de la barrena se produce principal-
mente durante la perforación de pozos verticales
a través de formaciones duras, en general con
barrenas de conos giratorios, pero también puede
ocurrir con barrenas de cortadores fijos. La acción
de corte de las barrenas de tres conos tiende a
crear formas lobulares en el fondo del pozo, lo
que hace que la barrena sea desplazada axial-
mente tres, seis o incluso nueve veces por revolu-
ción, modificando el peso efectivo sobre la
barrena (WOB) y levantando reiteradamente la
barrena para luego bajarla de golpe hasta el
fondo del pozo. Las vibraciones axiales resultan-
tes dañan los sellos, las estructuras de corte y los
cojinetes de las barrenas, y los componentes del
conjunto de fondo (BHA), y además reducen la
ROP y destruyen los sensores de fondo de pozo.
Según un operador, el fenómeno de atasca-
miento-deslizamiento da cuenta de aproximada-
mente un 50% del tiempo de perforación en el
fondo del pozo.2
Dicho fenómeno, una función de la
velocidad de rotación del BHA, tiene lugar cuando
la barrena deja de girar debido a la fricción produ-
cida entre ésta y la formación. Cuando el esfuerzo
de torsión (torque) dentro de la sarta de perfora-
ción es mayor que estas fuerzas de fricción, la
barrena se suelta de la pared del pozo y gira por la
acción de destornillado de la columna de perfora-
ción larga, con velocidades angulares muy altas, lo
cual produce un movimiento lateral destructivo.
> Las fuentes de las vibraciones. El movimiento axial, o rebote de la barrena, posee una frecuencia característica cuyo valor es principalmente una función
de: el tipo de barrena, la masa del conjunto de fondo (BHA), la rigidez de la sarta de perforación y la dureza de la formación. Las oscilaciones torsionales,
o el fenómeno de atascamiento-deslizamiento (stick-slip), son provocadas por un esfuerzo de torsión (torque) excesivo en la sarta de perforación. Este tipo
de movimiento posee además una frecuencia dependiente de la masa del BHA, de la rigidez torsional de la sarta de perforación y de los puntos de
contacto de la pata de perro. El fenómeno de atascamiento-deslizamiento a menudo se traduce en impulsos transitorios de vibraciones laterales extremas.
El impacto lateral se refiere a la flexión lateral del BHA, y a menudo se acopla caóticamente a los movimientos axiales y torsionales. El movimiento en
forma de remolino del BHA es la flexión y la precesión del centro de la columna de perforación alrededor del pozo. Este movimiento excéntrico puede tener
lugar hacia delante —es decir, en la misma dirección de rotación que la tubería— o hacia atrás. El movimiento hacia adelante en forma de remolino es
muy común, y es inducido por las fuerzas centrífugas causadas por cualquier desequilibrio leve de los portamechas o lastrabarrenas. El movimiento hacia
atrás en forma de remolino se produce cuando las fuerzas de fricción ejercidas entre el portamechas y el pozo son suficientes para producir el retroceso
de la sarta de perforación a lo largo de la pared del pozo.
Rebote de la barrena Atascamiento-deslizamiento (stick-slip) Flexión Remolino
Movimiento axial
Rápido
Lento
Hacia atrás
Hacia adelante
Oscilaciones torsionales Impacto lateral Sarta de perforación excéntrica
1. Para obtener más información sobre los tipos de
barrenas y su manufactura, consulte: Besson A, Burr B,
Dillard S, Drake E, Ivie B, Ivie C, Smith R y Watson G:
“Bordes cortantes,” Oilfield Review 12, no. 4 (Invierno
de 2001): 38–63.
2. Xianping S, Paez L, Partin U y Agnihorti M: “Decoupling
Stick-Slip and Whirl to Achieve Breakthrough in Drilling
Performance,” artículo IADC/SPE 128767, presentado en
la Conferencia y Exhibición de Perforación de las IADC/
SPE, Nueva Orleáns, 2 al 4 de febrero de 2010.

6 Oilfield Review
La flexión es causada por la imposición de
demasiada fuerza descendente sobre la sarta de
perforación. Esto puede generar impactos latera-
les cuando la sarta se encuentra suficientemente
deformada para hacer contacto con el pozo.
Otro operador estimó que el 40% del total de
metros perforados en todo el mundo es afectado
por los movimientos en forma de remolino de la
barrena.3
Los movimientos en forma de remolino
generan un movimiento lateral severo en la
barrena y el BHA. A raíz de un problema de des-
equilibrio de la perforación, generado por una
barrena mal seleccionada o una interacción nega-
tiva entre la barrena y el BHA, uno de los lados de
la barrena es empujado contra la pared del pozo,
lo cual crea una fuerza de fricción. Cuando se per-
fora un pozo calibrado, la barrena rota alrededor
de su centro. Pero durante un movimiento en
forma de remolino, el centro instantáneo de rota-
ción pasa a ser un cortador en la cara o el calibre
de la barrena, de la misma manera en que un eje
de giro desplaza el centro instantáneo de rotación
de la rueda de un automóvil hacia el camino.
En consecuencia, la barrena trata de rotar alrede-
dor de este punto de contacto.
Dado que el centro de rotación de la barrena
se mueve a medida que la barrena rota, uno de
los resultados del movimiento en forma de remo-
lino es la generación de un pozo con una zona de
mayor diámetro. El movimiento producido en
este pozo puede hacer que los cortadores se des-
placen hacia atrás (respecto de la rotación de
superficie), o lateralmente, lo cual provoca que la
barrena recorra distancias más largas por revolu-
ción que en un pozo calibrado. Estas acciones
generan cargas de alto impacto sobre la barrena y
el BHA. El movimiento en forma de remolino tam-
bién crea una fuerza centrífuga que empuja la
barrena hacia la pared que incrementa la fuerza
de fricción; esto a su vez refuerza el remolino.4
Tradicionalmente, el perforador debe modifi-
car el WOB o la velocidad de rotación de la tubería
para contrarrestar las disfunciones de la perfora-
ción, tales como los fenómenos de rebote, atasca-
miento-deslizamiento, flexión, y los movimientos
> Diseños de barrenas de perforación. La selección comienza con la elección de una barrena cuyo mecanismo de corte se encuentra fijado al
cuerpo de la barrena o bien con conos giratorios. A su vez, la selección de los cortadores fijos (izquierda) puede ser refinada posteriormente
en base a la dureza de la formación; se opta por PDC o por diamantes naturales que se encuentran en las cuchillas de los cortadores o están
impregnados en el cuerpo de la barrena. Los conos giratorios (derecha) constan de estructuras de corte de dientes fresados o insertos.
Cortador fijo
Cortador fijo Cono giratorio
Cono giratorio
Barrenas de perforación
Compuesto policristalino
de diamante (PDC)
PDC Diente fresado InsertoDiamante natural Diamante impregnado
Diamante
Diamante natural Diamante impregnado
Diente fresado Inserto

Volumen 23, no. 2 7
en forma de remolino de la barrena. El incre-
mento del WOB puede inducir problemas de
atascamiento-deslizamiento y el aumento de la
velocidad de rotación puede generar movimien-
tos en forma de remolino. Es posible que la res-
tricción de ambas variables reduzca los cuatro
tipos de vibraciones, pero a la vez genere una
ROP inaceptablemente baja.
La tercera opción consiste en hallar una com-
binación optimizada de las dos variables, lo que
sólo puede lograrse si la barrena, el BHA, la sarta
de perforación y el programa hidráulico se encuen-
tran integrados como parte de un sistema de per-
foración más que como componentes aislados.
Si bien hace mucho tiempo que los ingenieros
saben cómo modelar el sistema completo, el volu-
men de cálculos necesarios para implementarlo
requirió una inversión de tiempo que histórica-
mentevolviólatareaeconómicamenteinsostenible.
Por otro lado, los parámetros calculados fueron váli-
dos sólo para un caso registrado en una formación
específica y en un pozo determinado.
Estas limitaciones han sido superadas en los
últimos años a través de la proliferación de com-
putadoras poderosas y de alta velocidad, que per-
mitieronalosdiseñadoresmodelarelrendimiento
de los sistemas de perforación para aplicaciones
específicas. El resultado fue el incremento de la
capacidad para minimizar las vibraciones axiales
y laterales mediante la determinación del rango
óptimo de WOB y rpm. Aún más importante es el
hecho de que los ingenieros pueden diseñar los
sistemas antes de su manufactura.
Este artículo examina las herramientas dispo-
nibles para el diseño de las barrenas modernas e
incluye los programas de simulación, modelado y
análisis por elementos finitos. Algunos casos de
estudio de las áreas marinas de África Occidental,
Perú y EUA demostrarán el impacto que el incre-
mento de la capacidad computacional está pro-
duciendo en las operaciones de perforación.
El diseño de la sarta de perforación
como un proceso iterativo
El objetivo del diseño de las barrenas de perforación
es la creación de una barrena que, cuando se com-
bine con el BHA, con la herramienta de fondo de
pozo, con la formación a perforar y con los paráme-
trosdeperforacióncorrectos,exhibaunrendimiento
óptimo como lo definen las siguientes variables:
• ROP
• durabilidad
• estabilidad
• orientabilidad
• versatilidad.
Cada uno de estos parámetros métricos es
considerado por el operador de acuerdo con las
características específicas de la sección a perforar.
Por ejemplo, si la obtención de una ROP alta es el
factor principal en un intervalo dado, puede ser
necesario sacrificar la durabilidad de la barrena
para aumentar la velocidad de la perforación, lo que
se traduce en un desgaste más rápido de la barrena.
De un modo similar, si la orientabilidad es la
preocupación principal, el operador puede verse
obligado a utilizar una barrena menos agresiva y
reducir la ROP.
Guiados por los objetivos del operador y las
características de las formaciones a perforar, los
diseñadores de barrenas consideran muchas opcio-
nes para cada una de las facetas de estas herra-
mientas. El diseñador debe optar primero entre
una barrena de conos giratorios y una barrena de
cortadores fijos (página anterior).
En las barrenas de conos giratorios, los conos
giran en forma independiente al mismo tiempo
que el BHA rota en el fondo del pozo. Cada cono
posee estructuras de corte de acero cementado o
insertos de carburo de tungsteno. Por su diseño,
cortan y trituran como si fuesen cinceles, o pene-
tran y rompen como si se tratara de palas, depen-
diendo de la dureza de la formación.
Por el contrario, las barrenas de cortadores
fijos, o barrenas de arrastre, poseen cuchillas inte-
grales que giran juntas. Sus estructuras de corte
de acero pueden incluir diamantes naturales sus-
pendidos en la matriz de la cuchilla. El cuerpo de
la barrena de cortadores fijos es una pieza colada
de matriz de carburo de tungsteno o acero meca-
nizado. Los cortadores fijos que consisten de un
compuesto policristalino de diamante artificial
(PDC), cizallan el fondo del pozo.5
Históricamente, las barrenas y los BHAs se
escogían mediante un proceso de eliminación.
Para un programa de perforación dado, los inge-
nieros primero elegían una barrena en base a los
datos de pozos vecinos. El volumen y el valor de
los datos varían de acuerdo con la localización,
pero para los perforadores resultan de especial
interés los registros de barrenas que incluyen el
tipo y diseño de barrena utilizados, la ROP, los
metros perforados por barrena y una clasificación
exacta de barrenas de la Asociación Internacional
de Contratistas de Perforación (IADC). Sobre la
base de esta información, se escoge y se corre un
tipo específico de barrena. Cuando el perforador
determina que la barrena ha dejado de ser efec-
tiva —por ejemplo, cuando la ROP se reduce por
debajo de una tasa predeterminada— se extrae la
sarta de perforación y se inspecciona la barrena.
Hoy en día, este proceso empírico de selección
de la barrena se mantiene en muchos programas
de perforación.
Luego, la barrena se analiza para determinar
el desgaste y la rotura de la estructura de corte.
Históricamente, los perforadores aprendían a tra-
vés de la experiencia cómo examinar una barrena
usada, o barrena desgastada, para decidir qué
tipo de barrena correr a continuación o qué modi-
ficaciones efectuar al tipo de barrena en cuestión.
En la década de 1950, la industria estableció
directrices generales para relacionar los patro-
nes de desgaste habituales de las barrenas con
las posibles causas.6
En 1961, en respuesta a la
necesidad de contar con un vocabulario en
común y un método estándar de presentación de
informes,laAsociaciónAmericanadeContratistas
de Perforación de Pozos Petroleros (AAODC)
estableció el primer sistema de clasificación del
desgaste de las barrenas. Este sistema clasificaba
el desgaste de los dientes y los cojinetes en una
escala de 1 a 4, en la que el número 4 indicaba la
falta de un diente o la presencia de un diente
totalmente romo (chato), o la falta o bloqueo de
un cojinete. Al poco tiempo, el sistema se expan-
dió para incluir una escala de 0 a 8 con un nivel
adicional de detalle.7
En marzo de 1985, la IADC, sucesora de la
AAODC, reconoció la necesidad de actualizar nue-
vamente el sistema. Las barrenas han evolucio-
nado desde la última actualización del sistema,
sobre todo con la inclusión de los cojinetes de
bancada y los insertos de carburo de tungsteno.8
El nuevo sistema fue adoptado en marzo de 1986.
3. Xianping et al, referencia 2.
4. Brett JF, Warren TM y Behr SM: “Bit Whirl—A New
Theory of PDC Bit Failure,” SPE Drilling Engineering 5,
no. 4 (Diciembre de 1990): 275–281.
5. Besson et al, referencia 1.
6. Bentson HG y Smith HC: “Rock-Bit Design, Selection
and Evaluation,” artículo API 56-288, presentado en
la Reunión de Primavera del Distrito de la Costa del
Pacífico del API, División de Producción, Los Ángeles,
Mayo de 1956.
7. Hampton SD, Garris S y Winters WJ: “Application of the
1987 Roller Bit Dull Grading System,” artículo SPE/IADC
16146, presentado en la Conferencia de Perforación de
las SPE/IADC, Nueva Orleáns, 15 al 18 de marzo de 1987.
8. Hampton et al, referencia 7.

8 Oilfield Review
Por otro lado, un sistema de clasificación del des-
gaste de las barrenas de cortadores fijos, creado
en el año 1987, fue revisado en 1991 y presentado
a la industria en 1992 (derecha).9
Con esta estandarización del análisis del des-
gaste y la presentación de informes, fue posible
crear registros de barrenas que pudieran utili-
zarse para seleccionar las barrenas y los compo-
nentes de la sarta de perforación para pozos
similares. Smith, una compañía de Schlumberger,
puso en marcha un Sistema de Registros de
Perforación (DRS) en 1985. Hoy, esta base de
datos de casi tres millones de carreras de barre-
nas de perforación incluye registros de todos los
campos de petróleo y gas del mundo. No obstante,
aunque exhaustivos, estos registros contienen un
componente de subjetividad que puede incidir en
la vida útil y el rendimiento de la barrena entre un
pozo y el siguiente. Por otra parte, el rendimiento
de la barrena puede ser afectado por una signifi-
cativa variación litológica dentro de un campo.
En las gestiones implementadas en el pasado
para mejorar el rendimiento de perforación, los
ingenieros utilizaron el diagrama de clasificación
del desgaste de las barrenas para efectuar cam-
bios en el diseño de la barrena, el BHA y los pará-
metros de perforación después de cada carrera.
Conforme se corría cada configuración nueva, los
ingenierosanalizabanelrendimientodelabarrena,
la clasificaban y efectuaban los cambios perti-
nentes en el sistema antes de perforar el tramo
siguiente o el pozo siguiente. El proceso se reite-
raba en sucesivos intentos para mejorar en forma
incremental la ROP o la vida útil de la barrena.
En ciertos casos, estos cambios se traducían
en un avance limitado entre un pozo y el siguiente,
y el perforador tenía que reiniciar el proceso.
Con frecuencia, el método iterativo experimen-
taba al menos un éxito parcial ya que la ROP se
incrementaba o bien la barrena lograba perforar
másmetrosantesdeserreemplazada.Sinembargo,
existen muchas historias de pozos en las que se
observaron pocas mejoras después de muchas
iteraciones, o, si el proceso iterativo demostraba
ser exitoso, el éxito se lograba únicamente luego
de muchos ciclos de tipo prueba y error. Un enfo-
que iterativo es particularmente deficiente cuando
el primer pozo incluye pocos datos de pozos veci-
nos o el programa de perforación incluye sólo algu-
nos pozos.
El proceso iterativo para el desarrollo de con-
figuraciones óptimas de barrenas y BHA también
es obstaculizado por diversos factores inherentes
al proceso. Los ingenieros con experiencias dife-
rentes extraen conclusiones disímiles a partir de
patrones de desgaste esencialmente iguales; por
ejemplo, algunos ingenieros pueden descubrir la
causa de un determinado patrón de desgaste
luego de formular supuestos falsos. El más común
de estos supuestos es que el peso de la sarta de
perforación es transferido a la barrena de manera
eficiente. El WOB incide directamente en la ROP.
Un ingeniero puede asumir que la selección defi-
ciente de la barrena está dificultando la ROP
cuando en realidad el WOB, que es una función
del diseño del BHA, es en efecto inferior al valor
calculado.10
Por el contrario, cuando el WOB es
demasiado alto, la sarta de perforación y el BHA
pueden flexionarse, lo que genera un pozo de
mayor diámetro y produce vibraciones laterales
destructivas ya que la barrena angular se acciona
y corta la pared del pozo.
En 1987, se realizaron gestiones para corregir
este posible escollo con la introducción del
BHAP, un programa computacional para la pre-
dicción del rendimiento del BHA. Las decisiones
> Clasificación de barrenas desgastadas. Mediante la utilización de una escala lineal que se extiende
de 0 a 8, los ingenieros asignan un valor a los cortadores de las hileras internas y externas de las
barrenas para indicar la magnitud del desgaste. Los números aumentan con la magnitud del desgaste;
el 0 representa la falta de desgaste. El número 8 indica que no queda ningún cortador utilizable.
El desgaste de los cortadores de PDC también se mide en una escala lineal que varía de 0 a 8 a través
de la tabla de diamante —la sección de diamante por encima de la estructura de corte— sin importar
la forma, tamaño, tipo o exposición del cortador. En la actualidad, el sistema de clasificación del
desgaste de las barrenas adoptado por la IADC incluye códigos que clasifican tanto el desgaste de
las barrenas de cortadores fijos (izquierda) como el desgaste de las barrenas de conos giratorios
(derecha). El ingeniero que evalúa el daño de las barrenas utiliza un diagrama que incluye ocho
factores asociados con las barrenas. Los primeros cuatro puntos de este diagrama (extremo superior)
describen la estructura de corte. El tercero y séptimo espacios sirven para anotar las características
de desgaste de la barrena, que son los cambios físicos más prominentes respecto de su estado en el
momento de su manufactura. El cuarto espacio, la localización, indica la ubicación de las principales
características de desgaste anotadas en el tercer espacio. Para las barrenas de cortadores fijos, se
utiliza uno o más de los cuatro códigos de perfil para indicar la ubicación de la característica de
desgaste detectada. El quinto punto, B, se refiere a los sellos de cojinetes y no es aplicable a las
barrenas de cortadores fijos. Este espacio siempre se marca con una X cuando se clasifican las
barrenas de cortadores fijos. El sexto punto, G, se refiere a la medición del calibre. El espacio
correspondiente al calibre se utiliza para registrar el estado del calibre de la barrena. Si la barrena
sigue estando en calibre, aquí se coloca la letra I. De lo contrario, se registra la magnitud de la
condición de bajo calibre, redondeada a la décimo sexta parte de pulgada más cercana. Los últimos
dos espacios, las observaciones, se utilizan para indicar las características del desgaste y el motivo
por el que se extrajo la barrena.
Hileras
internas
Hileras
externas
Localiza-
ción
Sellos de
cojinetes
Calibre
1⁄16 pulgadas
Estructura de corte B G Observaciones
Motivo de
la extracción
Característica
del desgaste
Otras
características
Barrenas de conos giratorios
Código IADC para la clasificación del desgaste de barrenas
Barrenas de cortadores fijos
0
0
1
2 3
Hileras
internas
Hileras
externas
4
5
6
7
Cono 1
Cono 2
Cono 3
Estructura de corte interna
(todas las hileras internas)
Estructura de
corte externa
(hilera del calibre
solamente)
1 2 3 4 5 6 7 8

Volumen 23, no. 2 9
relacionadas con el diseño del BHA incluyen el
tipo, localización, forma y tamaño de todos los
componentes situados por encima de la barrena.
Antes de la introducción del BHAP, los ingenieros
se basaban en modelos matemáticos que utiliza-
ban descripciones de los componentes del BHA
para predecir el WOB. Estos modelos eran bidi-
mensionales, estáticos y utilizaban una curvatura
de pozo constante.11
Si bien fue diseñado para ser simple y de ese
modo minimizar el tiempo de cómputo, el BHAP
constituyó un avance respecto de las prácticas
previas que tendían a considerar el rendimiento
de la barrena en forma aislada. Para la implemen-
tación de procesos de modelado más complejos
fue preciso esperar a disponer de una capacidad
computacional que permitiera manejar volúme-
nes masivos de datos y cálculos a un costo y una
velocidad razonables.
Una respuesta elemental
Cuando se introdujo el BHAP, los ingenieros dis-
ponían de una herramienta poderosa para gene-
rar una descripción más integral y más precisa de
la sarta de perforación. En la década de 1940,
científicos y matemáticos que procuraban anali-
zar las vibraciones producidas en maquinarias
complejas introdujeron al mundo el análisis por
elementos finitos (FEA). El FEA involucra el
modelado 2D o 3D y utiliza un sistema complejo
de nodos para crear una cuadrícula denominada
malla FEA. Esta malla se puebla con las propie-
dades de los materiales y las propiedades estruc-
turales, que definen cómo reaccionará el sistema
a las condiciones de carga. En todo el material, la
densidad de los nodos depende de los niveles de
esfuerzo anticipados de un área determinada.
Para concentrar la capacidad computacional
donde se necesita, las regiones que reciben gran-
des cantidades de esfuerzos normalmente exhiben
mayor densidad de nodos que las que experimen-
tan esfuerzos escasos o nulos. Desde cada nodo,
un elemento de la malla se extiende hasta cada
uno de los nodos adyacentes (arriba).12
En la década de 1970, el análisis FEA era uti-
lizado normalmente por los ingenieros mecáni-
cos, si bien su aplicación se mantuvo limitada a
unos pocos usuarios que podían disponer de la
capacidad computacional necesaria. En conse-
cuencia, la mayoría de los cómputos asociados
con la optimización de la perforación se basaban
más en datos de pozos vecinos que en las técnicas
FEA para planificar los pozos. Las pruebas de
estos programas para evaluar y predecir el com-
portamiento de la sarta de perforación y de la
barrena se limitaban al análisis estático o de
estado estacionario, diseñado para entender una
parte específica del sistema en un momento
determinado. Estas evaluaciones resultaron más
útiles como descripciones postmortem de las
fallas del sistema de perforación y sólo identifica-
ron una fracción del problema.13
Para optimizar la selección y la localización
de los componentes de la barrena y de la sarta de
perforación, los ingenieros necesitaban entender
la interacción dinámica de todos los compo-
nentes a medida que avanzaba la perforación.
Finalmente, esto fue posible con la difusión de las
computadoras de alta velocidad y gran capacidad
en la década de 1990. Los ingenieros comenzaron
a recrear digitalmente y analizar los sistemas de
perforación y su comportamiento con el tiempo,
en forma relativamente rápida y a un costo razo-
nable. En vez de efectuar pruebas de campo cos-
tosas y prolongadas, los ingenieros —provistos
ahora de capacidades de modelado dinámico—
comenzaron a precisar la causa de la falla de los
sistemas de perforación para luego probar las
soluciones utilizando un prototipo virtual.
Los modelos dinámicos pueden ser corridos
para analizar el comportamiento de los componen-
tes individuales, tales como la barrena o el BHA,
o pueden abordar todo el sistema en conjunto.
Las fuerzas y momentos netos que actúan sobre
una barrena se obtienen a partir de las sumas
vectoriales de las contribuciones de los cortado-
res individuales. Las fuerzas de las barrenas de
cortadores fijos se obtienen a partir de datos de
pruebas de laboratorio; las fuerzas de los insertos
de las barrenas de conos giratorios se basan en
modelos simples de trituración y cizalladura.
9. Brandon BD, Cerkovnik J, Koskie E, Bayoud BB, Colston
F, Clayton RI, Anderson ME, Hollister KT, Senger J y
Niemi R: “First Revision to the IADC Fixed Cutter Dull
Grading System,” artículo IADC/SPE 23939, presentado
en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,
Nueva Orleáns, 18 al 21 de febrero de 1992.
Brandon BD, Cerkovnik J, Koskie E, Bayoud BB, Colston
F, Clayton RI, Anderson ME, Hollister KT, Senger J y
Niemi R: “Development of a New IADC Fixed Cutter Drill
Bit Classification System,” artículo IADC/SPE 23940,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Nueva Orleáns, 18 al 21 de febrero de 1992.
10. Williamson JS y Lubinski A: “Predicting Bottomhole
Assembly Performance,” artículo IADC/SPE 14764,
presentado en la Conferencia de Perforación de las
IADC/SPE, Dallas, 10 al 12 de febrero de 1986.
11. Williamson y Lubinski, referencia 10.
12. “Introduction to Finite Element Analysis,” http://www.
sv.vt.edu/classes/MSE2094_NoteBook/97ClassProj/num/
widas/history.html (Se accedió el 8 de febrero de 2011).
13. Frenzel MP: “Dynamic Simulations Provide Development
Drilling Improvements,” artículo OTC 19066, presentado
en la Conferencia de Tecnología Marina, Houston, 30 de
abril al 3 de mayo de 2007.
> Malla FEA. Una malla FEA representa un cuerpo modelado —en este caso una sarta de
perforación— con los elementos de la malla que se conectan en los nodos (líneas negras) con
los componentes críticos que afectan el desempeño de la perforación. Esta malla se utiliza en el
programa IDEAS para optimizar las estructuras de corte de la barrena (cilindros negros). En este
caso, los parches rojo y verde indican que las fuerzas laterales ejercidas sobre la barrena durante
esta simulación están siendo impuestas sobre el calibre de una cuchilla (rojo), más que sobre las
otras cinco cuchillas (verde).

10 Oilfield Review
Las ecuaciones de movimiento se integran utili-
zando un procedimiento de incrementos de tiempo
variable.14
Para el cuerpo de la barrena se consi-
deran seis grados de libertad (DOF): tres trasla-
ciones y tres rotaciones. Para las barrenas de
conos giratorios, las funciones DOF pueden ser
conmutadas para simular un cono atascado.15
El modelado dinámico
Los ingenieros primero aplicaron el modelado
dinámico a las operaciones de perforación para
mejorar la eficiencia y proteger los componentes
costosos de fondo de pozo de las vibraciones des-
tructivas de la sarta de herramientas. Este método
incluía la planeación, el monitoreo en tiempo real
y el análisis detallado posterior a las tareas.
Durante la planeación, los ingenieros identifi-
can las disfunciones dinámicas probables que
causan el rebote, el aplastamiento-deslizamiento
de la barrena, y el movimiento en forma de remo-
lino de la barrena y el BHA. Luego, se utilizan los
modelos matemáticos para diseñar los BHAs en
base al control direccional y la ROP deseada y
para contrarrestar las disfunciones previstas.
Los sensores de fondo de pozo y de superficie
monitorean las vibraciones relacionadas con dis-
funciones. Sobre la base de las mediciones obteni-
das con los sensores, los resultados de los modelos
y la experiencia previa en operaciones de perfora-
ción en el campo, los ingenieros ajustan los pará-
metros de perforación para optimizar la ROP y
minimizar las vibraciones destructivas.16
Normalmente, la estabilidad dinámica de la
barrena se establece a través de pruebas de labo-
ratorio que determinan la ROP o el WOB que obli-
gará a la barrena a volverse inestable a una
velocidad de rotación dada. El modelado de la
dinámica de la barrena permite al fabricante eli-
minar los diseños deficientes antes de la fabrica-
ción de las barrenas y determinar los rangos
óptimos de velocidad de rotación para un diseño
y un ambiente de fondo de pozo dados.
Las simulaciones de la dinámica de la sarta
de perforación se basan en métodos de elemen-
tos finitos. Como los modelos de la dinámica de
las barrenas, cada nodo del modelo BHA posee
seis DOF y las ecuaciones de movimiento se inte-
gran utilizando un procedimiento de incremen-
tos de tiempo variable. Cuando los modelos de la
dinámica de la sarta de perforación y la barrena
se combinan, se pueden predecir y evitar así las
disfunciones que obstaculizan el rendimiento de
la perforación.
En la década de 1990, los científicos de Smith
introdujeron un programa FEA integral destinado
a modelar con precisión todo el sistema de perfo-
ración. El sistema integrado de análisis dinámico
de ingeniería IDEAS predice el rendimiento de la
barrena de perforación como parte de todo un sis-
tema de perforación (izquierda). Basado en datos
físicos de entrada y de la mecánica de perfora-
ción, obtenidos en laboratorios, este sistema uti-
liza un equipo que caracteriza con precisión la
mecánica interactiva de la estructura de corte
durante los procesos de trituración y cizalladura,
en una amplia gama de muestras de rocas.
Estos datos de entrada, obtenidos a partir de
una serie de pruebas de indentación y raspado,
son adquiridos bajo presiones controladas en un
laboratorio para reflejar la interacción dinámica
existente entre la estructura de corte de una
barrena y una muestra de roca específica
(próxima página). Los experimentos cuantifican
las fuerzas reales de los cortadores y los recortes
generados en términos de magnitud y orientación,
tanto como una función de los mecanismos de
falla de las rocas como de las tasas de remoción de
las mismas. Estos datos se utilizan luego para el
análisis de diseños, en litologías comparables con
la aplicación de campo específica. En ciertos
casos, estas pruebas se llevan a cabo en muestras
de núcleos reales obtenidas en pozos vecinos cer-
canos al pozo nuevo. El modelo de simulación
puede incorporar barrenas de conos giratorios o
bien barrenas de cortadores fijos.
También a comienzos de la década de 1990,
Smith desarrolló el sistema de optimización de
las barrenas de perforación DBOS, que permite a
los ingenieros caracterizar cada intervalo de
interés en términos de la resistencia a la compre-
sión no confinada (UCS) de la roca, un índice de
abrasión y un índice del impacto de la roca sobre
los cortadores. Sobre la base de esta evaluación,
> Diseño de los cortadores. Los ingenieros especialistas en diseño de
barrenas comienzan con una estructura de corte inicial (cilindros negros)
modelada dentro del programa IDEAS. Cada cortador de cada cuchilla es
analizado utilizando vectores de fuerza (líneas verdes y rojas), que
representan los componentes del esfuerzo de corte. La longitud de los
vectores representa la magnitud de la fuerza relativa. El color representa la
profundidad del corte, de acuerdo con la escala. Los ingenieros utilizan esta
información para posicionar cada estructura de corte en términos de altura
por encima de la superficie de la cuchilla, su radio considerado desde el
centro de la barrena, el ángulo superior de inclinación y el ángulo de
inclinación lateral, el tamaño del cortador y su ángulo de perfil. El ángulo
superior de inclinación es el ángulo de la cara del cortador con respecto al
fondo del pozo, y el ángulo de inclinación lateral se refiere a su ángulo con
respecto al radio de la cara de la barrena.
Baja
Profundidad del corte
Alta

Volumen 23, no. 2 11
el sistema define luego el tipo y las característi-
cas de la barrena adecuada con la cual perforar
cada cambio de intervalo de profundidad. A lo
largo de los años, Smith ha creado una base de
datos de estudios DBOS, que incluye los tipos de
barrenas y las formaciones perforadas. La base de
datos de caracterización de formaciones DBOS,
combinada con las simulaciones IDEAS, permite
que los ingenieros seleccionen los archivos de prue-
bas de rocas correctos para una aplicación dada.
Los datos del laboratorio IDEAS sobre rocas
y mecánica de cortadores se importan en un
ambiente de perforación virtual junto con la infor-
mación relacionada con la barrena de perforación
específica a evaluar. Esta evaluación incluye los
siguientes elementos:
• localización precisa, propiedades del material
y dimensiones de los cortadores
• datos dimensionales de los componentes de
fondo de pozo y las características físicas de
cada elemento del BHA
• geometría del pozo propuesto
• parámetros operativos planificados.17
Por consiguiente, el rendimiento de la barrena
puede ser examinado en un ambiente confinado
durante la etapa inicial de desarrollo del diseño.
El proceso predice además el rendimiento de la
barrena y considera al mismo tiempo el BHA, la
geometría del pozo, los parámetros de perforación
y las variaciones litológicas. Todo esto se realiza en
una simulación dinámica que considera las influen-
cias sobre la barrena, lo más similares posibles a
las que ésta encontrará durante la perforación.
Los datos de salida resultantes permiten que
los diseñadores ajusten el rendimiento proyec-
tado de la barrena a los objetivos de perforación,
tales como la ROP, los metros perforados por
barrena y las características direccionales especí-
ficas. Los diseñadores utilizan el software IDEAS
como una herramienta interactiva para compro-
bar los efectos de los cambios iterativos de las
características de la barrena sobre el desempeño
integral en aplicaciones específicas. Los progra-
mas de modelado revelan cómo los cambios suti-
les de la posición y la orientación de un cortador
afectan significativamente el rendimiento de la
perforación y la estabilidad dinámica de la barrena
y el BHA. El ingeniero puede optimizar rápida-
mente el diseño y utilizar luego el proceso de
modelado para certificar las capacidades de rendi-
miento de cada barrena a través de una metodolo-
gía de modelado y simulación dinámicos.18
En busca de problemas
En el año 2004, Smith comercializó el sistema de
perforacióndiseñadoi-DRILL.Esteserviciodeinge-
niería utiliza la plataforma del programa IDEAS con
el fin de identificar cuantitativamente las fuerzas,
las vibraciones y la ROP para un sistema de perfo-
ración complejo específico a lo largo del tiempo.
El sistema prueba los efectos dinámicos del tipo de
barrena, el diseño del BHA, el mecanismo de
transmisión y los parámetros de perforación como
una función del tamaño del pozo y de las caracte-
rísticas de la formación. Este modelo de simula-
ción de perforación FEA utiliza más de un millón
de líneas de código para describir con precisión
todo el sistema de perforación.
La simulación se crea mediante la combinación
de un modelo de barrena-corte de roca, basado en
extensivas pruebas de laboratorio, con el análisis
FEA de la barrena y la sarta de perforación.
Luego, los ingenieros de diseño evalúan el compor-
tamiento de diversas combinaciones de barrenas,
componentes y configuraciones de la sarta de per-
foración, parámetros de superficie y presiones de
sobrebalance. El comportamiento dinámico de
todo el sistema de perforación puede ser analizado
a través de múltiples formaciones geológicas con
14. Los algoritmos que utilizan un procedimiento con
incrementos de tiempo variables monitorean la
precisión de la solución en forma permanente, durante
el transcurso del cómputo, y modifican de manera
adaptativa el tamaño del incremento de tiempo para
mantener un nivel de precisión consistente. El tamaño
del incremento puede cambiar muchas veces durante
el transcurso de los cómputos; se utilizan incrementos
de tiempo más grandes cuando la solución varía
lentamente e incrementos más pequeños cuando la
solución varía rápidamente.
15. Dykstra MW, Neubert M, Hanson JM y Meiners MJ:
“Improving Drilling Performance by Applying Advanced
Dynamics Models,” artículo SPE/IADC 67697, presentado
en la Conferencia de Perforación de las SPE/IADC,
Ámsterdam, 27 de febrero al 1º de marzo de 2001.
16. Dykstra et al, referencia 15.
17. Garrett I, Teggart B y Tetley N: “FEA Modeling System
Delivers High-Angle Well Bore Through Hard
Formations,” E&P 83, no. 9 (Septiembre de 2010): 68–71.
18. Garrett et al, referencia 17.
> Pruebas de raspado e indentación. Un inserto de cono giratorio (extremo superior) raspa una
muestra de roca —mármol de Carthage en este caso— con una resistencia a la compresión no
confinada (UCS) de 3 000 lpc [20,7 MPa], en diversas profundidades de corte (DOC). En la gráfica
(extremo inferior), la fuerza vertical medida (rojo) y las DOCs (verde) se registran para los diversos
ángulos de los cortadores. Luego, se carga esta información en la aplicación IDEAS como un
archivo de rocas, que es específico de esta combinación de roca y cortador.
Fuerzavertical,lbf
Diversasprofundidadesdecorte(DOC),pulgadas
12 000
10 000
8 000
6 000
4 000
2 000
0
0 60 120
Ángulo del cortador, grados
Variación de la fuerza vertical con los incrementos de las DOC
180 240
0,18
0,20
0,14
0,16
0,10
0,12
0,06
0,08
0,04
0
0,02

12 Oilfield Review
una resistencia a la compresión, ángulo de echado,
homogeneidad y anisotropía variables, para lograr
un rendimiento de la perforación óptimo a través
de las transiciones formacionales.
El proceso i-DRILL integra datos de pozos veci-
nos, mediciones de superficie y de fondo de pozo,
y el conocimiento de los productos y aplicaciones
disponibles, como parte del proceso de diseño.
Además, considera parámetros geométricos deta-
llados de entrada y datos de mecánica de las rocas.
Estos datos de entrada permiten que los ingenie-
ros simulen una operación de perforación espe-
cífica y de ese modo evalúen y, a través del análisis
dinámico corrijan, las causas raíces del comporta-
miento ineficiente y perjudicial del BHA. El sis-
tema i-DRILL crea simulaciones de perforación
dinámicas que ayudan a los ingenieros a visuali-
zar el ambiente de fondo de pozo antes de proce-
der a la perforación; esto es lo opuesto a contar
solamente con análisis estáticos, que proveen
sólo un pequeño corte de datos para un punto fijo
en el tiempo.
El proceso de modelado i-DRILL comienza
mediante la utilización de los datos de pozos veci-
nos disponibles para calibrar el software de simu-
lación para cada aplicación. El conjunto de datos
puede incluir lo siguiente:
• detalles sobre las características físicas de
toda la sarta de perforación, el BHA y la barrena
de perforación
• levantamientos direccionales y registros de
calibrador para caracterizar la geometría del
pozo
• parámetros operativos de superficie y de fondo
de pozo, tales como el WOB, el esfuerzo de tor-
sión y las rpm
• datos de registros de lodo y de registros adquiri-
dos con herramientas operadas a cable para eva-
luar las formaciones que se están perforando.
Los diseñadores utilizan esta información
para construir un modelo computacional del
arreglo de perforación del pozo vecino, las forma-
ciones y el pozo (arriba). El programa simula la
operación del arreglo de perforación como una
función del tiempo. Dado que permite el análisis
de la litología específica de interés y del comporta-
miento de cada componente del BHA, cualquier
comportamiento sospechoso es identificado, cuan-
tificado e ilustrado utilizando las capacidades
gráficas avanzadas del sistema. Mediante piezas
cortas de video se ilustra con precisión lo que
ocurriría en el fondo del pozo. El proceso identi-
fica las disfunciones que producen daños y redu-
cen la eficiencia, tales como las fuerzas de
contacto altas de los sistemas de perforación
rotativa direccional (RSS), el movimiento en
forma de remolino de la barrena y los momentos
flectores excesivos. 
Una vez identificadas las causas subyacentes
de las características de perforación indeseadas,
el ingeniero puede reconfigurar el arreglo de per-
foración modelado y utilizar los análisis de simu-
lación para corregir los problemas. Las medidas
correctivas pueden incluir la adopción de una
barrena de perforación diferente, el intercambio
de estabilizadores por rectificadores, el reposi-
cionamiento de los componentes individuales del
BHA, la modificación de los parámetros de opera-
ción, o combinaciones de modificaciones que pro-
ducirán mejoras significativas en el rendimiento.
Por último, el software genera un informe glo-
bal que documenta los resultados y el proceso de
análisis, que los diseñadores pueden presentar al
operador. Ese informe contiene los resultados de
cada simulación e identifica todos los cambios
> Modelado de la operación de una barrena de dientes fresados. Esta vista de la aplicación de una barrena de dientes
fresados, generada con el software i-DRILL, incluye fuerzas de desplazamiento y contacto en los patines del sistema
de perforación rotativa direccional (RSS) (rectángulos azules, extremo superior izquierdo). En este caso, un corte
transversal del RSS orientado a lo largo del eje de la sarta de perforación muestra que la herramienta se encuentra
centrada. Esto indica que no existe ninguna fuerza de contacto sobre los patines, lo que significa que la trayectoria
del pozo no está siendo modificada en el instante en que se registran los datos. Se muestra el patrón producido por
la barrena en el fondo del pozo (extremo inferior izquierdo) al igual que los puntos de contacto críticos entre el BHA
y la pared del pozo a lo largo del BHA (líneas rojas, derecha).

potenciales que podrían efectuarse en el arreglo
de perforación y el efecto que cada cambio pro-
duciría en el rendimiento de la perforación.
Luego, el operador puede seleccionar la mejor
opción para satisfacer los objetivos de perforación,
minimizar los problemas y mejorar el rendimiento.19
Los sistemas de modelado dinámico permiten a
los ingenieros procesar una multitud de simulacio-
nes que representan cualquier combinación de
opciones en materia de barrenas de perforación,
componentes del arreglo de perforación, diseño de
sartas de perforación, localización de los compo-
nentesyparámetrosoperativos.Dadoqueelmétodo
es altamente preciso, los ingenieros pueden eva-
luar cuantitativamente diversos escenarios y luego
optar por una solución en la que se logre un desem-
peño específico en la operación de perforación.
Este método ayuda a identificar los límites técni-
cos operacionales, lo que evita el NPT, y elimina
las ineficiencias producidas por operar muy por
debajo de los límites técnicos. Además, ayuda al
operador a evitar viajes innecesarios para cam-
biar las barrenas y los BHAs, que son el resultado
de utilizar métodos de prueba y error para resolver
desafíos de perforación determinados.
El proceso de modelado dinámico fue utili-
zado en el año 2007, después de que Tullow Oil plc
perforara los pozos de exploración exitosos —
Mahogany-1, Mahogany-2 y Hyedua-1— en el área
marina de Ghana, África Occidental, lo que con-
dujo al descubrimiento del campo Jubilee. Los
resultados de tres pozos de evaluación perforados
en el año 2008 confirmaron que el campo corres-
ponde a una trampa estratigráfica continua.
El campo Jubilee es uno de los pocos desarro-
llos de aguas profundas del mundo que contiene
formaciones duras y abrasivas a través de las sec-
ciones de interés. Los ingenieros identificaron
estas formaciones desafiantes durante la perfora-
ción de los primeros cuatro pozos de la región.
Conlosdatosderegistrosdelosprimerostrespozos
de prueba, un programa de mecánica de rocas
cuantificó la UCS de la formación entre 6 000 lpc y
10 000 lpc [41,4 MPa y 68,9 MPa] con intercalacio-
nes de turbiditas de hasta 25 000 lpc [172 MPa]
(arriba).
Debido a las dificultades observadas en los
primeros cuatro pozos, el operador encargó la
ejecución de un estudio i-DRILL completo,
basado en todos los datos disponibles. Este estu-
dio recomendó la utilización de una barrena ini-
cial de PDC de siete cuchillas para perforar un
punto de un núcleo planificado. Después de la
operación de extracción de núcleos, se reco-
19. Garrett et al, referencia 17.
> Registros de pozos del campo Jubilee. Para determinar la litología y la UCS, se utilizaron las interpretaciones de los registros sónicos y de rayos gamma
de cuatro tramos de 121
/4 pulgadas de los pozos del campo Jubilee perforados a diferentes profundidades. El primer carril, correspondiente a la litología,
incluye lutitas (verde), areniscas (rojo) y margas (azul). El segundo carril muestra la UCS (línea azul oscuro) y la porosidad (sombreado aguamarina).
3 300
psi 30 0000
UCS
Prof.,
m
Hyedua-1 Odum-1 Mahogany-1 Mahogany-2 J-02
3 350
3 400
3 450
3 500
3 550
3 600
3 650
3 700
3 750
3 800
2 100
2 150
2 200
2 250
3 500
3 550
3 600
3 650
3 700
3 750
3 800
2 500 3 600
3 650
3 700
3 750
3 800
3 850
3 900
3 950
4 000
4 050
4 100
4 150
4 200
2 550
2 600
2 650
2 700
2 750
2 800
2 850
2 900
2 950
3 000
3 050
3 100
3 150
3 200
3 250
3 300
3 350
3 400
2 300
2 350
2 400
2 450
2 500
2 550
2 600
2 650
2 700
2 750
2 800
2 850
2 900
2 950
3 000
3 050
3 100
3 150
3 200
050 %% % % %
Porosidad Prof.,
m
Prof.,
m
Prof.,
m
Prof.,
m
psi 30 0000
UCS
050
Porosidad
psi 30 0000
UCS
050
Porosidad
psi 30 0000
UCS
050
Porosidad
psi 30 0000
UCS
050
Porosidad

14 Oilfield Review
mendó una barrena de PDC más durable de
nueve cuchillas. Cuando el operador perforó el
primer pozo de evaluación —Hyedua-2— la pri-
mera barrena se desgastó rápidamente una vez
que comenzó a penetrar el yacimiento, reconfir-
mando la naturaleza abrasiva del yacimiento.20
La barrena más durable fue corrida por debajo de
la sección de la que se extrajo el núcleo, pero
luego de perforar sólo una distancia corta, fue
extraída en respuesta a una baja ROP. Una vez
recuperada, también se observó que la barrena se
encontraba intensamente desgastada. El proceso
i-DRILL predijo con éxito qué barrenas confor-
marían un sistema estable; esto permitió a los
ingenieros centrar su atención más concreta-
mente en la durabilidad de la barrena.
Mediante la utilización de un sistema de mode-
lado basado en el análisis FEA, los ingenieros
pusieron en marcha una serie de pruebas virtuales
para identificar una barrena de PDC optimizada
para la sección de interés. Mientras que los inge-
nieros analizaron los resultados del pozo Hyedua-2
y desarrollaron un diseño mejorado de barrena y
cortador, el operador perforó tres pozos de desa-
rrollo más y probó diversos diseños de barrenas.
En el año 2009, se fabricó una barrena optimi-
zada. Al mismo tiempo, Smith desarrolló el corta-
dor patentado de PDC ONYX, altamente resistente
a la abrasión, que fue incorporado en la barrena
optimizada. En su primera aplicación en el pozo
J-02, perforó toda la sección dura y abrasiva de
121
/4 pulgadas en una sola carrera. La refinación
posterior de la barrena mejoró el rendimiento.
Luego, los ingenieros enfocaron su atención en el
diseño del BHA en un esfuerzo para reducir los
altos niveles de vibración que causaban la falla de
la herramienta LWD, lo que a su vez obligó al ope-
rador a obtener registros con herramientas opera-
das con cable que demandan mucho tiempo.
El problema fue abordado mediante el análi-
sis del pozo vecino más reciente, el J-02, en un
estudio i-DRILL de seguimiento cuyo enfoque se
centró en los fenómenos de atascamiento-desli-
zamiento y vibraciones laterales. Primero, los
ingenieros identificaron las condiciones existen-
tes en el pozo, que producían fenómenos de atas-
camiento-deslizamiento y movimientos de la
barrena en forma de remolino; luego, reflejaron
esas condiciones en una simulación. Después de
entender mejor la dinámica de perforación del
pozo, los ingenieros corrieron las simulaciones
utilizando un BHA, un WOB y velocidades de rota-
ción variables.
A partir de estos resultados, los ingenieros
recomendaron cambios en la configuración del
BHA y optimizaron los rangos de operación para el
WOB y la velocidad de rotación; además, recomen-
daron la misma barrena pero con un motor para
asistir un sistema RSS de “empuje de la barrena.”
Éste se utilizó con éxito en los tres pozos siguien-
tes, J-05, J-11 y J-12. Los esfuerzos posteriores de
optimización de la barrena, enfocados en los
parámetros de perforación, permitieron a los
ingenieros mantener estos éxitos utilizando el
sistema RSS únicamente.
Estas recomendaciones fueron aplicadas en
el pozo J-05, que requirió una sección tangente
con una inclinación de 49° antes de alcanzar la
TD a 4 192 m [13 753 pies]. Los resultados inclu-
yen un mejoramiento de la ROP, que pasó de 8,9 a
21,1 m/h [29,2 a 69,2 pies/h] y un ahorro propor-
cional del tiempo de equipo de perforación de
aproximadamente USD 1 millón/día. Cuando se
recuperaron, la barrena, la herramienta LWD y el
sistema RSS se encontraban en buen estado
debido a una reducción de la vibración respecto
de los del pozo J-02. El desempeño de perforación
de los tres pozos vecinos indicó que la nueva
barrena de PDC perforó un metraje 165% supe-
rior, con un incremento del 122% de la ROP, en
tanto que el intervalo de interés se perforó en
una sola carrera (arriba).21
Este sistema fue utilizado en los dos pozos
siguientes, J-11 y J-12. Los esfuerzos posteriores
de optimización de las barrenas, enfocados en los
parámetros de perforación, permitieron a los
ingenieros mantener estos éxitos utilizando el
sistema RSS únicamente.
Desde julio de 2009, con parámetros y un BHA
optimizados, el operador utiliza barrenas del
mismo diseño para perforar todas las secciones
salvo una de 121
/4 pulgadas, en una sola carrera.
Casos de necesidades especiales
Algunos escenarios de perforación son inheren-
temente más difíciles de optimizar que otros.
Por ejemplo, los pozos profundos a menudo plan-
tean a los perforadores un escenario particular-
mente desafiante en el que el agujero inicial,
mientras es perforado, necesita ser agrandado o
ensanchado, más allá del tamaño de la barrena.
Para satisfacer esta necesidad, el BHA a menudo
incluye una herramienta que incluye un rectifica-
dor y un dispositivo para aumentar el diámetro del
pozo (ensanchador), localizada por encima de la
barrena (próxima página). Una vez iniciada la per-
foración en un tramo de pozo a ensanchar, los inge-
nieros envían una señal que expande las cuchillas
del rectificador, lo cual crea una herramienta de
corte de mayor diámetro que el diámetro interno
de la sarta de revestimiento previa. El objetivo
de la operación consiste en anticipar la reduc-
ción del diámetro del pozo, cuando se instalan
muchas sartas de revestimiento cada vez más
pequeñasalolargodelaszonasdetransiciónencon-
tradas durante la perforación de pozos profundos.
Esta estrategia también se emplea extensiva-
> Detalles de las carreras en la sección de 121
/4 pulgadas. En comparación con los promedios de los pozos vecinos (marrón), la barrena de PDC recién
diseñada, corrida en los pozos J-05, J-11 y J-12 (verde), perforó 165% más metros, con un incremento de la ROP del 122%. La barrena se encontraba en
buen estado al ser extraída.
Nombre
del pozo Número
Fecha de
inicio de la
perforación
Tipo de
barrena
Extracción,
m
Perforado,
m Horas
ROP,
m/h
Inclinación,
grados BHA I O C L #1
Clase de barrenas
#2 #3 G O R
Hyedua
Hyedua
Hyedua
Jubilee
Jubilee
Jubilee
Jubilee
02
02
02
02
05
11
12
25 de oct. de 2008
25 de oct. de 2008
25 de oct. de 2008
11 de abr. de 2009
22 de jul. de 2009
8 de ago. de 2009
31 de ago. de 2009
TCI = inserto de carburo de tungsteno. Código de clasificación de barrenas: I = estructura de corte interna; O = estructura de corte externa; C = cono; L = localización; S = faldón;
A = todas las áreas; #1, #2, #3 = cojinete; E = efectividad del sello; X = sin cojinetes; G = calibre; O = otras características de desgaste; LT = pérdida de cortador; NO = sin características
de desgaste; WT = cortadores gastados; RO = remoción del anillo; R = motivo de la extracción; CP = punto de extracción del núcleo; PR = velocidad de penetración; TD = profundidad total,
profundidad de entubación.
PDC 6
PDC 4
TCI 527
PDC 5
PDC 5
PDC 5
PDC 5
3 393
3 565
3 663
4 215
4 192
4 213
4 292
996
57
98
1 135
1 702
1 481
1 349
56,0
18,5
48,5
126,6
80,5
90,5
71,1
17,8
3,1
2,0
9,0
21,1
16,4
19,0
14
Vertical
Vertical
38
49
40
44
BHA 8
Rotativo
Rotativo
BHA 8
BHA 12
BHA 12
BHA 12
2
1
5
3
1
2
3
8
2
4
4
2
3
8
RO
WT
BT
WT
WT
WT
WT
S
S
A
A
S
S
S
X
X
E
X
X
X
X
X
X
E
X
X
X
X
X
X
E
X
X
X
X
1
1
2
1
1
1
2
LT
NO
WT
CT
NO
NO
RO
CP
PR
TD
TD
TD
TD
TD

mente en operaciones de aguas profundas, en las
que deben utilizarse muchas sartas de revesti-
miento para controlar las pérdidas de fluido de
perforación ya que la ventana de presión de poro y
gradiente de fractura se estrecha rápidamente.
Con un pozo de mayor diámetro también se puede
abordar el desafío que plantean las ventanas de
perforación pequeñas mediante las caídas de pre-
sión por fricción reducidas en el espacio anular, lo
que genera una densidad de circulación equiva-
lente (ECD) más baja. El resultado buscado es un
huelgo interno suficientemente grande, a través
de la sarta de la tubería de revestimiento de pro-
ducción, para admitir todo el equipamiento de
terminación necesario.
El ensanchamiento del pozo durante la perfo-
ración puede ser problemático en ciertas situa-
ciones. En combinación con los motores de fondo
de pozo o los arreglos de sistemas de perforación
rotativa direccional, el rectificador debe ser sufi-
cientemente sólido para soportar el peso adicio-
nal del arreglo direccional suspendido por debajo
de éste y, así y todo, mantener una flexibilidad
suficiente para producir un pozo de calidad a tra-
vés de los cambios de trayectoria que a veces son
significativos. No obstante, quizás los desafíos
más grandes para el diseñador del BHA y de la
barrena son las dificultades que surgen cuando el
rectificador y la barrena están penetrando forma-
ciones de diferente dureza. Esta diferencia puede
hacer que se perfore a velocidades diferentes, lo
cual genera vibraciones torsionales y laterales en
la sarta de perforación.
En el campo Pagoreni, la compañía operadora
Pluspetrol estaba experimentando problemas de
vibraciones que producían una ROP inaceptable-
mente baja y la destrucción de las costosas herra-
mientas de obtención de mediciones de fondo de
pozo. El campo Pagoreni se encuentra ubicado en
tierra firme, en una faja plegada y corrida andina,
en la porción sur de la cuenca del río Ucayali de
Perú. Pluspetrol comenzó a desarrollar el campo
en mayo de 2006. El pozo desviado Pag1001D
alcanzó la profundidad de 3 139 m [10 300 pies] a
aproximadamente 1,6 km [1 mi] al sudeste de la
localización de superficie y confirmó la presencia
de cantidades comerciales de gas húmedo en la
formación Nía Superior. Esta situación condujo a
la compañía operadora a lanzar un programa de
desarrollo de seis pozos, destinados a recuperar un
volumen estimado de reservas recuperables proba-
das y probables de 99 100 millones de m3 [3,5 Tpc].
En los primeros tres pozos se desarrollaron
problemas de vibraciones, mientras la compañía
operadora estaba perforando un agujero piloto de
105
/8 pulgadas que fue ensanchado hasta alcanzar
121
/4 pulgadas, utilizando un rectificador expansible.
En estos pozos se planteaban problemas de atas-
camiento-deslizamiento y altas vibraciones axiales
y laterales durante la perforación de las secciones
tangentes. Los enfoques de tipo prueba y error
respecto de los cambios del BHA permitían ali-
viar levemente las vibraciones axiales y laterales,
pero exacerbaban la severidad del fenómeno de
atascamiento-deslizamiento.22
La sección problemática incluía la siguiente
secuencia estratigráfica:
• La formación Vivián: una arenisca cuarzosa
friable dura, fina a muy fina, con una UCS de
11 000 lpc [75,8 MPa]
• Chonta Superior: una formación de arcilla y
lutita de naturaleza blanda y calcárea con una
UCS de 5 000 lpc [34,5 MPa]
• Chonta Inferior: capas de caliza dura con una
UCS de 14 000 lpc [96,5 MPa].
Imposibilitada de superar las disfunciones de
perforación a través de procesos iterativos, la
compañía operadora solicitó al equipo de inge-
niería i-DRILL de Smith la optimización del
diseño del BHA y la selección de la barrena de
PDC para su cuarto pozo Pag1004D. El equipo de
trabajo comenzó organizando los datos y la infor-
mación de pozos vecinos sobre las prácticas de
perforación de los tres pozos problemáticos pre-
vios: Pag1001D, Pag1002D y Pag1003D.
20. Murphy D, Tetley N, Partin U y Livingston D:
“Deepwater Drilling in Both Hard and Abrasive
Formations; The Challenges of Bit Optimisation,”
artículo SPE 128295, presentado en la Conferencia
Técnica de África Septentrional de la SPE, El Cairo,
14 al 17 de febrero de 2010.
21. Murphy et al, referencia 20.
22. Cassanelli JP, Franco M, Pérez J, Páez LC, Pinheiro C
y Frenzel M: “Dynamic Simulation: Solving Vibration/
Stick-Slip Issues Achieves Record ROP, Pagoreni Field,
Perú,” presentado en el Sexto Seminario Internacional
sobre Exploración y Explotación de Hidrocarburos
(INGEPET), Lima, Perú, 13 al 17 octubre de 2008.
> Rectificador–ensanchador del pozo. Un rectificador está diseñado de
manera tal que su estructura de corte puede expandirse hasta alcanzar un
tamaño mayor que el diámetro de la barrena piloto, una vez que ambos
salieron de la zapata de entubación e ingresaron en el intervalo a ensanchar.
Este rectificador concéntrico incluye un diseño de tipo mecanismo de
extensión y bloque de cortador de una sola pieza. El sistema de accionamiento
de tipo machihembrado pasa por debajo de los bloques de la estructura de
corte de la formación de PDC y la ensancha hasta que alcanza un diámetro
preseleccionado, que es mantenido por el patín del estabilizador-calibre
abiertos simultáneamente. Al mismo tiempo, existen tres estructuras de corte
rectificadoras bloqueadas en su lugar para permitir que el rectificador
ensanche el pozo durante el viaje de salida, si se requiere. Los bloques se
traban en su lugar con el sistema hidráulico de la herramienta. El diseño del
cuerpo de una sola pieza incrementa el esfuerzo de torsión (torque) de la
herramienta y su capacidad de carga, lo que asegura que manipule en forma
eficiente el gran peso del BHA del sistema rotativo direccional.
Estructura de corte
rectificadora
Patín de
estabilizador–calibre
Estructura de corte
de la formación
Controlador Z
Sistema de accionamiento
tipo machihembrado

16 Oilfield Review
Estos datos de pozos vecinos fueron ingresados
en el programa de modelado del BHA. El modelo
incluyó la barrena de PDC, el sistema RSS, la uni-
dad LWD, el rectificador expansible y la sarta de
perforación operada con el sistema de comando
de superficie. Todas las dimensiones y materiales
de la sarta de perforación de los pozos vecinos,
además de una medición del calibrador de los
pozos vecinos, fueron incorporadas en el modelo.
Luego, el modelo se calibró utilizando otros datos
de pozos vecinos; éstos incluían la velocidad de
rotación, el WOB, el esfuerzo de torsión en la
superficie y la carga en el gancho, además de datos
derivados de las mediciones de fondo de pozo.
Las simulaciones fueron corridas y ajustadas
reiteradas veces hasta que se duplicaron las con-
diciones de los pozos vecinos para lograr un
ajuste estadístico. Las simulaciones permitieron
que los ingenieros visualizaran la interacción de
los sistemas previos y los pozos, y determinaran
la causa raíz de los rendimientos de perforación
deficientes en los primeros tres pozos. Luego se
probó el modelo virtual resultante para predecir
los efectos de los diferentes tipos de barrenas,
diseños de BHA, mecanismos de empuje y pará-
metros de operación, como una función del
tamaño del pozo y la litología.
Para determinar perfil de la barrena de PDC,
el número de cuchillas y cortadores, la longitud del
calibre, los patrones de fondo de pozo y el balance
de fuerzas óptimos ejercidas sobre las cuatro
barrenas, se corrió una serie de casos virtuales.
Las pruebas de laboratorio ayudaron a determi-
nar las estructuras de corte más adecuadas en
términos de agresividad, cuando se utilizan en
combinación con la barrena de 121
/4 pulgadas con
cortadores de 13 mm [0,51 pulgada]. Los técnicos
de Smith pudieron efectuar esta determinación
utilizando el laboratorio IDEAS para simular la
presión de confinamiento de las formaciones
específicas a perforar. Luego se calculó la ROP
potencial utilizando un modelo FEA que consi-
dera las dimensiones precisas y las propiedades
de la estructura de corte, la dureza de la roca, o
la UCS, la litología y la presión confinada en base
a las pruebas de laboratorio.
Los ingenieros modelaron los componentes del
BHA para probar diversos escenarios destinados a
reducir las vibraciones. Para el campo Pagoreni, el
equipo de trabajo i-DRILL identificó cuatro esce-
narios críticos con potencial de inducción de
vibraciones, que podrían plantearse durante la
perforación de las zonas de transición entre las
formaciones Vivián, Chonta Superior y Chonta
Inferior (izquierda, extremo superior). Estos esce-
narios incluyeron las siguientes situaciones:
• barrena y rectificador en Vivián
• rectificador en Vivián, barrena en Chonta
Superior
• barrena y rectificador en Chonta Superior
• rectificador en Chonta Superior, barrena en
Chonta Inferior.
> Cuatro escenarios críticos. Los ingenieros identificaron cuatro situaciones críticas encontradas
durante la perforación de la sección tangente a través de las formaciones Vivián, Chonta Superior
y Chonta Inferior con un rectificador de 121
/4 pulgadas y una barrena piloto de 105
/8 pulgadas.
Los escenarios críticos —durante los cuales es más probable que se produzcan vibraciones
perjudiciales— tienen lugar cuando la barrena y el rectificador se encuentran en la formación
Vivián (1), el rectificador se encuentra en la formación Vivián mientras la barrena está en la
formación Chonta Superior (2), la barrena y el rectificador se encuentran en Chonta Superior (3)
y mientras el rectificador se encuentra en Chonta Superior y la barrena en Chonta Inferior (4).
Formación
Vivián
UCS, 11 000 lpc
Formación
Chonta Superior
UCS, 5 000 lpc
Formación
Chonta Inferior
UCS, 14 000 lpc
Rectificador
Barrena
1
Rectificador
Barrena
2
Rectificador
Barrena
3
Rectificador
Barrena
4
Profundidadmedida
> Conclusiones de las operaciones de perforación en zonas de transición. En base a su análisis, los
ingenieros llegaron a la conclusión de que el escenario 2, en el que la barrena se encuentra en la
formación relativamente blanda, Chonta Superior, y el rectificador en la formación dura, Vivián, es el
más crítico de todos los escenarios. El escenario 2 es también el menos eficiente para el rectificador.
El peor escenario para la barrena se genera cuando el rectificador se encuentra en la formación
blanda Chonta Superior y la barrena, en la formación dura Chonta Inferior. En base a los puntajes
resultantes, el modelado indicó la mejor barrena para cada escenario. El estudio se basó en una
ecuación de resultados normalizados, en la que a cada parámetro de perforación seleccionado se le
asignó un peso específico de acuerdo con la importancia del operador. En este proyecto específico,
se efectuó una distribución equitativa del peso para la ROP promedio, la barrena, el rectificador y el
fenómeno de atascamiento-deslizamiento (stick-slip) de superficie, la barrena y las vibraciones
laterales del rectificador, y el cambio de la velocidad de rotación en el fondo del pozo.
Formación
Vivian
UCS, 11 000 lpc
Formación
Chonta Superior
UCS, 5 000 lpc
Formación
Chonta Inferior
UCS, 14 000 lpc
Profundidadmedida
Rectificador
Barrena
1
Rectificador
Barrena
2
Rectificador
Barrena
3
Rectificador
Barrena
4
Peor escenario para la barrena
Peor escenario para el rectificador

Para entender mejor la dinámica involucrada
en los cuatro escenarios, los ingenieros efectuaron
cinco análisis virtuales en profundidad, utilizando
las cuatro barrenas candidatas en combinación
con el rectificador:
• distribución del peso (WOB y peso sobre el rec-
tificador) versus ROP
• vibración lateral (barrena y rectificador) ver-
sus ROP
• vibración por esfuerzo de torsión (barrena y
rectificador) versus ROP
• esfuerzo de torsión promedio (barrena y rectifi-
cador) versus ROP
• riesgo de atascamiento-deslizamiento versus
ROP.
Sobre la base de estos análisis, los ingenieros
llegaron a la conclusión de que el escenario más
crítico era aquél en el que la barrena se encon-
traba en la formación blanda Chonta Superior y el
rectificador en la formación dura Vivián. Ésa era
además la sección en la que el rectificador resul-
taba menos eficiente. No obstante, el peor caso
para la barrena se daba cuando el rectificador se
encontraba en la formación Chonta Superior y la
barrena en la formación Chonta Inferior, más
dura (página anterior, abajo).23
En conjunto, el
método óptimo para balancear los requerimientos
de ROP máxima y reducción de las vibraciones,
considerando los cuatro escenarios desafiantes,
implicó el empleo de un diseño de barrena de seis
cuchillas compatibles con el sistema rotativo
direccional.
Los desafíos asociados con la
perforación de lutitas gasíferas
En las formaciones arcillosas de todo el mundo se
están descubriendo recursos masivos de gas.
Debido a su permeabilidad extremadamente baja,
a estos yacimientos de lutitas se accede utili-
zando pozos horizontales largos, perforados
usualmente con barrenas de PDC con insertos de
carburo de tungsteno. Luego, la formación se
abre a través de múltiples fracturas hidráulicas.
En la lutita Marcellus del noreste de EUA, los
operadores observaron que la perforación de pozos
laterales largos con barrenas de PDC convenciona-
les producía fallas prematuras de las barrenas y
carreras cortas debido a problemas de empasta-
miento de las barrenas, un comportamiento direc-
cional deficiente y la pérdida de control de la
orientación de la herramienta. El fenómeno de
empastamiento taponaba las boquillas de las
barrenas y empacaba los cuerpos de estas herra-
mientas (arriba, a la derecha). Los recortes no
eran transportados de regreso por el espacio anu-
lar, sino que se acumulaban alrededor de la
barrena, lo cual generaba el posible atascamiento
de la columna de perforación. Todo esto reducía
significativamente la ROP e incrementaba el atas-
camiento-deslizamiento de la sarta de perforación.
Dado que la lutita Marcellus corresponde a
una extensión productiva relativamente nueva,
los ingenieros de Smith debieron diseñar una
barrena con pocos datos de pozos vecinos a mano.
La historia disponible daba cuenta de numerosos
operadores con configuraciones diversas de sar-
tas de perforación, BHA y barrenas, lo que dificul-
taba el análisis. No obstante, basándose en el
sistema IDEAS, estos ingenieros proveyeron un
diseño que mejoró efectivamente la ROP pero no
abordó en su totalidad el problema del control de
la orientación de la herramienta y el tapona-
miento de las boquillas.
En el primer intento, se creó una línea base a
partir de la cual los ingenieros pudieron diseñar
una segunda barrena. Esta segunda iteración
satisfizo los requerimientos de orientabilidad de
los perforadores direccionales y produjo una ROP
aceptable a través de la sección de incremento
angular, lo que hizo más fácil, más rápida y menos
costosa la construcción de una curva en el tra-
yecto del pozo con el ángulo, el azimut y la tasa de
incremento angular deseados.
No obstante, las ROPs logradas a través de los
tramoslateralesde610a914m[2000a3000pies],
que representaron la porción más grande del costo
de perforación, fueron menos que satisfactorias.
Los ingenieros sabían que las operaciones de per-
foración con los equipos normalmente disponibles
en América del Norte estaban siendo retrasadas
por problemas de limpieza deficiente de los pozos
como consecuencia de la baja energía hidráulica
disponible en la barrena, lo que es común a la hora
de perforar pozos horizontales en formaciones
arcillosas. Las iteraciones del diseño, que reorien-
taron y reposicionaron las boquillas de las barre-
nas, no ayudaron demasiado a aliviar el problema.
Los técnicos del laboratorio IDEAS de Smith
no lograron obtener muestras reales de la roca a
perforar, pero pudieron utilizar el análisis DBOS
para equiparar las rocas Marcellus con las lutitas
Wellington y Mancos almacenadas en su biblioteca.
El propósito de su diseño era el logro de una
buena orientabilidad a través de la curva para
mantener un buen control de la orientación de la
herramienta y efectuar menos correcciones del
curso, y al mismo tiempo generar tasas de incre-
mento angular oscilantes entre 8° y 12° cada 30 m
[100 pies]. Además, los técnicos procuraban lograr
un incremento significativo de la ROP en los tra-
> Taponamiento de las boquillas. Un problema común en la perforación de pozos de alcance extendido
en formaciones de lutita es la tendencia de los recortes a acumularse frente a la cara de la barrena
porque la sarta de perforación se encuentra inactiva mientras los perforadores realizan conexiones y
las bombas están desactivadas. Si el diseño del cuerpo y de las ranuras para detritos no permite el
movimiento eficiente de los recortes más allá de la barrena, cuando se reanuda la circulación
después de volver a accionar las bombas, puede producirse una acumulación de recortes que se
introducen en las boquillas y las taponan (izquierda). Del mismo modo, es posible que los recortes
queden estrangulados entre el agujero y el calibre de la barrena, lo que impide la limpieza adecuada
del pozo (derecha).
Boquillas
Ranuras para
detritos
Cara de la
barrena Capa de recortes
Cara de la
barrena
Cuerpo de
la barrena
Estructuras
de corte
Pared del pozo horizontal
23. Cassanelli et al, referencia 22.

18 Oilfield Review
> Solución para la lutita Marcellus. Dado que la erosión del cuerpo de la
barrena genera menos preocupación durante la perforación de lutitas que
durante la perforación de arenas más abrasivas, el cuerpo de la barrena pudo
fabricarse en acero. Esto permitió a los diseñadores utilizar un cuerpo más
aerodinámico (extremo superior derecho) porque las cuchillas de acero
menos frágil pudieron hacerse más largas y más delgadas sin estar sujetas a
las fallas producidas por episodios de rotura por impacto. Además, el acero
permite la construcción de barrenas más cortas (extremo inferior derecho)
que las que son posibles en el caso de las barrenas con cuerpo de matriz
(extremo inferior izquierdo), lo que mejora su capacidad para atravesar
ángulos con cambios extremos utilizando un motor de perforación.
Cuerpo de matriz
Ranuras
para detritos
Diferencia en la longitud de enrosque
Cuerpo de acero
mos laterales. Las pruebas IDEAS indicaron que
las estructuras de corte con perfiles más planos
proporcionan menos resistencia a los cambios de
inclinación; por ende, estas estructuras fueron
adoptadas en el diseño. Además, los técnicos
optaron por cortadores con un diámetro oscilante
entre 11 y 13 mm [0,43 y 0,51 pulgada] porque las
pruebas demostraron que exhibían menos profun-
didad de corte (DOC) que los cortadores más
grandes cuyo diámetro variaba entre 16 y 19 mm
[0,63 y 0,75 pulgada]. El incremento de la DOC
genera una respuesta instantánea de mayor
esfuerzo de torsión, que puede producir la pér-
dida del control de la orientación de la herra-
mienta y de ese modo obstaculizar la respuesta
direccional. Por otro lado, se efectuaron mejoras de
los materiales con endurecimiento superficial de
las barrenas de perforación para proteger el acero
contra la acción erosiva del fluido de perforación.
Los diseñadores llegaron a la conclusión de
que los recortes no estaban siendo desplazados
de la barrena porque las áreas de flujo existentes
entre las cuchillas de los cortadores y el espacio
anular, denominadas ranuras para detritos, eran
demasiado estrechas. Para incrementar estas
áreas de flujo, los ingenieros podían aumentar la
altura de las cuchillas de la barrena y al mismo
tiempo reducir su ancho, pero eso planteaba un
problema. Los diseños de las matrices de las
barrenas actuales son limitados por la relación
de aspecto (relación entre la altura y el ancho de
la cuchilla) ya que la matriz de carburo de tungs-
teno es relativamente frágil y las cuchillas que
exceden una cierta relación a menudo se rompen
ante el impacto con la formación. Con el tiempo,
las barrenas que previamente se fabricaban con
acero fueron reemplazadas por las barrenas de
carburo de tungsteno, lo que permitió que tolera-
ran las fuerzas erosivas generadas por la arena de
las formaciones abrasivas y los fluidos de perfora-
ción que fluían más allá del cuerpo de la barrena.
En consecuencia, el uso de barrenas de PDC con
cuerpo de acero raramente se considera en nues-
tros días, salvo para perforar tramos relativa-
mente cortos y de bajo costo.
La solución se halló en una práctica previa.
Dado que la lutita se caracteriza por su baja capa-
cidad abrasiva, el acero es suficientemente dura-
dero como para perforar estas formaciones sin
preocuparse por la erosión. Y, dado que el acero es
menos frágil que la matriz de carburo de tungs-
teno, las cuchillas pueden ser extendidas a más
distancia respecto del cuerpo de la barrena con
mucho menos potencial de rotura por impacto
(izquierda). Mediante el incremento de la altura
y la reducción del ancho de la cuchilla, el área de
flujo existente entre el cuerpo de la barrena y la
pared del pozo se incrementó significativamente
y los recortes de perforación pudieron pasar con
más libertad al espacio anular, lejos de la estruc-
tura de corte. La roca fresca quedó expuesta y la
ROP se incrementó.
Mediante la utilización de acero, los diseñado-
res lograron perfeccionar el cuerpo de la barrena
para facilitar el barrido de los recortes desde el
centro de la barrena hacia el interior de las ranu-
ras para detritos. El diámetro del cuerpo de la
barrena también pudo reducirse, con lo cual se
incrementó la distancia existente entre el pozo y
el cuerpo de la barrena en la ranura para detritos.
Además, se calculó la dinámica de fluidos
para simular el régimen de flujo en la barrena.
Esto permitió emplazar y orientar las boquillas
para minimizar la recirculación en la cara de la
barrena, lo que aseguró la remoción eficiente de
los recortes y la eliminación de los fenómenos de
empastamiento y taponamiento. Los ángulos de
contorno de las cuchillas también fueron diseña-
dos para optimizar el flujo de fluidos en la barrena,
y a lo largo y por encima de ésta, con el fin de
minimizar la erosión del acero por la acción del
lodo de perforación que acarrea los recortes
(próxima página). La hidráulica resultante, exis-
tente en la cara de la barrena, también incre-

> Trayectos de flujo de fluidos. Una vez que los ingenieros seleccionaron el diseño óptimo de la barrena Spear para la perforación de la lutita Marcellus,
se utilizó un programa computacional de dinámica de fluidos para determinar cómo se limpiaba y se refrigeraba la cara de la estructura de corte, cuán
efectivamente se limpiaba el pozo y cómo los recortes se evacuaban del área de la barrena y pasaban a lo largo del espacio anular. Cada color
representa el trayecto del flujo desde una boquilla específica. El modelado del flujo de fluidos a través de la cara de la herramienta (izquierda) indicó la
existencia de una buena cobertura total sin puntos muertos. Una perspectiva lateral (derecha) indicó que el flujo dirigía los recortes lejos de la barrena
en vez de recircularlos alrededor del cuerpo de ésta. Para ajustar el número, tamaño, localización y orientación de las boquillas hasta lograr un diseño
optimizado se utiliza un programa computacional de dinámica de fluidos.
mentó la estabilidad y redujo las vibraciones, lo
que mejoró la ROP y la orientabilidad.
EstabarrenaSpeardePDCconcuerpodeacero
recién desarrollada, optimizada para ser utilizada
con lutitas, ha sido empleada con éxito en las for-
maciones arcillosas Bakken, Barnett, Marcellus e
Eagle Ford de América del Norte. En la aplicación
correspondiente a la formación Marcellus, la
ROP objetivo para la perforación del tramo hori-
zontal con una barrena de 83
⁄4 pulgadas era de
15,2 m/h [50 pies/h]. La barrena Spear alcanzó
ROPs superiores a 19,8 m/h [65 pies/h]. En el
área de la lutita Marcellus, una barrena Spear de
63
⁄4 pulgadas perforó consistentemente el tramo
horizontal en una sola carrera, con ROPs entre
un 10% y un 20% más altas que el rendimiento del
mejor pozo vecino.
La perfección futura
Si bien en algún momento la preocupación de la
industria del petróleo y el gas giró en torno del
descubrimiento de hidrocarburos en cantidades
económicas, hoy gran parte de su atención se
centra en la producción de las reservas remanen-
tes y no convencionales. Eso puede traer consigo
la minimización de la huella superficial, a la vez
que se perforan pozos horizontales para alcanzar
objetivos ubicados a varios kilómetros de distan-
cia y a cientos de metros por debajo de zonas
pobladas o ambientalmente sensibles. O tal vez el
desafío consista simplemente en perforar pozos a
través de litologías complejas con ROPs que no
destruyan la economía de los proyectos.
Cualquiera sea el motivo, el acceso a los
numerosos yacimientos potenciales de petróleo y
gas de nuestros días requiere el mejoramiento de
las eficiencias de perforación para mantener la
viabilidad económica. Muchos de las obstáculos
que interfirieron en la implantación de las mejo-
res prácticas de perforación están siendo afecta-
dos por la revolución planteada en materia de la
rápida recolección, organización e implementación
de vastas cantidades de datos. Las limitaciones
impuestas por la incapacidad humana para utilizar
los inmensos volúmenes de datos disponibles de
fuentes numerosas y disímiles han sido superadas
en gran parte gracias a los avances espectaculares
registrados recientemente en materia de capaci-
dad computacional.
El análisis FEA es quizás una de las más visi-
bles de estas nuevas herramientas diseñadas
para mejorar la eficiencia de perforación, pero se
vislumbran otras en el horizonte. Por ejemplo, si
bien ya se han instrumentado los medios para
acumular grandes cantidades de datos sobre ope-
raciones de perforación, los operadores no siem-
pre conocen la mejor manera de apalancar los
datos para mejorar el nivel de desempeño de per-
foración en los pozos futuros. Un esfuerzo actual-
mente en curso, que está experimentando éxito
en las pruebas de campo, aborda esta necesidad
mediante el empleo de redes neuronales para
aprender cómo perforar las formaciones de un
campo dado de manera óptima. El primer paso de
este proceso consiste en entrenar la red neuronal
con datos de pozos vecinos y utilizar un proceso
que incluye la caracterización de los intervalos.
Luego, el sistema presenta predicciones en tiempo
real al perforador acerca del WOB y la velocidad
de rotación que permitirán maximizar la vida útil
de la barrena.
La industria de perforación ha analizado por
mucho tiempo la automatización de la perfora-
ción. Bajo esa categoría general, las operaciones
de perforación experimentaron innovaciones
parciales en el piso de perforación, tales como las
llaves doble automáticas y los malacates automa-
tizados para ejecutar las tareas que antes se rea-
lizaban a mano con menos eficiencia. Pero un
sistema de perforación verdaderamente automa-
tizado será aquel que pueda entender y reaccio-
nar en tiempo real a las interacciones dinámicas
complejas existentes entre la barrena, el BHA, la
sarta de perforación y la formación. Eso podrá
hacerse realidad pronto, pero tendrá mucho menos
valor si no comienza con una barrena correcta-
mente diseñada. —RvF

01 bit design

Recomendados

Recomendados

Más contenido relacionado

La actualidad más candente

La actualidad más candente (18)

Similar a 01 bit design

Similar a 01 bit design (20)

Último

Último (20)

01 bit design